Султангулово-Заглядинского месторождения 2

49

Утилизация газа В настоящее время на месторождении весь попутный газ используется на собственные нужды в котельных и печах

подогрева нефти на установках подготовки нефти. Незначительная добыча попутного газа и входящий в состав сероводород не позволяют использовать его на бытовые нужды. Свободный газ добываемый с сакмарского горизонта предлагается использовать на собственные нужды.

2.8 Общие выводы и рекомендации

Султангулово-Заглядинское месторождение открыто в 1942 году, в опытную эксплуатацию введено в 1943 году.

В настоящее время месторождение находится в IV стадии разработки. Разработка объекта ведется низкими темпами.

Четвертой стадии разработки характерны высокая обводненность : обводненность турнейского потока составляет 20-30

% масс., а обводненность девонского 80 % масс.

Поскольку месторождение находится на последней стадии разработки рекомендовать замену старых или строительство новых объектов экономически нецелесообразно.

Для защиты от коррозии выкидных линий и водоводов рекомендуется использовать ингибиторы коррозии.

Использование попутного газа достигает 95%. Отсепарированный газ используется на собственные нужды в печи подогрева нефти и котельную.

Консорциум « Н е д р а »

50

3. Анализ, требования и рекомендации к системе поддержания пластового давления

3.1 Существующее положение системы ППД

По состоянию на 01.01.2017г. фонд действующих нагнетательных скважин составляет 30 единиц [3]. В настоящее время Султангулово-Заглядинское месторождение разрабатывается с поддержание пластового давления. В качестве рабочего агента для системы ППД используется минерализованные воды. Закачка воды производится с КНС, которая находится рядом с УПН, по системе высоконапорных водоводов.

Для обеспечения надежной работы системы ППД в процессе эксплуатации необходимо в нагнетательных скважинах в соответствии с «Обязательным комплексом промысловых геофизических и гидродинамических исследований в скважинах» не менее одного раза в неделю количественно замерять приемистость, давление нагнетания воды на устье и давление в межтрубном пространстве. При изменении какого-либо из измеренных параметров более чем на 20% от первоначального, скважина останавливается и проводятся исследования причин изменения режима ее работы, в том числе определяется состояние герметичности обсадной колонны и цементного кольца за колонной.

Устье нагнетательной скважины оборудуется малогабаритной арматурой типа АН 50 21ХЛ. Во избежание замораживания устьевой арматуры скважин необходимо организовать обогрев гибкой электронагревательной лентой.

Во избежание замораживания устьевой арматуры скважин с приемистостью на уровне 200 м3/сут в зимний период необходимо утеплять пенополистирольными колпаками или организовать обогрев гибкой электронагревательной лентой.

Консорциум « Н е д р а »

51

3.2 Требования к качеству закачиваемой воды

Эффективная организация системы ППД предъявляет повышенные требования к виду и качеству закачиваемой воды.

Вода для закачки в пласт должна отвечать требованиям ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов.

Требования к качеству» [5]. Согласно данному ОСТу вода для системы заводнения пластов должна отвечать следующим требованиям:

−совместима с пластовой водой и породой. При контакте закачиваемой воды с водой продуктивного пласта и породой коллектора может быть допущено снижение фильтрационной характеристики на 20 %;

−значение РН должно находится в пределах от 4,5 до 8,5;

−содержание растворенного кислорода не должно превышать 0,5 мг/литр;

−содержание ионов железа не более 2 мг/литр;

−набухаемость глин коллекторов в закачиваемой воде не должно превышать значения их набухаемости в воде конкретного месторождения;

−при коррозионной активности воды свыше 0,1 мм/год необходимо предусматривать мероприятия по антикоррозионной защите трубопроводов и оборудования;

−при заводнении продуктивных пластов, содержащих сероводород, следует учитывать возможность образования сернистого железа, что обусловливает необходимость разработки мероприятий для удаления ионов трехвалентного железа из воды;

Консорциум « Н е д р а »

52

− не допускается присутствие сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ) в воде, предназначенной для закачки,

если пластовые флюиды (нефть, газ и пластовая вода) не содержат сероводород;

−в воде, нагнетаемой в продуктивные коллектора, пластовые воды которых не содержат сероводород или содержат ионы железа, сероводород должен отсутствовать;

−при снижении коэффициента приемистости нагнетательных скважин с начала закачки воды на 20% следует проводить мероприятия по восстановлению фильтрационной характеристик и призабойной зоны, улучшать качество закачиваемой воды.

Для обеспечения надежной и эффективной работы системы ППД в процессе эксплуатации необходимо провести

следующее:

−путем пробных закачек с одновременным проведением гидродинамических и геофизических исследований определить оптимальное давление нагнетания для каждой скважины, обеспечивающее проектный уровень закачки и необходимый перепад давления между забоями нагнетательных и добывающих скважин;

−организовать регулярный отбор и анализ проб воды на содержание механических примесей с устьев нагнетательных скважин с целью выявления влияния качества закачиваемой воды на приемистость нагнетательных скважин;

−регулярно проводить проверку технического состояния и герметичности эксплуатационных колонн, насосно-

компрессорных труб и пакеров всего фонда скважин; в нагнетательных скважинах проверка герметичности колонны

должна проводиться не реже двух раз в год.

Консорциум « Н е д р а »

53

В процессе закачки воды в пласт возможна кольматация наименее проницаемых интервалов при повышенном содержании твердых взвешенных веществ (ТВВ) и нефтепродуктов в закачиваемой воде, несмотря на то, что продуктивные терригенные и карбонатные коллекторы пластов Б2, Т1 и Д0 и Д1 Султангулово-Заглядинского месторождения, на которых производится закачка воды, характеризуются средними фильтрационно-емкостными свойствами, поэтому к закачиваемой воде должны предъявляться определенные требования: минимальное содержание мехпримесей (КВЧ) и нефтепродуктов.

Опыт эксплуатации систем ППД в большинстве нефтедобывающих регионов показал, что для эффективной разработки трещиновато-поровых коллекторов заводнением суммарное содержание в воде мехпримесей и нефти не должно превышать 30 – 100 мг/л. Опыт разработки карбонатных коллекторов Урало-Поволжья показывает также, что при закачке минерализованной воды в такие залежи может происходить саморегулирование приемистости и ее профиля,

поэтому особых дополнительных требований к качеству закачиваемой в пласт воды не предъявляется.

Для увеличения приемистости наименее проницаемых интервалов пласта нагнетательных скважин необходимо проводить мероприятия по очистке ПЗП нагнетательных скважин от кольматирующих частиц и нефтепродуктов. Для этого может использоваться периодическая закачка органических растворителей (для удаления нефтепродуктов) и

раствора соляной кислоты (растворение осадков солей и гидроксида железа) с добавкой ингибитора коррозии.

3.3 Обоснование геологических объектов и конструкции поглощающих скважин для утилизации попутно

добываемых вод

Буровые скважины по назначению и условиям эксплуатации можно подразделить на следующие типы:

Консорциум « Н е д р а »

54

-поглощающие скважины;

-дренажно-поглощающие скважины.

Поглощающие скважины подают воду непосредственно в эксплуатируемый пласт. Они эксплуатируются как в режиме (налива) при самотечной подаче воды, так и в режиме принудительной закачки под давлением.

На Султангулово-Заглядинском месторождении на 01.01.2017 г. пробурено восемь скважин, из них две действующие скважины (№ 2, 304), четыре скважины находятся в бездействии.

Скважина № 304 на Султангуловской площади бурилась как нагнетательная, для нагнетания воды в пласт пашийской свиты. Фактическая глубина 2484 м.

Конструкция скважины следующая:

Направление диаметром 406,40 мм спущено на глубину 24,15 м, зацементировано до устья. Направление устанавливают для предотвращения размыва потоком бурового раствора рыхлых насосных пород, а также для подъема раствора над поверхностью земли до уровня желоба циркуляционной системы.

Техническая колонна диаметром 279,40 мм спущена на 484,87 м и зацементирована 176 м от устья. Эксплуатационная колонна диаметром 127 мм спустили на глубину 2479,48 м и зацементирована 1257 м от устья.

Эксплуатационная колонна предназначена для прочной и надежной крепи ствола скважины.

По состоянию на 01.01.2017 г. работают две скважины. В скважину № 304 сброс девонской воды осуществляется на фаменский ярус. В скважину № 2 производится частичный сброс девонской и турнейской воды.

Консорциум « Н е д р а »

55

3.4 Общие выводы и рекомендации

Для обеспечения контроля и регулирования объемов закачки весь нагнетательный фонд должен быть оснащен расходомерами воды. К применению рекомендуются расходомеры типа СВУ или УРСВ. Расходомеры следует размещать либо на устье скважины, либо в блоке распределения воды (БРВ). Для регулирования расхода воды на устье каждой нагнетательной скважины необходимо установить легкосъемные штуцера из износостойких материалов или другое оборудование, позволяющее быстро регулировать режим работы нагнетательной скважины.

Консорциум « Н е д р а »

56

3.5 Технологический расчет сепаратора

Исходные данные для нефтегазового сепаратора НГС (С-1), установленного на УПН «Заглядинская».

Исходные данные для расчёта

1.Реальный расход жидкости, QЖ =450 м3/сут;

2.Расчетное давление, Ррасч=0,6 МПа;

3.Рабочая температура, Траб=20 0С;

4.φв=0,30 д.е.;

5.Газонасыщенность жидкости, Го=41 м3/т;

6.Плотность нефти, ρн=868,0 кг/м3;

7.Вязкость нефти, μн=12,5×10-3Па·с.

8.Объемный состав газа однократного разгазирования нефти

Таблица 3.1

yi0

Схема горизонтального сепаратора

Консорциум « Н е д р а »

57

Рис.3.1

Консорциум « Н е д р а »

58

Расчет сепаратора

1. Задаемся первым давлением схождения, которое для нефтегазовых систем должен быть не менее 35,0 МПа.

Выбираем величину 68.95 МПа, рекомендуемую в методическом указании [6].

2. По справочным таблицам находим константы равновесия для всех компонентов исходной смеси

Таблица 3.2

Ki

3. Для расчета состава фаз необходимо определить долю отгона при заданных температуре, давлении и составе сырья.

Доля отгона рассчитывается из уравнения равновесия для парожидкостной смеси. При заданных температуре, давлении и составе исходной смеси, поступающей на разделение, рассчитывают долю отгона методом последовательных

Если полученная сумма равно единице, то значение доли отгона выбрано правильно. В противном случае необходимо

отгона произведен с помощью пакета MSOffice.

Консорциум « Н е д р а »