Поддержание пластового давления на примере Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

-снижением числа порывов водоводов за счет снижения ∆P;

-сокращением затрат на ремонтные работы, связанные с ОПЗ;

-уменьшением объемов шламов при изливах нагнетательных скважин при ремонтных работах;

-снижением числа вновь бурящихся скважин в связи с утратой приемистости пробуренных ранее;

-вовлечением в товарные поставки извлеченной из воды капельной

нефти;

-проявлением экологического эффекта от снижения загрязнений окружающей среды при порывах трубопроводов с нефтесодержащими водами;

-исключением проблемы утилизации нефтесодержащих ТВЧ, характерной для других методов очистки и закачки пластовых вод;

-переводом части трубопроводов из высоконапорных в категорию низконапорных;

-снижением доли неэффективных затрат, связанных с бесполезной закачкой воды низкого качества в пласты, куда она поступать не могла в связи с кольматацией пор ТВЧ.

Рис.8. Схема подключения к КНС нагнетательных скважин, вскрывших пласты низкой, средней и высокой проницаемости

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

3.2.5Перспективы развития насосов малой производительности и индивидуальных насосов в НГДУ «Лениногорскнефть»

Свступлением Ромашкинского месторождения в позднюю стадию разработки, истощением нижележащих пластов горизонта ДI возникла необходимость более детально заняться вытеснением нефти с верхних пластов девона, представленными алевролитами, глинистыми отложениями, проницаемость которых очень низка. В настоящее время ведется активная разработка верхних пластов девона, слабопроницаемые коллектора которых требуют высоких давлений при малых объемах закачки.

Сначала 90-х годов идет реконструкция системы ППД, внедряются малопроизводительные насосы высокого давления. С внедрением ГНУ (горизонтальная насосная установка) стало возможным разработка слабопроницаемых пластов горизонта ДI. Внедрение насосов высокого давления не решает вопрос разработки слабопроницаемых коллекторов удаленных от КНС, малоприемистый фонд необходимый для охвата заводнением занимает значительную часть скважин. Решением этого вопроса стало внедрение погружных установок с верхним и скважинным приводом на основе погружных насосов ЭЦН. Задачей нового способа закачки является повышение эффективности разработки выравниванием фронта вытеснения и вовлечения в разработку слабопроницаемых коллекторов. Внедрение насосов УЭЦН непосредственно на скважинах позволяет повысить эффективность разработки выравниванием фронта вытеснения и вовлечь в разработку слабопроницаемые коллектора.

Таким образом, внедрение вышеперечисленных мероприятий по совершенствованию системы поддержки пластового давления позволяют значительно эффективнее, как в техническом, так и в экономическом плане решить вопрос разработки слабопроницаемых и неоднородных пластов коллекторов на поздней стадии разработки месторождения.

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

3.2.6 Выводы и предложения

На основании тех данных и анализов приведенных в данном проекте я сделал вывод, что для достижения высоких уровней добычи нефти и газа необходимо вводить в эксплуатацию нефтяные и газовые скважины с потенциально возможными дебитами , обеспечивая их высокую производительность в процессе всей эксплуатации. К числу основных причин низкой продуктивности скважин относятся слабая естественная проницаемость пласта и уменьшение проницаемости призабойной зоны пласта в следствии ее засорения механическими примесями и продуктами коррозии нефтепромыслового оборудования.

Для достижения более высоких показателей проницаемости призабойной зоны пласта я предлагаю производить магнитную обработку воды непосредственно перед ее закачкой в пласт. Устройства необходимые для обработки воды устанавливаются непосредственно на устье нагнетательной скважины. В качестве примера я привожу данные по двум нагнетательным скважинам, находящимся на Западно-Лениногорской площади, обслуживаемых ЦППД НГДУ «Лениногорскнефть»

Минеральный состав коллекторов Западно - Лениногорской площади Ромашкинского месторождения включает глинистые минералы , что _затрудняет закачку воды в системе поддержания пластового давления. На участках распространения низкопроницаемых коллекторов-алевролитов темпы закачки низки, и добыча нефти зависит от физико-химических свойств нагнетаемой воды. Это ставит задачу экономичным образом увеличить темпы закачки без существенных изменений в действующей системе ППД.

Анализ условий нагнетания в НГДУ «Лениногорскнефть» показал, что при закачке используются главным образом пресная и сточная воды, отбираемые из открытых водоемов и имеющих существенно меньшую минерализацию, чем пластовая. Опыт использования магнитных устройств, ранее применявшихся в НГДУ «Лениногорскнефть», показал, что

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

продолжительность их работы не превышает 1 года, а приемистость увеличивается на 15-20 %.

Анализ условий эффективного применения магнитной обработки закачиваемой воды, лабораторные исследования и расчеты позволили обосновать механизм процесса. Согласно предложенной теории магнитная обработка разрушает агрегаты примесей железосодержащих соединений и приводит к появлению активных коллоидных и субколлоидных частиц, способных повысить проницаемость закольматированной глинистыми частицами призабойной зоны. Лабораторные исследования технологии показали возможность значительного увеличения приемистости слабопроницаемых коллекторов даже при использовании воды, отбираемой из открытых водоемов.

С учетом опыта ранее применявшихся устройств для магнитной обработки жидкости на основе разработанной теории были разработаны и изготовлены на базе постоянных спецмагнитов устройства новой конструкции, устанавливаемые внутри трубопроводов.

При выборе конструкции магнитных устройств для установки на конкретных скважинах учитывалось, что давление в системе ППД высокое (до 30-40 МПа), а расход воды не превышает 300-400 м3/сут. Система магнитов, создающих магнитное поле для обработки водного раствора, была помещена в водонепроницаемый защитный кожух, выполненный из коррозионностойкой стали. Магнитное устройство было выполнено в форме цилиндра с элементами крепления внутри трубопровода. Устройство предназначалось для установки в трубопроводе вблизи устья нагнетательной скважины. Для установки был выбран наиболее простой в технологическом отношении вариант: устройство размещается в фланце соосно с внешним отрезком трубопровода и фиксируется распорными винтами, упирающимися в стенки трубы. Далее участок нагнетательной линии оборудовался фланцевыми соединениями, куда помещалось заранее подготовленное магнитное устройство и закреплялось на фланцах.

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Далее в таблице приведены геолого-технические данные о работе скважин 9198 и 24205 до установки магнитных устройств, во время их работы и после их демонтажа, на рисунке представлена гистограмма удельной приемистости, используемой в качестве характеристики работы скважин. Средняя удельная приемистость скв. 9198 увеличилась от 5,6 до 704 м3/МПа после установки устройства, т.е. в 1,3 раза. У скв. 24205 – от 5,6 до 11,3 м3/МПа, т.е в 2 раза. По этим данным можно сделать предварительный вывод о том, что наибольший эффект достигается при использовании магнитных устройств для обработки пресной воды (скв. 24205), где эффект выше, чем для сточной и достаточно высоким содержанием солей, хотя для уточнения особенностей влияния минерализации закачиваемой воды на эффективность работы магнитного устройства требуются дополнительные исследования. После снятия с этих скважин магнитных устройств в связи с предстоящими ремонтными работами приемистость стала снижаться, но длительное время превышала начальную.

По данным ЦППД НГДУ «Лениногорскнефть», на 09.01.97г. скв. 3332 и 9132, на которые были переустановлены магнитные устройства, имели более высокую, чем прежде, приемистость. Трубопроводы скважин, оборудованные магнитными устройствами, не замерзали в зимнее время, хотя на соседних нагнетательных скважинах приходилось прогревать трубопроводы из-за замерзания.

Эксплуатация магнитных устройств на новых трубопроводах подтвердила предварительные выводы об увеличении приемистости и показала преимущества их использования в зимний период, опасный промерзаниями трубопроводов системы ППД. Наблюдения за скважинами показывают, что повышенная приемистость сохраняется в течении нескольких месяцев после снятия магнитных устройств для обработки воды.

На основе результатов применения разработанных устройств в НГДУ «Лениногорскнефть» принято решение о расширении масштабов их внедрение на всех КНС ОАО «Татнефть».

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Выводы:

1.Применение магнитных устройств рассмотренного типа для улучшения работы системы ППД эффективно для увеличения темпов нагнетания и борьбы с замерзанием трубопроводов.

2.Использование магнитных устройств не требует затрат энергии и изменения парка оборудования системы ППД.

3.Устройство эффективно более года, эффект последствия сохраняется также более года.

4.Целесообразно расширение объемов применения магнитных устройств данного типа на нагнетательных скважинах месторождений Татарстана.

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

4.РАСЧЕТНАЯ ЧАСТЬ

4.1Расчет приемистости нагнетательных скважин на участке высокого

давления Западно-Лениногрской площади

Методика расчета Добытая нефть в пластовых условиях занимает объем

Q`н Qн bн (м3) (1)

Объем свободного газа в залежи, приведенная к атмосферным условиям,

Vсв Vг pплQн

, (м3) (2)

Объем свободного газа в пластовых условиях

Общая суточная добыча в пластовых условиях составит

V =Q н +V пл+Qв , (м3) (4)

Для поддержания давления требуется ежесуточно закачивать в залежь не менее указанного объема. При коэффициенте избытка К=1,2 потребуется следующее количество воды (без учета поступающего в залежь объема контурной воды):

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

Расчет.

Q=320500 1 ,18 =437,2 м3

н865

4.2 Расчет потерь давления при заводнении пластов в наземных трубопроводах и в скважине

Методика расчета Гидравлические потери напора на трение при давлении воды в

трубопроводах определяется по формуле:

L – длина трубопровода, м; d – диаметр трубопровода, м;

υ - скорость движения воды в трубопроводе.

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts

СПБГУАП | Институт 4 группа 4736

где Q – количество нагнетаемой воды, м3/сут

Для определения коэффициента гидравлических сопротивлений λ найдем значение Re

Re= υd

ν (3)

Если режим движения ламинарный, то коэффициент гидравлических сопротивлений находим по формуле (4), если турбулентный то по формуле (5):

λ=64

Re (4)

λ=0 ,3164

4√Re (5)

Потери напора на трение определяем по формуле (1) в Па.

Скорость движения воды в колонне диаметром d=76 мм по формуле (2)

в м/с.

Потери напора на трение при движении воды в колонне труб диаметром 76 мм определим по формуле (1) в Па.

Исходные данные

Контакты | https://new.guap.ru/i03/contacts