Ромашкинское месторождение

Бакалаврская работа
Содержание скрыть

Актуальность проблемы.Особую актуальность в последнее время приобрела проблема более полной выработки запасов нефти, поскольку в целом по стране наметилась тенденция к заметному снижению данного показателя. Главной причиной этого является ухудшение структуры разрабатываемых запасов нефти в связи с увеличением запасов нефти на месторождениях со сложным строением.

Трудноизвлекаемые запасы нефти связаны, в частности, с полимиктовымиколлекторамиотличающимися повышенным содержанием глинистого материала в виде цемента и обладающими способностью изменять свои фильтрационно-емкостные свойства (ФЕС) вследствие набухания глинистой составляющей при закачке в пласт воды иного химического состава, чем пластовая. Изменение ФЕС коллектора, безусловно, оказывает негативное влияние на процесс разработки залежи и конечнуюнефтеотдачу, но в настоящее время практически не учитывается при проектировании разработки месторождения. К трудноизвлекаемым запасам следует отнести также запасы нефти повышенной и высокой вязкости.

Изучение процессов фильтрации нефти и воды в глиносодержащих коллекторах в условиях набухания их глинистой составляющей, создание на их основе технологий повышающих эффективность извлечения нефти из глиносодержащих пластов. Реализация системы интенсификации выработки и повышения нефтеотдачи глинистых коллекторов на поздней стадии разработки позволит значительно повысить эффективность разработки, степень извлечения запасов, снизить обводненность добываемой продукции, улучшить экологическую ситуацию и снизить степень техногенной нагрузки на окружающую среду

Цель работы. Совершенствование технологии повышения нефтеотдачиглиносодержащих коллекторов.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Ромашкинское нефтяное месторождение – находиться в Российской Федерации, в восточной части республики Татарстана, в 70 км восточнее от г. Альметьевск и западнее на 20 км от г. Бугульма. Месторождение является крупнейшим в России Волго-уральской провинции. Открыто в 1948 в Бугульминском районе ТАССР.Основные тектонические показатели Ромашкинского нефтяного месторождения отнесены к СокскоШешминскомувалу.Ромашкинское нефтяное месторождение тектонически приурочено к крупному платформенного типа асимметричному поднятию широтного простирания и расположено в сводовой части Южного купола Татарского свода.

40 стр., 19558 слов

Разработка месторождений

... году, а его промышленные запасы оцениваются примерно в 46,5 млрд. кубических метров газа (с учетом газового конденсата) и 7,7 млн. тонн нефти. Разработка месторождения осуществляется Национальной холдинговой компанией ...

Рисунок 1-Географическое месторождение Ромашкинского

месторождения

На основании этих данных было открыто месторождение Шугуровское, и накоплен уникальный материал, который доказывает особенности рельефной структуры. Докембрийский кристаллический фундамент характеризуется наличием подъѐма от Шугурова в направлении северо-востока к населѐнному пункту Ромашкино(Тимяшево) в Новописьмянскогорайона.Открытие крупнейших залежей в кыновско — пашийских коллекторах терригенной толщи девона в пределах вершины Южно-Татарского свода (ЮТС) на уникальном Ромашкинском месторождении значительно снизило интерес геологов к отложениям среднего девона [1].

Месторождение в Ромашкино на сегодня остаѐтся главным месторождением Татарстана.Внедренная новая система разработки нефтяных месторождений в 1962 г. с применением внутриконтурного заводнения, осуществилась на крупнейшем в СССР Ромашкинском нефтяном месторождении».большой группе специалистов «Татнефти» и учѐных ВНИИнефти была присуждена Ленинская премия.

В истории освоения татарстанских недр большую роль сыграло Ромашкинское месторождение. В условиях, когда споры о нефтеносности подземных недр Волго-Уральского региона продолжали будоражить научные круги, последнее слово оставалось все же за геологами и буровиками. Открытие все новых и новых нефтяных слоев позволяло науке выдвигать все более смелые гипотезы о промышленных запасах нефти в этом регионе.Развертывание и расширение нефтеразведочных работ и строительство Шугуровского нефтепромысла стали отправными точками для создания в Татарии новой нефтяной базы страны — «Второго Баку». Историческую значимость возникновения нового мощного центра нефтедобычи и нефтепереработки невозможно переоценить. Это было событием поистине мирового масштаба.

Между тем открытия следовали одно за другим. В мае 1944 года буровая бригада Я.М. Буянцева скважиной №2 вскрыла промышленную нефтеносность верей-намюрских отложений. Первоначально скважина давала до сорока тонн нефти в сутки, а затем начала эксплуатироваться самоизливом, давая до десяти тонн нефти в сутки. Открытие второго продуктивного горизонта в нижнем карбоне имело значение не только само по себе, но и служило доказательством, что геологи и поисковики находятся на верном пути. Скважины дали уникальный материал, обобщив который, удалось доказать, что рельеф докембрийского кристаллического фундамента имеет подъем от Шугурова в северо-восточном направлении к деревне Тимяшево.

И именно в этом направлении необходимо продолжать поиск более продуктивных нефтяных пластов.Открытия нефтяников из соседних республик и областей очерчивали область наиболее перспективного поиска, центр которого находился в Альметьевском регионе. Несомненно, что нефтеразведчики находились в шаге от новых открытий.

В это время было принято несколько правительственных постановлений, сыгравших определяющую роль в развертывании строительства новых нефтепромыслов. Уже в марте 1944 года СНК СССР принял постановление о развитии разведочных работ и подготовке к строительству нефтяного промысла на Шугуровском месторождении. В этом документе перед нефтяниками были поставлены большие задачи по наращиванию буровых работ и открытию новых перспективных месторождений нефти для промышленного освоения. В частности, уже в 1944 году требовалось пробурить семь глубоких разведочных скважин общим метражом 4750 метров и довести количество работающих станков в бурении на Шугуровском месторождении до четырех. Большая часть работы по освоению этого месторождения легла на Татарию. Из республиканского фонда были выделены строительные материалы, мобилизовано пятьсот рабочих из числа местных сельских жителей, а для перевозки оборудования и строительных материалов — сто подвод с возчиками [2].

12 стр., 5564 слов

Образование месторождений нефти и газа

... выделяют геосинклинали и платформы. Нефтяные и газовые месторождения широко распространены в предгорных прогибах, межгорных впадинах и областях погружения складчатых систем. 1 Формирование месторождении нефти и газа Необходимы следующие условия для формирования месторождений нефти и газа в ...

Особые надежды были связаны с бурением скважин близ деревни Ромашкино (Тимяшево) Новописьмянского района. Именно здесь в результате бурения скважины № 3, которое вела бригада молодого бурового мастера С.Ф. Кузьмина из Шугуровской нефтеразведки (начальник А.В. Лукин), было открыто Ромашкинское месторождение нефти в продуктивной толще девона. 25 июля 1948 года при испытании скважины получен фонтан: более ста двадцати тонн безводной нефти в сутки! Впоследствии оказалось, что это не только самое крупное месторождение нефти в Татарстане, но и одно из крупнейших в мире.

1.2 Геологическое строение эксплуатационного объекта

Макромодель пашийского и кыновского горизонтов Ромашкинского месторождения может быть представлена в виде многопластовой пластовосводового типа залежи. Разрез продуктивных отложений представлен переслаиванием песчаных, алевролитовых, аргиллитовых разностей терригенных пород, характерной особенностью которых в целом является частая смена песчано-алевролитовых пород глинистыми разностями как по разрезу, так и по площади.Западно-Лениногорская площадь расположена в южной части Ромашкинского нефтяного месторождения и является краевой. Разрез площади представлен отложениями девонской, каменноугольной и пермской систем палеозоя. Проектирование разработки ЗападноЛениногорской площади впервые было начато во ВНИИ в 1954г. В 1968г.

Геологическое строение этого исторического месторождения обусловлено участием отложений, относящихся к пермской системе. Основные тектонические показатели Ромашкинского нефтяного месторождения отнесены к Сокско-Шешминскому валу. Количество геологических нефтяных запасов оценивается в пять млрд тонн. Бобриковский горизонт, имеющий терригенные толщи, обуславливает промышленную нефтеносность месторождения.

Западно-Лениногорская площадь расположена на юге Ромашкинского месторождения. На севере площадь контактирует с Южно-Ромашкинской, на западе с Зай-Каратайской и на востоке с Восточно-Лениногорской площадями.

Ромашкинское нефтяное месторождение разрабатывается с применением интенсивных систем внутриконтурного заводнения, что привело к созданию жесткого упруговодонапорного режима разработки месторождения, при котором пластовое давление скважины является величиной, характеризующей энергию пласта в данной точке в определенный момент времени. Изменение пластового давления используется для контроля за разработкой нефтяного месторождения, а величина пластового давления в скважине используется для определения объема к плотности жидкости глушения при подземном, капитальном ремонтах скважины и определении плотности промывочного ( глинистого) раствора в процессе вскрытия пласта бурением.Ромашкинское нефтяное месторождение разрабатывается более 65 лет[3].

Ромашкинское нефтяное месторождение многопластовое; в нем промышленные запасы нефти приурочены к отложениям старооскольского, пашийского, кыновского, турнейского и верейского горизонтов. Основным по размерам и запасам нефти является пашийский продуктивный горизонт имеющий весьма сложное строение ввиду крайне неоднородного состава его пород. В этом горизонте выделяются пять наиболее выдержанных пластов..

12 стр., 5863 слов

Верхнечонское нефтяное месторождение

... Лопатин С.С.), на которых в последующие годы были открыты одноименные месторождения УВ. Верхнечонское месторождение было открыто в 1978 году советским геологом Борисом Синявским. Сведения ... серыми, коричневато-серыми, в объеме которых на площади выделяется верхнечонский продуктивный горизонт (ВЧ). В юго-восточной половине территории месторождения он разделен глинисто-алевритовыми породами на два ...

Ромашкинское нефтяное месторождение тектонически приурочено к крупному платформенного типа ассимметричному поднятию широтного простирания и расположено в сводовой части Южного купола Татарского свода. Макромодель пашийского и кыновского горизонтов Ромашкинского месторождения может быть представлена в виде многопластовой пластовосводового типа залежи. Разрез продуктивных отложений представлен переслаиванием песчаных, алевролитовых, аргиллитовых разностей терригенных пород, характерной особенностью которых в целом является частая смена песчано-алевролитовых пород глинистыми разностями как по разрезу, так и по площади.Ромашкинское даѐт за год более 15 млн тонн нефти, или половину объѐмов, добываемых в Республике Татарстан.

Из его недр отобрано более 2,2 млрд тонн нефти, при этом сохраняется высокий потенциал месторождения.Геологические запасы нефти оцениваются в 5 млрд тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 3 млрд тонн. Нефтесодержащие песчаники имеют в своем составе девона и карбона. Залежи на глубине 1,6—1,8 км. Начальный дебит скважин — до 200 т/сут. Плотность нефти 0,80—0,82 г/см³, содержание серы 1,5—2,1 %.Добыча нефти2008 году составила 15,2 млн тонн.Открытие месторождения дало начало масштабному строительству первого посѐлка нефтяников, названного жителями Зеленогорском, который позднее, 18 августа 1955 года, с присвоением статуса города был переименован в Лениногорск.

Размер доказанных резервов и извлекаемых запасов равен трѐм млрд тонн. Песчаники, содержащие нефть, представлены девоном и карбоном, которые вскрываются глубокими скважинами. Глубина разрабатываемых залежей не превышает 1,8 км. Стартовый суточный объѐм скважин составляет до 200 тонн.Рабочие размеры — 65х75 км. Бобриковский горизонт, имеющий терригенные толщи, обуславливает промышленную нефтеносность месторождения. Найдено около 200 нефтяных пластов. Средняя высота залежи — 50 метров. Коллекторами являются кварцевые песчаники, имеющие суммарную мощность не более 50 метров. Средние показатели нефти насыщенной мощности составляют почти 15 метров. Залежи отличаются водонапорным и упругим водонапорным режимами [4].

Основной тип залежей эксплуатируется при помощи поддержания пластового давления, посредством внутриконтурного и законтурного заводнения с использованием механизированного способа.

В географическом отношении Западно-Лениногорская площадь представляет собой пересеченную местность с многочисленными оврагами и балками. Абсолютные отметки колеблются в пределах от 100 до 250 метров. Большую часть площади занимают лесные массивы.

1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Нефть – это смесь углеводородов зависимости от состава смеси, одни находятся углеводороды при н.у. в газообразном состоянии, другие в жидком или в твердом содержащий серу, кислород, азот и т.д. Нефть и газ относятся к горючим полезным ископаемым.

Изучение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей и попутных газов проводилось в институте «ТатНИПИнефть» и в лабораториях НГДУ «Лениногорскнефть».

Пластовые нефти исследовались на установках УИПН-2М и АСМ-30; газ, выделенный из нефти при разгазировании, анализировался на аппаратах ХЛ-3, ХЛ-4, ЛХМ-8МД. Поверхностные нефти исследовались по существующим ГОСТам [5].

Нефть продуктивного горизонта относится к группе малосернистых. Результаты исследований и компонентный состав газа при дифференциальномразгазировании приведены ниже.

14 стр., 6839 слов

Разработка нефтяных и газовых месторождений

... разработки, возможную степень конечного извлечения запасов нефти (газа) из недр. Продолжительность эксплуатации скважин различными способами, выбор схемы промыслового обустройства месторождения и характеристика технологических установок по подготовке нефти и ... перемещение нефти или газа в пласте к забоям добывающих скважин. В нефтяных залежах к основным силам, перемещающим нефть в пластах, относятся: ...

Свойства пластовой нефти:

  •  давление насыщения газом, МПа 4,8-9,3;
  •  газосодержание, % 52,2-66,2;
  •  суммарный газовый фактор, 50,0;
  •  плотность, кг/м3 768,0-818,0;
  •  вязкость, мПа с 2,4-10,4;
  •  объемный коэффициент придифференциальномразгазировании 1,128 1,196;
  •  плотность дегазированной нефти, кг/м 3 795,0-879,0.

Компонентный состав газа:

  •  азот + редкие;
  •  гелий, % 10,36;
  •  метан, % 39,64;
  •  этан, % 22,28;
  •  пропан, % 18,93;
  •  изобутан, % 1,74;
  •  н. бутан, % 4,36;
  •  изопентан, % 0,67;
  •  н. пентан, % 0,65;
  •  пексан, % 0,46;
  •  сероводород, % 0,02;
  •  углекислый газ, % 0,89;
  •  плотность газа, кг\м3 1,2398.

Пластовые воды по своему химическому составу рассолы хлор – кальциевого типа с общей минерализацией 252 – 280 г / л, в среднем 270 г /л. в ионно-солевом составе преобладают хлориды (в среднем 168г / л ) и натрий ( 70,8 г / л ).

Плотность воды в среднем 1,186 г\см3 , вязкость 1,9 мПас. В естественных, не нарушенных закачкой воды условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует. Газонасыщенность подземных вод 0,248 – 0,368 м3/ м3, снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворенного в воде газа преобладает метан [6].

1.4 Запасы нефти, исходные данные,показатели притока

Западно-Лениногорская площадь была выделена в самостоятельный объект разработки, где был сделан подсчет запасов только для ЗападноЛениногорской площади. Данным проектом был предусмотрен максимальный уровень добычи нефти 3,4 млн. т. с сохранением его в течение 6-7 лет. Фактически же максимальный уровень добычи был достигнут в 1971г. и составил 3,89 млн. т. Принятый вариант разработки предусматривал ряд мероприятий по дальнейшей разработке площади: бурение скважин, очаговое заводнение, уменьшение забойного давления до 90 атмосфер, увеличение давления нагнетания для верхних пластов до 18-20 МПа, увеличение резервных скважин до 100.

Размер доказанных резервов и извлекаемых запасов равен трѐм млрд тонн. Песчаники, содержащие нефть, представлены девоном и карбоном, которые вскрываются глубокими скважинами. Глубина разрабатываемых залежей не превышает 1,8 км. Стартовый суточный объѐм скважин составляет до 200 тонн.Рабочие размеры — 65х75 км. Бобриковский горизонт, имеющий терригенные толщи, обуславливает промышленную нефтеносность месторождения. Выявлено порядка 200 нефтяных залежей. Высота основной залежи — 50 метров. Коллекторами являются кварцевые песчаники, имеющие суммарную мощность не более 50 метров.

Средние показатели нефти насыщенной мощности составляют почти 15 метров. Залежи отличаются водонапорным и упругим водонапорным режимами. Основной тип залежей эксплуатируется при помощи поддержания пластового давления, посредством внутриконтурного и законтурного заводнения с использованием механизированного способа.

10 стр., 4548 слов

Курсовая работа бурение скважин на воду

... площади разрушения. Буримость является одним из основных факторов, определяющих производительность труда в процессе бурения скважин. Для вращательного колонкового бурения все горные породы разделены на двенадцать категорий по возрастающей трудности бурения. ... для разработки рациональной технологии бурения и крепления стенок скважины; 3) для расширения геологической изученности района работ. Особое ...

Климат района резко континентальный. Суровая, холодная зима с сильными буранами и жаркое лето. Преобладающее направление ветров – ЮгоЗападное. Самым холодным месяцем является январь, имеющий среднюю месячную температуру -13,7 – 14,4 С. Наиболее теплым месяцем является июль 18 – 19 С. Абсолютный минимум температуры достигает в некоторые годы до -49 С. Максимальная летняя – 38 С. Наибольшее количество осадков выпадает в июне (до 60 мм).

Минимальное в феврале (до 17 мм ).

Грозовая деятельность от 40 до 60 мин. в год.

Основным объектом разработки являются запасы нефти, приуроченные к терригенным коллекторам пашийского горизонта Д1, которые представлены двумя группами: высокопродуктивные с проницаемостью более 0,100 мкм2 и малопродуктивные с вариацией проницаемости 0,30 – 0,100 мкм2. В свою очередь в рамках первой группы выделены коллекторы с объемной глинистостью менее и более 2%. Таким образом объект разработки Д1 представляется совокупностью трех типов пород – коллекторов с различной фильтрационной характеристикой, которые имеют прерывистый характер строения, выражающийся в смене одного типа коллекторов другим, а также и полным их замещением неколлекторами[7].

По состоянию на 1.01.02г. из продуктивных пластов горизонта ЗападноЛениногорской площади отобрано 73,599 млн. т. нефти или 89,7% начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,498. Попутно с нефтью отобрано 156,8 млн. т. воды. Средняяобводненность добываемой продукции за период разработки составила 68,9%. Водонефтяной фактор – 1,76.

В 2002г. с площади отобрано 420 тыс. т. нефти. Темп отбора нефти составил 0,6% начальных и 3,48 от текущих извлекаемых запасов. Попутно с нефтью отобрано 3046 тыс. т. воды. Обводненность добываемой продукции равна 86,8%. Фонд действующих добывающих скважин составил 364, из которых 14 скважин бездействующие.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1Текущие состояние разработки на Ромашкинском месторождении

На сегодняшний день на Ромашкинском месторождении существует химический метод интенсификации притока, используют солянокислотную обработку с применение теплового.

Одним из путей интенсификации притока нефти к добывающим скважинам и борьбы с их обводнением является обработка призабойной зоны продуктивного пласта специальными растворами химических реагентов, способными оказывать гидрофобизирующее действие на породу коллектора. Для подбора таких реагентов гидрофобизаторов были проведены специальные экспериментальные исследования. По оценке гидрофобизирующей способности различных химических составов методом самопроизвольного впитывания дистиллированной воды в породу до и после ее обработки. В качестве испытуемых химических составов используютсяХимические реагенты и ингибиторы (соляная кислота,водный раствор хлористого кальция и т.п ).В 1968 году «ТатНИПИнефть» был составлен проект разработки для разбуренной части Лениногорской площади с выделением Западно-Лениногорской площади в самостоятельный объект разработки.Последний проектный документ – «Анализ разработки Западно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения» (с уточнением проектных показателей), составленный «ТатНИПИнефть», был утвержден 27.12.2006г.По состоянию на 1.01.2009 г пробурено 923 скважины, из них 659- эксплуатационных, 220-нагнетательных, 12-специальных и 32-дублера.В отчетном году из горизонта Д1 отобрано 263735т нефти. С начала разработки добыто 68760099т, что составляет 90,1% НИЗ и 45,6% НБЗ нефти по Западно-Лениногорской площади. Текущий коэффициент нефтеотдачи-0,456.

11 стр., 5255 слов

Основные понятия и законы фильтрации нефти, газа, воды

... основой разработки нефтегазоводоносных пластов является нефтегазовая подземная гидромеханика, изучающая фильтрацию нефти, газа и воды в пористых ... нефти и газа осуществляются через отдельные скважины диаметром 100--200 мм, отстоящие друг от друга на сотни метров. Теорию фильтрации нефти ... каждом живом сечении пласта осуществляется через суммарную площадь активных пор . Поэтому имеем Сравнивая последнее ...

Средний дебит действующей скважины составил на конец года 2,7т/сут по нефти и 19,17т/сут по жидкости.

В результате применения циклического и нестационарного заводнения за отчетный год дополнительно добыто 3,3 тыс. т нефти. Продолжались работы, направленные на повышение нефтеотдачи пластов.

Для изоляции водопритоков широко применялись в отчетном году такие методы, как закачка биополимеров («ксантан») в нагнетательные и добывающие скважины, КПС, СНПХ-9350, ВУС, ГЭР и ГЭС –М (изменение направления фильтрационных потоков) в нагнетательные скважины. Производили закачку МПС в добывающую скважину, низкомодульное жидкое стекло в нагнетательные скважины. В целях повышения коэффициента охвата пласта заводнением, выравнивания профиля приемистости, перераспределения фильтрационных потоков произведена закачка смеси горячего битума и цемента с помощью теплосохраняющих труб «термокейс» в нагнетательную скважину 6009а. Для увеличения притока жидкости использовались методы депрессионной перфорации совместно с ТИМ, производили ГРП, ОПЗ (ГИВ, ИХВ, СНПХ-9030,разглинизация, глинокислота, растворители).

Общая эффективность от применения методов ПНП составила за отчетный год 58780т нефти, от мероприятий данного года – 4700т.За отчетный 2008 год в разрабатываемые пласты пашийского горизонта Западно-Лениногорской площади закачано 1622,66тыс/м3, что является и общей производительной закачкой по площади.

В течение отчетного года под нагнетание воды в разрабатываемые пласты освоена одна скважина- 6147а. Две скважины не освоились:12415а-отсутствие приемистости;6034а-аварийная.Нагнетательный фонд составил на конец года 196 скважин. Циклическое воздействие на пласт осуществлялось в 163 скважинах.Компенсация отборов жидкости в пластовых условиях к закачке за год составила 104,8 %.

Обводненность продукции. Отбор воды из горизонта ДI ЗападноЛениногорской площади составил в отчетном году 1295,5 тыс. т. среднегодовая обводненность продукции равна 83,1 %, что на 1,7% выше прошлогоднего показателя.Пласт «а» содержит 13,3 % нефти от НИЗ по площади. С начала разработки по пласту отобрано 75,1 % отНИЗ нефти по пласту.Дострел пласта произведен в добыващих скважинах: 6372а,39497,39498.В активную разработку по данному пласту за отчетный год вовлечено 37 тыс. т извлекаемых запасов нефти.Пласт «б1» содержит 9,6 % от НИЗ нефти по площади, накопленный отбор нефти составляет 77,0 % от НИЗ нефти по пласту.Дострел пласта произвели на добывающей скважине 39528,нагнетательной скважине 39527а.Отключение пласта произвели на добывающих скважинах 6146 и 12469 в связи с зарезкой боковых стволов.В активную разработку извлекаемые запасы нефти по пласту в отчетном году не вовлечены.Пласт «б2» содержит 13,0 % от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 88,8 % от извлекаемых запасов по пласту.Отключение пласта произвели на добывающей скважине 6146 в связи с зарезкой бокового ствола.В активную разработку извлекаемые запасы нефти по пласту в отчетном году не вовлечены.Пласт «б3» содержит 25,6 % отНИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 93,4 % от извлекаемых запасов по пласту.Дострел пласта произведен в добывающих скважинах:12510в, 1051в.Отключение пласта в добывающих и нагнетательных скважинах не производили.В активную разработку за год вовлечено 15 тыс. т нефти.

14 стр., 6911 слов

Эксплуатация нефтяных и газовых скважин (2)

... год. В Польше впервые стали использовать нефть для освещения улиц. Нефть поступала из района Карпат. 1848 год. Первая в мире нефтяная скважина современного типа пробурена на Апшеронском полуострове ... компания Shell и голландская Royal Dutch слились в Royal Dutch Shell 1908 год. Открыты первые нефтяные месторождения в Иране. Для их эксплуатации создана Англо-Персидская Нефтяная Компания Anglo ...

Пласт «в» содержит 19,5 % НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор нефти составил 96,7 % от запасов по пласту.Дострел пласта произведен в добывающих скважинах 6146 (зарезка бокового ствола) и12473а.Отключение пласта произвели в нагнетательной скважине 6559.Пласт «г1» содержит 14,9 % НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 96,0 % от извлекаемых запасов нефти по пласту.Дострел пласта произведен в добывающей скважине 6146 (зарезка бокового ствола).Отключение пласта произвели в нагнетательной скважине 6559.Пласт «г2+3» содержит 4,0 % от НИЗ нефти по площади. Накопленный отбор составляет 99,9 % от запасов по пласту.Дострелов и отключений пласта в отчетном году не было.

Более половины запасов нефти Северо-Альметьевской площади сосредоточено в пласте Д0, образующего базисный объект разработки. Созданная на площади линейная система заводнения является достаточно эффективной для выработки выдержанного по площади базисного пласта.

К концу основного периода разработки (1990 г.) на площади приступили к дополнительному меридиональному разрезанию блоков. Эффективность этого мероприятия оказалась также достаточно высокой, как за счет лучшего выбора скважин под закачку воды, так и за счет создания благоприятных условий для циклирования и изменения направления фильтрационных потоков жидкости в пласте.За все время разработки основное число освоенных скважин и основной объем закачки приходится на линейное заводнение. В настоящее время 85 % всей закачки в линейные ряды приходится на скважины дополнительных линий разрезания. В данной стадии разработки происходит естественное сокращение закачки воды в скважины основных рядов в связи с промытостью пласта в районе заводнения и выхода части скважин в тираж.

С целью приближения нагнетания к зоне отбора и подключения в разработку участков продуктивного пласта, экранированных ранее от воздействия нагнетания зонами непроницаемых пород, на отдельные обводненные закачиваемой водой скважины был осуществлен перенос нагнетания широтных рядов.

Запасы нефти пашийского горизонта Д1 в пределах СевероАльметьевской площади сосредоточены в основном в пластах верхней пачки (а, б1, б2, б3), характеризующихся прерывистым линзовидным строением, и часто не испытывают влияния закачки воды от существующих нагнетательных рядов. Поэтому, широкое применение нашло на площади очаговое заводнение. Первые обводненные добывающие скважины начали осваиваться под очаги с 1970 г.

Для повышения охвата залежи заводнением на участках очагового заводнения и в зонах дополнительных разрезающих рядов обеспечивается раздельное освоение под закачку воды пластов с различной продуктивностью. Совершенствование системы заводнения и ППД в целом позволяют эффективно использовать на площади циклическую закачку воды в пласт в сочетании с переменой фильтрационных потоков.

53 стр., 26272 слов

Учебное пособие: Ремонт и обслуживание скважин и оборудования для бурения

... называют нагнетательными; 2. Разведочные скважины бурят на новых площадях для определения нефте-газоносности того ... и пьезометрические. 1. Скважины, предусмотренные для добычи нефти, газа или конденсата, называют добывающими, а предназначенные для закачки (нагнетания) в пласты воды (сжатого газа, воздуха) ...

Система разработки, реализуемая на Северо-Альметьевской площади в наибольшей степени соответствует особенностям геологического строения в малорасчлененных зонах пласта Д0. Однако на сильно расчлененных пластах в основном горизонта Д1 и небольших зонах пласта Д0, представленных малопродуктивными коллекторами, несмотря на большой объем проводимых мероприятий достижение проектной нефтеотдачи требует дальнейшего совершенствования систем разработки путем: бурения дополнительных скважин, освоения новых нагнетательных скважин в очагах и линиях разрезания, увеличения объемов внедрения новых методов повышения нефтеотдачи пластов, контроля и регулирования процесса разработки.

3. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

3.1 Интенсификация повышения нефтеотдачи глинистых

коллекторовРомашкинского месторождения

По мере изучения строения основного продуктивного горизонта

Ромашкинского месторождения выявилось несоответствие принятой системы

заводнения нефтяных пластов их геологическим особенностям, а именно широкому развитию глинистых коллекторов. Ухудшение структуры запасов и начавшийся резкий спад уровней добычи активизировали работы по поиску методов эффективного гидродинамического воздействия на глинистые пласты.

Первоначальное направление данных работ — это попытка увеличить давление нагнетания пресных и минерализованных вод в скважины, расположенные в зонах распространения глинистых коллекторов. При существовавших технологических условиях использование повышенных давлений нагнетания ограничивалось низкими напорами насосов на КНС, технической пригодностью скважин и водоводов. Кроме того вся система закачки базировалась на высокопроизводительных ( 4000-6000 м3/сут) насосах и соответственно невозможно было организовать закачку под высоким давлением именно в слабо принимающие скважины в глинистых коллекторах.

Первоначально низконапорные агрегаты могли обеспечить давление не более 10 — 12 МПа. Ухудшающаяся приемистость нагнетательных скважин вынудила разработчиков широко применить гидроразрыв пластов (ГРП).

При этом достигалось кратное увеличение приемистости, которая быстро снижалась и прекращалась. Последующие попытки восстановить приемистость различными методами обработки призабойных зон (ОПЗ) с использованием высоких давлений приводили к нарушениям герметичности колонн.Нанастоящий день практически все нагнетательные скважины, оконтуривающиеХолмовскую площадь, на которых проводился ГРП, ликвидированы С заменой низконапорных насосов на КНС на высоконапорные в 70-е годы возобновилась попытка повысить давление нагнетания в скважины, расположенные в зонах развития глинистых коллекторов. Но из-за отсутствия возможности регулирования производительности КНС и слабого развития водоводной системы (к одному водоводу подключалось 3 и более скважин с различной приемистостью) эффект от повышения давления нагнетания в глинистых коллекторах был незначительным.

Следующим этапом развития системы гидродинамического воздействия на глинистые коллектора было создание экспериментальных участков по их выработке. Одной из задач, решаемых на данных участках, было исследование воздействия вод различной минерализации на показатели их выработки.

По результатам анализа технологических показателей работы опытных участков было определено, что наиболее эффективно вырабатывались участки, заводнявшиеся высокоминерализованной водой [12].

Для организации закачки пластовой воды были разработаны различные модификации и технологические схемы еѐ добычи и закачки в нагнетательные скважины. В качестве нагнетательных использовались только вновь пробуренные скважины специальной конструкции с высокопрочными эксплуатационными колоннами. Рабочее давление нагнетания составляло 20-28 МПа. В данной системе использовались, в основном, несколько технологических решений (рис.3.1.):

1) Добыча пластовой воды электроцентробежными насосами (УЭЦН), еѐ

подача в шурф, пробуренный около нагнетательной скважины, со

спущенным дожимным высоконапорным УЭЦН.

2) Добыча пластовой воды УЭЦН с нижних горизонтов и еѐ подача

непосредственно в пласты горизонта Д1 с использованием специального

пакерующего устройства (внутрискважинная перекачка -ВСП).

3)Добыча пластовой воды УЭЦН, подача еѐ в накопительную ѐмкость с

дальнейшей подачей в шурф дожимного УЭЦН.

Метод ВСП оказался технически очень сложно выполнимым, технологический процесс не был обеспечен необходимыми средствами контроля и после опробования в единичных скважинах, практически не используется на Ромашкинском месторождении.

Несмотря на громоздкость технологии использования дожимных установок, на ряде участков эта система применяется. Но новых участков не создается по причине низкой экономической и недостаточной технологической эффективности.

Кроме внедрения систем закачки пластовых вод были предприняты попытки ингибирования катионактивными поверхностными веществами (КПАВ) закачиваемых пресных и сточных вод[13].

Во все вновь осваиваемые нагнетательные скважины проводились закачки растворов КПАВ концентрацией 0,3-0,5% в объѐмах 200-500 м3 Полезность закачки КПАВ во вновь осваиваемые скважины была очевидной. Приемистость скважин затухала значительно медленнее, увеличился межремонтный период нагнетательных скважин, но в начале 90-х годов закачку КПАВ прекратили из-за высокой стоимости реагентов[14].

Рисунок 3.1-Методы добычи, перекачки и закачки подземных вод применяемые для заводнения глинистых коллекторов

Следующее направление работ по воздействию на глинистые коллекторы получило развитие в последние годы и основано на ингибировании комплексом ПАВ и гидрофобными материалами призабойных зон как нагнетательных, так и эксплуатационных скважин. На месторождениях данные технологии группируются под промысловыми терминами: разглинизация и гидрофобизация. Сущность метода разглинизации заключается в закачке различных реагентов, растворяющих или осушающих накопившийся глинистый материал в призабойной зоне скважин, с последующим дренированием и промывкой. Дренирование производится компрессорными и свабовыми установками. В результате удаления глинистых частиц изпризабойной зоны пластов восстанавливается гидродинамическая связь пласт-скважина и достигается увеличение продуктивности.

Эффективность работ по разглинизации, проведенных на 6 скважинах Холмовской площади, оказалась очень невысокой. Достигнутое кратное увеличение продуктивности и приемистости было очень кратковременным. Закачка гидрофобизирующих составов в нагнетательные и добывающие скважины оказалась значительно эффективнее, как по уровням прироста закачки и добычи нефти, так и по времени воздействия. На объектах, разрабатываемых НГДУ «Азнакаевскнефть», наиболее широкое применение получил метод гидрофобизации с применением тонкодисперсного кремнийорганического материала «Полисил», Технологичность и высокая эффективность метода обеспечили его широкое внедрение. За короткое время (3 года) проведены обработки более 200 добывающих скважин. Применение метода на нагнетательных скважинах пока сдерживается высокой стоимостью материала «Полисил» [15].

Из волновых методов воздействия на глинистые коллекторы эффективным признано сейсмоакустическое воздействие (CAB).

Механизм влияния волновых колебаний конкретно на глинистые коллекторы не изучен. Можно предположить частичное разрушение кольматационного слоя на границе глинистых коллекторов в результате колебаний скелета пород и локальных увеличений скоростей фильтрации при упругом деформировании неоднородных пластов [16].

Метод широко применяется на Ромашкинском месторождении [17].

Ряд методов по очистке призабойных зон от кольматирующих веществ основан на комплексах волнового, вибрационного и химического воздействия. Наиболее эффективна и широко применяется акустикохимическая обработка (АХОПЗ) эксплуатационных и нагнетательных скважин. Простота технологий, сравнительно невысокая стоимость их проведения, высокая технологическая эффективность позволили из методов воздействия на выработку глинистыхколлекторов наиболее широко использовать на объектах НГДУ «Азнакаевскнефть» именно гидрофобизацию «Полисилом», сейсмоакустическое и акустико-химическое воздействия [18].

Анализ использования высокоминерализованных вод для закачки в продуктивные пласты показал значительно более стабильную приемистость нагнетательных скважин, работающих на пластовой воде.

Кроме более низких давлений нагнетания, обусловленных большим удельным весом пластовой воды, было выявлено увеличение приемистости со временем, тогда как при закачке пресной воды наблюдалась обратная картина. Определено, что при переходе с закачки пластовой воды на пресную приемистость резко снижается.

Учитывая рассмотренный ранее механизм влияния глинистого материала пластов горизонта Д1 на изменение ѐмкостно-фильтрационных свойств коллекторов в процессе заводнениянизкоминерализованными водами и анализ закачки пластовых вод на опытных участках, возможно утверждение об обратимости процесса. То есть, кольматационный слой, образованный на границе глинистых и высокопродуктивных коллекторов в результате закачки пресных вод, можно разрушить закачкой пластовой воды.

Опыт разработки Ромашкинского месторождения позволяет на основе обработкистатистического материала выявить количественные характеристики снижения коллекторских свойств продуктивных пластов при заводнении водами различной минерализации. Если обобщить статистику по применению пластовых вод на всех опытных участках по выработке глинистых коллекторов, то возможно будет количественно определить их воздействие на восстановление коллекторских свойств.

Глинистые минералы составляют от 2 до 10% песчано-алевролитовых пород Холмовской площади Ромашкинского месторождения. При взаимодействии таких пород с пресной слабоминерализованной водой наблюдается явление набухания глин, которое состоит в расслаивании молекулярных образований минерала и проникание в структуру минерала воды, что приводит к диспергированию частиц, образованию коллоидных конгломератов и более тонким физико-химическим процессам, влияющим на фильтрационные характеристики пород. Это явление сопровождается увеличением подвижности глинистого минерала и уменьшением открытой пористости пород, а, следовательно, и снижением абсолютной проницаемости среды. Учет влияния глинистых фракций в породахколлекторах проводят, начиная с 5% примесей, хотя в зависимости от типа минералов, их влияние на процесс вытеснения нефти может быть существенным.

Исследования фильтрующей способности кварцевых песчаников от содержания в них минералов глин показали, что при коэффициенте глинистости (доли глинистых минералов в общем объеме скелета коллектора) более 15-20% порода коллектор становится практически непроницаемой.

Поэтому коллектора с содержанием глин от 3 до 20% называются глиносодержащими [19].

Набухание глинистой составляющей скелета пористой среды определяется в первую очередь солевым составом закачиваемой в пласт воды, содержанием кислот и щелочей (рН среды) и типом глинистых минералов.

Для учета состава глинистых минералов А.Я.Хавкиным предложено рассматривать кроме коэффициента глинистости Кгл. коэффициент активной глинистости Ка, который равен объемному содержанию в глине монтмориллонита. Регулирование минерализации закачиваемых вод может приводить к изменению дебитов нефти в добывающих скважинах на 20 т/сут и более, поэтому рекомендуется осуществлять ежемесячный химический анализ состава закачиваемой и попутной воды [20].

Набухание глин в коллекторе при закачке пресных вод, как было отмечено, приводит к снижению абсолютной проницаемости пласта и, следовательно, приемистости нагнетательных скважин. Было проведено качественное сопоставление различных причин падения приемистости нагнетательных скважин на Холмовской площади и снижения темпов добычи нефти, а также эффективности применения метода межскважинной перекачки пластовых вод. Эти исследования показали, что наиболее вероятной причиной современного состояния разработки этой площади является эффект набухания пластовых глин в период закачки пресной воды с поверхности и ликвидация отрицательных последствий этих мероприятий при переходе на закачку минерализованной пластовой воды.

При ограниченных возможностях регулирования темпов и объемов закачки пресных вод на Холмовской площади процесс набухания глинистых минералов естественным образом приводит к падению пластовых давлений из-за разбалансировки объемов добычи и закачки. Для количественной оценки указанных процессов, научного обоснования технологии межскважинной перекачки пластовых вод и совершенствования этой технологии была разработана математическая модель процесса фильтрации воды в пористой среде учетом набухания глинистого материала и снижения проницаемости пород,

На основе промыслового анализа в работе показано, что с учетом фактора времени для оценки влияния глинистых минералов на фильтрационные свойства коллекторов горизонта Д1Ромашкинского месторождения, возможно отождествить содержание пелитовой фракции с коэффициентом активной глинистости (рис.3.2., 3.3.).

Моделирование поведения глинистых пород в призабойной зоне нагнетательных скважин проводится в рамках однофазной фильтрации. Подвижной фазой в этой зоне является вода, нефтенасыщенность мала. Водная фаза состоит из двух основных компонентов: воды и соли. В пористом скелете выделяются три компонента: инертные минералы, глины и адсорбированная вода. Процесс адсорбции глиной воды считается равновесным в виду малости кинетического времени впитывания глиной воды по сравнению с характерным временем разработки. Водная фаза и скелет пористой среды считаются несжимаемыми. Диффузией соли в водной фазе и скелете породы пренебрегается.

Математическая модель процесса включает уравнение сохранения массы подвижной воды в призабойной зоне нагнетательной скважины в осесимметричном случае, которое при сформулированных выше допущениях имеет вид:

???? 1 ????

???????? + ???????????????? = ????(3.1)

???????? ???? ????????

где m — текущая пористость породы, p — плотность закачиваемой воды, v -радиальная скорость движения воды, J — интенсивность поглощения воды глинистым материалом, r, t — радиальная координата, отсчитываемая от центра скважины, и время.

А также уравнение сохранения массы адсорбированной воды (впитавшейся в глинистый минерал).

????

???????????????? = −????

????????

(3.2)

гдеaw — объемное содержание воды, адсорбированной глинистой составляющей породы.

Фильтрация растворенной в воде соли с учетом ее равновесной адсорбции на скелете описывается уравнением

???? 1 ????

???????????? + 1 − ???? ???????? ???????? + ???????????????????? = 0 (3.3)

???????? ???? ????????

где с -концентрация соли в водной фазе, pR, — плотность породы.

Адсорбция соли из водной фазы пористым скелетом описывается законом Генри:

???????? = Г???? (3.4)

где Г — константа Генри.

Скорость фильтрации воды определяется законом Дарси Рисунок 3.2-Динамика изменения коэффициента продуктивности по добывающим скважинам 1 блока Холмовской площади Рисунок 3.3-Динамика изменения приемистости нагнетательных скважин 1 блока Холмовской площади((при давлении нагнетания-10,5 МПа)

???? ????????

???????? = − (3.5)

???? ????????

где p,k,µ — давление в пласте, абсолютная проницаемость пористой среды и вязкость закачиваемой воды.

Адсорбируемая глиной вода и подвижная вода занимают всѐ исходное поровое пространство, таким образом

????0 = ???? + ???????? (3.6)

где то — пористость образца в исходном (не набухшем) состоянии глин.

Адсорбция воды определяется коэффициентом активной глинистости породы (Кf) и концентрацией солей в подвижной воде:

???? = ???? − ???? ∗ ???????? (1 − ????0 )(3.7)

где с* — критическая концентрация соли, при которой адсорбцией воды глинистым материалом можно пренебречь (аw=0).

Рассмотренная математическая модель является частным случаем подхода, развитого в [21] и включает все определяющие процесс эффекты. Для полного замыкания системы необходимо определить эмпирический коэффициент интенсивности адсорбции соли и зависимость аw (Ка, с).

Первый интеграл движения системы имеет вид:

1 ????

???????????????? = 0, ???????????????? = ????(????) (3.8)

???? ????????

Считая известным темп закачки жидкости в нагнетательную скважину(Q), можно определить зависимость скорости фильтрации от радиальной координаты:

????(????) ????(????)

???? = 2????ℎ???????? ????????, = ???????????? = (3.9)

???? 2????ℎ

где h — толщина пласта.

Подставляя интеграл движения в уравнение (3.3.) получим уравнение для определения концентрации соли в призабойной зоне скважин:

???? ???? ????

(???????????? + 1 − ???? ???????? ???????? + ???? ????=0 (3.10)

???????? ????ℎ ???????? 2

После алгебраических преобразований приходим к следующему уравнению переноса соли в пласте:

???? ???? ???? ???? ∗ −???? ????

????+ 2

???? = 0, ???? = ????0 (1 − ???????? ) + ????0 (3.11)

???????? ????ℎ ???? + 1−???? Г ???????? ????∗ ????∗

Решение уравнения гиперболического вида (3.11.) состоит из скачков функции с и простых волн [22].

Снижение концентрации соли в потоке соответствует росту скорости переноса соли и, наоборот, увеличение ее концентрации падению скорости переноса. Поэтому, согласно [36], падение концентрации соли в фильтрационном потоке происходит скачкообразно, а рост концентрации — в виде монотонной функции. Скорость распространения скачка концентрации соли определяется балансовыми соотношениями на разрыве функций.

????

????= ????0 (3.12)

2???????? ℎℎ (???? 0 +???? ???? (1−???? 0 )(1+???? ∗ ) гдеСо — начальное значение концентрации соли в пластовой воде, cj — минерализация закачиваемой в пласт воды.

Решение о росте концентрации соли в закачиваемой воде ищется с помощью метода характеристик. Характеристическая скорость для произвольной концентрации с имеет вид:

????

????= (3.13)

???????? ℎ ???? ???? + 1−???? ???? Г

В задаче о чередовании закачки пресной и минерализованной воды вид построенного решения приведен на рис.3.4.

Рисунок 3.4-Схематический вид решения о чередовании закачки пресной и минерализованной воды в глинистый пласт в момент времени t1 .Закачка пресной воды начинается в момент времени t=0, смена на закачку минерализованной воды в момент t0.

В плоскости (t-r) показаны траектории фронта снижения концентрации соли в пласте и основные характеристики. Распределение концентрации соли в призабойной зоне пласта в зависимости от радиуса приведено в момент времени t1. Это распределение с учетом формулы (3.10.) позволяет построить распределение текущей пористости в призабойной зоне с учетом набухания глин. Используем закон Козени-Кармана, связывающий текущую пористость пласта с его проницаемостью.

???? ???? ????

= (3.14)

????0 ????0

где kо — исходная проницаемость пласта при пористости то. Изменение дебита скважин при закачке пресной воды определяется обобщенной формулой Дюпюи

2????ℎ∆????

???? ???? = ???? ???? (????,????) −???? −1

(3.15)

???? ???????? ???? 0

???? ????????

????

где ∆р- перепад давления нагнетания и пластового, R — радиус контура питания. Зависимость m(t,r) определяется из решения задачи (3.3)-(3.7), подставляя результаты расчетов в (3.15), найдем темпы падения дебита при закачке пресной воды в минерализованный пласт.

В работе проведено исследование влияния глинистости пласта, концентрации соли в закачиваемом потоке на снижение приемистости нагнетательных скважин. Решения представлены для случая пластов, свойства которых характерны для Холмовской площади Ромашкинского месторождения. Базовые значения параметров расчетов приведеныниже в табл.3.1. Таблица 3.1-Базовые значения параметров ПЗ, принятые для расчетов и анализа

Показатель Единицы измерения Значение Исходный темп закачки т/сут 100 Продуктивная толщина м 10

Проницаемость мкм 0,1 Исходная пористость Доли ед. 0,2 Коэффициент активной

Доли ед. 0,05

глинистости

Исходное P пл МПа 140 Радиус скважины м 0,16 Радиус контура питания м 150 Константа Генри Доли ед. 0,5

Вязкость мПа*с 1,019 Константа Крзени — 6

Кармана Концентрация соли в

Доли ед. 0,01 закачевоемой воде

На рис.3.5. приведены результаты расчетов влияния закачки пресной воды в глинистый пласт на падение темпа нагнетания. Из рисунка видно, что наиболее интенсивное падение темпа закачки жидкости за счет набухания глин и падения проницаемости призабойной зоны происходит в течение первых двух месяцев. Общее падение темпа закачки составляет около 22%. Результаты исследования влияния концентрации глин в пласте на снижение приемистости нагнетательной скважины представлены на рис.3.6. Рисунок 3.5-Влияние эффекта набухания глин на снижение темпов закачки пресной воды в нагнетательную скважину при постоянном перепаде давления в ПЗП Рисунок 3.6-Влияние коэффициента активной глинистости на снижение темпов закачки пресной воды в нагнетательную скважину при постоянном перепаде давления в ПЗП

Как видно из рисунка, при глинистости пласта до 0,05 (доли ед.) падение приемистости незначительно, а при глинистости свыше 0,15 (доли ед.) происходит практически полная изоляция призабойной зоны уже через месяц после начала закачки пресной воды. Полученные результаты подтверждаются промысловыми данными о том, что учет глинистости пласта чрезвычайно важен для пластов с активной глинистостью от 3 до 10%. При превышении этого значения эксплуатация пластов возможна только с использованием минерализованных вод. Эмпирическим параметром, влияющим на показатели процесса, является константа Козени-Кармана в уравнении (3.10.).

В классической теории Козени — Кармана его значение равно трем по экспериментальным данным Labrid, полученным для известняков, значение параметра равно шести по обзорным данным В.Н.Николаевского? для терригенных коллекторов этот параметр может достигать десяти. С учетом этих данных было проанализировано влияние значения пна показатели снижения приемистости нагнетательных скважин. Эти результаты приведены на рис.3.7.

Рисунок 3.7-Влияние значения коэффициента наенетанияКозени-Кармана на темп закачки пресной воды в нагнетательную скважину глинистого пласта при постоянном перепаде давления в ПЗП. Рисунок 3.8-Влияние концентрации соли в закачиваемой воде на приемистость нагнетательной скважины в глинистом пласте.

Из рисунка следует, что влияние типа коллекторов и значения параметра nвесьма существенно. Разброс данных составляет до 30%.

Как было указано раньше, основным методом влияния на процесс набухания глин является использование минерализованных вод для закачки в нагнетательные скважины. В работе проведено численное исследование для солей хлористого натрия, хотя для конкретных расчетов методика предусматривает прогнозирование использования и других типов солей. Результаты исследования влияния концентрации соли хлористого натрия в закачиваемой воде на ингибирование набухания пластовых глин приведены на рис.3.8.

Из анализа этих данных видно, что при концентрации соли выше 0,05 (доли ед.) набухание глин и падение приемистости нагнетательных скважин резко снижается.

Таким образом, проведенные исследования показали, что для глинистых коллекторов минерализация закачиваемой воды имеет определяющее значение. Применение пресных вод может привести к резкому падению приемистости нагнетательных скважин, что отрицательно скажется и на темпах добычи нефти. Косвенным эффектом этого процесса будет понижение пластового давления и падение показателей разработки в целом. Выбор типа водного источника, анализ концентрации его солей является обязательным мероприятием при проектировании и разработке месторождения.

Рассмотрена обратная задача о внедрении закачки минерализованной пластовой воды на Холмовской площади. В результате применения пресных вод на этой площади произошло набухание (преобразование) пластовых глин, приведшее к падению темпов добычи нефти и давления в разрабатываемых пластах.

Расчет изменения приемистости нагнетательных скважин проводился для условий работы нагнетательных скважин 28933 ВосточноЛениногорской площади и 29481 Холмовской площади. Геолого-физические параметры пластов на этих участках приведены в табл.3.2.

Таблица 3.2 — Значения пластовых параметров и характеристики закачки воды в нагнетательные скважины 28933 Восточно-Лениногорской площади и 29481 Холмовской площади Номер скважины 28933 29481 Исходный темп закачки, т/сут 70 50 Продуктивная мощность, м 2,4 2,2 Проницаемость, мкм 0,11 0,022 Исходная пористость 0,2 0,14 Коэфф. активной глинистости 0,048 0,09 Исходное Pпл, атм 135 152 Радиус скважины,м 0,16 016 Радиус контура питания,м 150 150 Константа Генри 0,5 0,5 Вязкость воды, мПа*с 1,98 1,89 Константа Козени-Кармана 6 6 Конц. соли в закачеваемой воде, доли ед. 0,07 0,07

Целью расчетов являлась оценка эффекта, произведенного закачкой в эти пласты воды с учетом набухания пластовых глин. Эти расчеты должны обосновать (или нет), что эффект снижения набухания (преобразования) глин при закачке соленой воды может привести к эффектам, полученным от внедрения технологии перекачки минерализованных вод из нижележащих водоносных горизонтов. Результаты расчетов изменения темпа закачки воды в скважины при постоянном перепаде давлений ∆рприведены на рис.3.10 . Рисунок 3.9-Расчетные данные о росте темпов закачки при использовании минерализованной воды. За нулевую отметку времени выбран момент начала межскважинной перекачки пластовых вод.

Из расчетов следует, что уже через 10 лет после начала закачки минерализованной воды приемистость расчетных скважин возрастает в 3.2 раза для скважины 28933 Восточно-Лениногорской площади и в 4.5 раза для скважины 29481 Холмовской площади. Эти данные косвенно подтверждаются промысловыми данными о росте дебита реагирующих скважин, приведенными в [23].

Кроме того, прямые измерения, проведенные в нагнетательных скважинах, закачивающих пластовую воду длительное время, показали значительное фактическое увеличение приемистости или стабильную приемистость в течение 5-7 лет эксплуатации (рис. 3.10 ).

(Колебания приемистости в первые годы закачки пластовых вод, возможно связаны с недостаточностью статистической выборки.).

Согласно расчетным данным, ближайшие к выбранным нагнетательным скважинам добывающие скважины среагируют через 9 лет применения МСП подъемом дебитов нефти в 2.3 раза вблизи скважины 28933 и в 4.3 раза вблизи скважины 29481. Сравнение расчетных и промысловых данных показывает, что набухание (преобразование) пластовых глин может служить основной причиной ухудшения разработки глинистых коллекторов Холмовской и Восточно-Лениногорской площадей Ромашкинского месторождения методом закачки пресных вод. Таким образом, решение о внедрении технологии межскважинной перекачки пластовых вод, как основного метода разработки этих площадей, является высокоэффективным мероприятием, позволяющим поднять темпы добычи нефти в 2-4 раза.

ВЫВОДЫ:

Если допустить рассмотренный ранее механизм снижения коллекторских свойств в процессе закачки прессных и слабоминирализованных вод следует, что: 4. Процессы снижения коллекторских свойств пластов за счет

преобразования глинистых материалов и кольматации

фильтрационных каналов — обратимы. 5. Восстановление фильтрационных характеристик коллекторов при

длительной закачке в нагнетательные скважины пластовой воды

приводят к эффекту «разглинилизации» межскважинного

пространства. 6. Скорость разрушения колматационных экранов зависит от обьемов

закачки пластовых вод. Рисунок 3.10-Динамика изменения приемистости нагнетательных скважин после перевода(освоения) под закачку пластовой воды (при давлении нагнетания 12 МПа)

3.2 Применение минерализованных газонасыщенных пластовых вод для

увеличения продуктивности пластов

Опыт освоения скважин под нагнетание пластовой воды в глинистые коллекторы на объектах разработки НГДУ «Азнакаевскпефть» показывает, что при эффективной толщине пласта более 1м возможно достичь приемистости80-150 мЗ/сут при давлении нагнетания 16-18 МПа. С учетом снижения приемистости при переходе на закачку естественной водогазовой смеси, водозаборную скважину необходимо оборудовать малопроизводительным высоконапорным УЭЦН, или подключать к одной водозаборной скважине несколько нагнетательных. На Холмовской и других площадях нашли применение оба варианта. При этом есть ряд систем МСП, работающих периодически по причине низкой приемистости нагнетательных скважин. Но необходимо учесть, что из-за технических ограничений, установленное давление нагнетания на всех существующих МСП составляет 15 МПа.

Трудности в техническом и технологическом плане при использовании закачки пластовых вод с шурфовыми дожимными установками, сложность в их обслуживании заставили искать более эффективный метод. В НГДУ «Азнакаевскнефть» было найдено техническое решение, позволяющее исключить использование шурфов и создать систему заводнения, состоящую из двух основных элементов: водозаборная скважина — нагнетательная скважина (рис.3.11.).

Данная система перекачки пластовых вод получила сокращенное название МСП. Изученные особенности воздействия содержащихся в подземных водах количества и состава растворенных газов на приемистость нагнетательных скважин показало, что прямую перекачку из водозаборной скважины в нагнетательную возможно осуществить при использовании стандартного нефтепромыслового оборудования. Ряд ограничений, имеющихся по давлениям нагнетания, существует и в настоящее время:

1. Запорная арматура водозаборных скважин рассчитана на рабочее давление 14-15 МПа.

2. Не все типы УЭЦН, применяемые в водозаборных скважинах, способны развивать необходимые напоры, обеспечивающие повышенные давления нагнетания.

3. Коррозионная стойкость применяемой запорной арматуры как на водозаборных, так и нагнетательных скважинах, низкая. Рисунок 3.11-Система межскважинной перекачки пластовой воды (МСП)

Повышенное содержание газов в пластовых водах горизонтов Д1 Д3 Д4 при определенных условиях резко снижает приемистость нагнетательных скважин. Давление нагнетания в системе водозаборная — нагнетательная скважины составляет в среднем 8,0-14,0 МПа в зависимости от коллекторских свойств пластов, объемов закачки и содержания газа в естественной водогазовой смеси. Зависимость уменьшения приемистости от количества содержания газа определяется при ремонте нагнетательной скважины, посредством закачки дегазированной пластовой воды и последующего сравнения с приемистостью при закачке естественной водогазовой смеси. Например, при определении приемистости нагнетательной скважины №29481 закачкой дегазированной пластовой воды было получено значение 210 м3/сут. при давлении 14,0 МПа. После подключения к водозаборной скважине, даюш;ей естественную водогазовую смесь, приемистость при давлении нагнетания 14,7МПа составила 40 м3/сут. Следовательно, подвижность естественной водогазовой смеси по данной скважине ниже, чем подвижность дегазированной пластовой воды в 5,3 раза, что адекватно аналогичному увеличению вязкости. Уменьшение подвижности (увеличение вязкости) вытесняющего агента является механизмом, обеспечивающим более полное боковое вытеснение нефти к забою добывающей скважины, что является дополнительным фактором, обеспечивающим повышение нефтеотдачи пластов. Данный параметр определен по всем работающим системам межскважинной перекачкипластовых вод, например (табл.3.3.).

Таблица 3.3- Пример показателей МСП

Вид скважин Показатели Водозаборная

Нагнетательная скважина

скважина № скважины 19573 8699 8698 Тим насоса Э-80/180 — Давление

11 11 10,1 нагнетания, МПа Температураводы,

26 26 18

°С Газовый фактор,

0,46 — м3/ м3 Плотность, кг/ м3 1180 — Длина водовода,

  • 18 420

м Q МСП, м3/т 50 280 Q факт, м3/т 30 240 По данной системе МСП приемистость водогазовой смеси ниже приемистости дегазированной пластовой воды в 3,25 раза.

Кратность снижения приемистости при закачке естественных водогазовых смесей составляет от 2,3 до 6,7 раз по сравнению с закачкой дегазированной пластовой воды.

В то же время изучение влияния естественных водогазовых смесей на нефтеотдачу пластов позволяет отнести закачку газосодержащих пластовых вод к эффективным методам повышения нефтеотдачи для всех типов коллекторов. В процессе эксплуатации систем МСП было выявлено постепенное увеличение приемистости длительное время работающих скважин как в высокопродуктивных , так и в глинистых коллекторах. Проверка, проведенная по ряду скважин, показала, что приемистость действительно увеличилась по сравнению с первоначальной. Поскольку и первоначальное и текущее определения приемистости проводились на дегазированной пластовой воде при одинаковых давлениях нагнетания, данные измерения следует считать достоверными (табл.3.4.).

Увеличение приемистости нагнетательных скважин, длительное время закачивающих пластовую воду, можно объяснить только восстановлением первоначальных фильтрационных свойств пластов, ухудшенных в начале разработки.

Низкая эффективность традиционных методов заводнения по слабопроницаемым, глинистым коллекторам, линзам, тупиковым зонам, выявленная при анализе разработки, предопределили решение о проведении широкомасштабного промыслового эксперимента по использованию подземных вод для воздействия на отдельные зоны продуктивных пластов. На первоначальном этапе отрабатывались различные методы добычи пластовой воды и ее доставки в продуктивный горизонт. Использовались различные научные разработки и рекомендации, включая межпластовыйперепуск,внутрискважинную перекачку, межскважинную перекачку с использованием шурфов с дожимными установками и др. Таблица 3.4-Динамика изменения приеместости нагнетательных скважин после перевода под закачку пластовой воды.

(при давлении нагнетания 12 МПа)

Приемистость в м3/сут №№ скважин

первоначальная Через 1 год Через 3 года Через 5 лет Через 7 лет

6511 260 200 198

7116 110

7119 210 986

8698 115 240

10999 н.о. 195 186

13157 150 177

13207 120 186

28933 н.о. 240 375 375

28936 н.о. 194 300 390

29289 185 240

По критерию совместимости использовать было возможно подземные воды самого продуктивного горизонта Д1 или воды нижележащих горизонтов Дп-1y, относящихся к единому гидродинамическому бассейну. Запасы подземных вод данных горизонтов возобновляемы и практически не ограничены.

Высокая степень разбуренности, наличие большого числа скважин, неиспользуемых в добыче и выведенных в другие категории (контрольные, консервированные, физически ликвидированные), позволяет выбрать наиболее экономичный вариант для организации системы.

Сложившаяся система поддержания пластового давления на Холмовской площади по результатам анализа была признана неэффективной, а на отдельных участках ее использование привело к значительному ухудшению коллекторских свойств продуктивных пластов и снижению показателей нефтеотдачи.

Такое состояние сложилось не только за счет разбухания глинистых частиц в коллекторах, но и как следствие снижения пластовых давлений ниже предельных в районах нагнетательных скважин со слабой приемистостью. Попытки решить проблемы роста приемистости данных скважин увеличением давлений нагнетания на кустовых насосных станциях (КНС) оказались несостоятельными по причинам отсутствия эффективных средств контроля за перераспределением воды по разводящим водоводам и их аварийности.

Были определены участки и зоны неэффективной выработки при существующей системе ППД также и на других площадях. Внедрение системы МСП во многом обусловило повышение эффективности выработки линз, тупиковых и застойных зон. На таких участках и зонах были созданы автономные системы заводнения на основе ограниченного количества водозаборных и нагнетательных скважин, как вновь освоенных под закачку, так и использованных старых. Под забор воды осваивались или углубленные на нижние водоносные горизонты скважины неработающего старого фонда, или новые скважины, не имеющие объектов для рентабельной эксплуатации.

4. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

Главной целью охраны труда есть создание на каждом рабочем месте безопасных условий труда, безопасной эксплуатации оборудования, уменьшения или полной нейтрализации действий вредных и безопасных производственных факторов на организм человека и, как следствие, уменьшения производственного травматизма и профессиональных заболеваний.

4.1. Недостатки базовой конструкции (аналогов) по обеспечению

безопасности труда.

Работа оператора ПРС (по ремонту скважин) по СанПиН 2.2.4.548-96

относится категории работ II б (233-290Вт), т.е. связанные с ходьбой, перемещением и переноской тяжестей до 10 кг и сопровождающиеся умеренным физическим напряжением.

Установка скважинного электроцентробежного насоса (УЭЦН) имеет на поверхности скважины только станцию управления с силовым трансформатором и характеризуется наличием высокого напряжения в силовом кабеле. Поэтому основные опасности связаны с эксплуатацией электрооборудования, монтажом (демонтажем) установок.

Вредные факторы, воздействующие на операторов ПРС,следующие:

  • повышенная запыленность и загазованность рабочей зоны;
  • повышенная или пониженная температура воздуха рабочей зоны;
  • повышенная или пониженная влажность воздуха.
  • недостаточная освещенность рабочей зоны;
  • повышенный уровень шума на рабочем месте;
  • повышенный уровень общей вибрации;
  • повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека.

Таблица 4.1-Классы профессионального риска

Страховые

тарифы на обязательное

социальное страхование

Вид Класс

от несчастных случаев экономической профессионального

на производстве и

деятельности риска

профессиональных

заболеваний, %

Добыча сырой нефти и нефтяного газа;

XXX 7,4 извлечение фракций из нефтяного газа

4.2.Проектные решения по обеспечению безопасности труда на

проектируемом оборудовании.

Ромашкинское нефтяное месторождение – находиться в Российской Федерации, в восточной части республики Татарстана, в 70 км восточнее от г. Альметьевск и западнее на 20 км от г. Бугульма.

Основная залежь высотой 50 м находится в пашийскомгоризонте. Коллекторы представлены кварцевыми песчаниками суммарной мощностью от нескольких до 50 м, средняя нефтенасыщенная мощность 10-15 м. Пористость песчаников 15-26%, проницаемость 40-2000 мД. Нефть нафтеново-парафинового состава, плотностью 796-820 кг/м3, содержание S 1,5-2,1%, парафина 2,6-5,4%. Состав попутного газа (%): CH4 30-40, С2Н6+высшие 27-55. Залежь кыновского горизонта верхнего девона (мощность песчаных коллекторов до 9 м, средняя нефтенасыщенная мощность 3,2 м) гидродинамически связана с пашийской залежью.

Климат района резко континентальный. Суровая, холодная зима с сильными буранами и жаркое лето. Преобладающее направление ветров – Юго-Западное. Самым холодным месяцем является январь, имеющий среднюю месячную температуру -13,7 – 14,4 С. Наиболее теплым месяцем является июль 18 – 19 С. Абсолютный минимум температуры достигает в некоторые годы до -49 С. Максимальная летняя – 38 С. Месторождение относится к климатическому региону II(III).

Таблица 4.2. — Классификация категорий работ в холодный и теплый период года.

Скорость Период Категория Температура, Относительная

движения, года работ °С влажность, %

м/с

Оптима Допусти Оптима Допуст Оптимал Допус

льная мая льная имая ьная тимая

Холодный IIб 17-19 15-22 40-60 15-75 0,2 0,4 Теплый IIб 19-21 16-27 40-60 15-75 0,2 0,5

оборудования.

Объем производственных помещений на одного работающего соответствует Iа–Iб.

Искусственное освещение нормируется в соответствии со ВСН 34-82 «Отраслевые нормы проектирования искусственного освещения предприятий нефтяной промышленности». Согласно ВСН 34-82 норма освещѐнности для машинного зала насосной станции на пульте щита управления 200 лк. Освещение машинного зала производится лампами обеспечивающими взрыво-пожаробезопасность.

Таблица 4.3 — Нормы освещенности при искусственном освещении Рабочее место Разряд и под Освещенность

разряд

зрительной Лампы Газоразрядной

работы накаливания (лк) лампы (лк) Измерительная аппаратура, пульт и щит управления с IVв 150 200 измерительной

аппаратурой

При работе насосов и вспомогательного оборудования образуется повышенный уровень шума и общей вибрации. При работе насосов уровень шума достигает 90 — 100 дБ. ПоГОСТ 12.01.003-83 шум на рабочих местах не должен превышать 80 дБ.

Для снижения шума на рабочих местах используем следующие меры:

  • СИЗ органов слуха (противошумные наушники);
  • балансировку вращающихся частей машин и оборудования;
  • техническое обслуживание и ремонт, так как повышенный уровень шума является следствием износа или неисправности механизмов.

В насосной составляют 60 — 75 дБ. Нормирование общей вибрации на рабочих местах выполняется в соответствии с ГОСТ 12.01.012-2004 и уровень общей вибрации по виброускорению составляет не более 112 дБ по осям х,у,z. Поэтому в защите от вибрации нет необходимости.

Во избежание переохлаждения работникам не следует во время перерывов в работе находиться на холоде в течение более 10 мин при температуре воздуха до -10° C и не более 5 мин при температуре воздуха ниже -10° C.

Для соблюдения норма охраны труда, обеспечения безопасности работающих и профилактики профзаболеваний предусмотрена выдача средств индивидуальной защиты: спецодежду, спец. обувь, средства защиты органов дыхания, органов слуха, рук, лица, головы. Выдача спецодежды, спец. обуви и других индивидуальных средств защиты регламентирована «Типовыми отраслевыми нормами бесплатной выдачи спецодежды, спецобуви и других средств индивидуальной защиты работникам нефтяной и газовой промышленности»от 6 июля 2005 года N 443. Согласно типовым нормамоператор ПРС должен быть обеспечен средствами индивидуальной защиты, предоставленными в табл. 4.4

Таблица 4.4- Средства индивидуальной защиты, выдаваемые оператору ПРС. № Наименование, тип, вид, шифр, и т. п. Срок п/п носки, мес.

Костюм хлопчатобумажный с 1 12 мес

огнезащитной пропиткой

Костюм для защиты от воды из 2 синтетической ткани с пленочным 24 мес

покрытием 3 Костюм противоэнцефалитный 12 мес 4 Футболка 6 мес 5 Головной убор 12 мес 6 Ботинки кожаные с жесткимподноском 12 мес 7 Сапоги резиновые с жесткимподноском 12 мес 8 Нарукавники из полимерных материалов 2 мес 9 Перчатки с полимерным покрытием 2 мес

Перчатки резиновые или из полимерных 10 4 мес

материалов 11 Каска защитная 24 мес 12 Подшлемник под каску 12 мес 13 Очки защитные открытые До износа

14 Костюм из хлопчатобумажной по поясам По поясам

ткани с огнезащитной пропиткой 15 Белье нательное утепленное 2 комплекта 16 Жилет утепленный 1 17 Ботинки утепленные с жестким подноском По поясам 18 Валенки По поясам Окончание таблицы 4.4 19 Галоши на валенки По поясам 20 Шапка-ушанка 36 мес

21 Перчатки с защитным покрытием, 2 мес

нефтеморозостойкие

4.4. Обеспечение безопасности технологического процесса.

При перекачке нефти и нефтепродуктов не всегда удается полностью исключить выделение паров нефтепродуктов, которые вместе с воздухом образуют взрывоопасные смеси, поэтому здание насосной оборудуем системой принудительной приточно-вытяжной вентиляции, которая предназначена для контроля и регулирования процентного содержания паров нефтепродуктов в атмосфере нефтенасосного помещения. Помещение насосного зала обогревается воздухом, подогретым в специальных теплообменниках – калориферных установках.

По ГОСТ 12.1.005-88* «Общие санитарно-гигиенические требования» установлены предельно допустимые концентрации вредных веществ таблица 4.5

Таблица 4.5 — Воздух рабочей зоны. Наименование вещества, химическая

ПДК, мг/мЗ Класс опасности

формула

Метан 7000 IV

Углеводороды нефти 300 IV Сероводород в смеси с углеводородами

3 III

С, Сб.

Двуокись азота 2 III

Изобутан 15 III

При эксплуатации скважин для удаления АСПО применяется паропередвижная установка, при еѐ работе должны выполняться следующие правила безопасности:

  • паропередвижная установка (ППУ) на скважине устанавливается от устья на расстоянии не менее 25 метров с наветренной стороны так чтобы обеспечивался обзор для машиниста ППУ;
  • обвязка выполняется бесшовными стальными трубами, испытанными на пробное давление Рпр=1,5Рраб;
  • при пропаривании арматуры скважин, оборудования и трубопроводов, в которых ожидается повышение давления необходимо установить обратный клапан (непосредственно у установки или на любом стыке магистральных труб);
  • на арматуре скважины, подвергаемой пропарке, необходимо предусматривать специальный патрубок с вентилем или задвижкой для подсоединения паропроводов от ППУ;
  • при пропарке арматуры скважины, оборудования и трубопроводов надо знать максимальное рабочее давление, допускаемое для данного типа арматуры и не превышать его;
  • для подачи пара в насосно — компрессорные трубы, уложенные на мостках, паропровод должен быть оборудован специальным наконечником, который должен соединятся к трубе на резьбе или накидным приспособлением на муфту.

Концы труб должны быть уложены со стороны устья в одной плоскости;

  • пропарку с использованием шланга с наконечником, закреплѐнным на деревянномдержаке, производить только наружных поверхностей труб, шланг и другого технологического оборудования;
  • подача пара в пропарочные трубы должна быть постепенной до выхода пара из противоположного конца трубы, во избежание появления пробок;
  • пуск пара производить только по сигналу с места присоединения паропроводов и после удаления людей на безопасное расстояние;
  • пропарка штанг от замазученности и парафина производится с помощью шланга с наконечником, которые закреплены на деревянном держаке длинной не менее 1,5 м;
  • очистка от парафина и замазученности насосов, арматурной площадки, отогрев территории от замазученности в зимнее время, разогрев парафина в амбарах, емкостях и колодцах, отогрев замерзшего грунта на территории скважины для заворота штопоров производиться с помощью шланга наконечником на конце закрепленных на держаке длинной 1,5-2,5 метра;

— очистка и пропарка от замазученности станка- качалки машинист производит с помощью шланга с наконечником прикреплѐнных к деревянному держаку длинной не менее 2,5 метра. В случае невозможности пропарки балансира из-за высоты, то бригада КРС устанавливает стеллажи или подготавливает лестницу с которой производится пропарка оборудования находящееся на высоте.

При подъѐме на высоту свыше 1,5 метра необходимо применять предохранительный пояс от падения;

  • разработка паропроводов производится после снижения давления пара до атмосферного и охлаждения труб;
  • замазученность и парафин оставшийся на территории скважин и баз необходимо убирать.

При использовании удаления АСПО химическими методами необходимо соблюдать особые меры предосторожности и технику безопасности.

Среди химических реагентов, используемых для борьбы с АСПО, имеются токсичные, взрывоопасные, с низкой температурой вспышки. Поэтому при работе с такими реагентами должны соблюдаться особые меры предосторожности.

На территории (или в помещении) для хранения и применения газового бензина запрещается обращаться с открытым огнем; искусственное освещение должно быть выполнено во взрывобезопасном исполнении.

Ремонтные работы на резервуарах, сосудах должны производиться инструментами, не дающими при ударе искру. Технологическое оборудование и коммуникации для транспортирования газового бензина должны быть заземлены.

Запрещается перекачивание газового бензина при помощи сжатого воздуха. Содержание паров газового бензина в воздухе рабочей зоны должно составлять не более 300мг/м3.

При разливе бензина облитые части машины должны быть насухо протерты, а пролитый на пол или на землю бензин – засыпан песком. Последний необходимо собрать в отдельную тару и вывезти из территории или помещения. Указанные работы должны производиться в фильтрующем противогазе марки А (коробка коричневого цвета).

Сосуды, смесители, коммуникации, насосные агрегаты должны быть герметичны.

Помещение должно быть снабжено общеобменной механической вентиляцией согласно действующим нормам.

При работе с газовым бензином применяют индивидуальные средства защиты: противогаз и спецодежду.

Запрещается использовать газовый бензин для мытья рук и чистки одежды.

Рабочие места должны быть оборудованы источником острого пара, песком, пенным или углекислотными огнетушителями, кошмой, асбестовой тканью.

Аналогичные меры предосторожности должны соблюдаться и при использовании других углеводородных растворителей.

4.5.Обеспечение взрывопожарной и пожарной безопасности.

Характеристика мероприятий по защите персонала промышленного объекта в случае возникновения ЧС.

В целях защиты рабочих и служащих предусматриваются следующие мероприятия:

— Развитие, совершенствование и поддержание в готовности объектовых и локальных систем оповещения рабочих и служащих об угрозе взрыва, распространения пожара, радиоактивного и химического заражения, угрозе катастрофического затопления, возможности возникновения стихийных явлений, а также обеспечение подключения указанных систем к местным системам оповещения населения.

  • Организация наблюдения и контроля в случаях реальной угрозы за радиоактивным и химическим заражением природной среды, продуктов питания и питьевой воды.
  • Поддержание в готовности фонда защитных средств сооружений гражданской обороны (убежищ и противорадиационных укрытий) для их использования в случае ЧС.
  • Установка защитных сооружений для дежурного персонала предприятий, работа которых не может быть прекращена по сигналу о возможной опасности возникновения ЧС.
  • Накопление средств и специального снаряжения для рабочих и служащих на случай ЧС, требующих их использования.
  • Организация частичной или полной эвакуации рабочих и служащих в безопасное место. — Проведение мероприятий по подготовке к оказанию до врачебной помощи и медицинскому обслуживанию рабочих и служащих в условиях ЧС.
  • Подготовка и поддержание в готовности сил и средств для проведения аварийно-спасательных и аварийно-восстановительных работ в очагах поражения и бедствий в зоне возникновения ЧС.
  • Совершенствование форм, методов и организации обучения рабочих и служащих действиям и способам защиты от поражающих факторов при ЧС.
  • Для обеспечения устойчивого снабжения продовольствием и предметами первой необходимости рабочих и служащих в условиях ЧС совместно с предприятиями торговли и общественного питания предусматривать:
  • Осуществление мероприятий по бесперебойному снабжению питанием и предметами первой необходимости рабочих и служащих, занятых работами по ликвидации последствий аварий, катастроф и стихийных бедствий.

— Проведение мероприятий по созданию специальных групп (подразделений)для обеспечения личного состава военизированных и невоенизированных формирований продовольствием и предметами первой необходимости, а также подготовку этих подразделений для работы в полевых условиях.

  • Строительство складов и холодильников для хранения продовольственных товаров с четом обеспечения защиты этих товаров от поражающих факторов при ЧС.
  • Организацию контроля за зараженностью продовольственных товаров и питьевой воды, а также работ по их обеззараживанию.

В целях подготовки к оказанию доврачебной помощи и к медицинскому обслуживанию рабочих и служащих в условиях ЧС совместно с органами здравоохранения предусматривать:

Проведение санитарно-гигиенических, противоэпидемических и лечебно-эвакуационных мероприятий.

Оказание всех видов скорой медицинской помощи.

Создание запасов медицинского и специального имущества для дополнительного развертывания и оснащения медицинских формирований.

Проведѐм расчѐт чрезвычайной ситуации: вероятный взрыв трубопровода заполненного нефтью объемом 200 т. При этом объем газовоздушной смеси QТ принимается равным 20% от объема вышедшей сырой нефти.

Вахтовый поселок, находящийся на расстоянии 1000 м от законсервированного трубопровода, не подвергнется разрушению при взрыве, так как зона безопасного удаления много меньше, чем расстояние до построек.

4.6. Обеспечение безопасности в аварийных и чрезвычайных

ситуациях.

Помещение насосной относится к помещениям класса В-1а, т.е в которых образование взрывоопасных смесей возможно только в результате аварии или неисправности (насосные блоки, замерные установки).

По «Правилам устройства электроустановок» (ПУЭ), категории взрывоопасной смеси II А по ГОСТ P 51330.11, группа взрывоопасной смеси ТЗ по ГОСТ P 51330.5 и «ПУЭ».

Насосы изготавливаются в исполнении для взрывоопасных и пожароопасных производств.

Объекты по добыче нефти относятся к взрывоопасным и пожароопасным. В настоящее время вода пока остается наиболее распространенным средством пожаротушения. Для тушения пожара предусмотрена система пожарного водоснабжения.

На замерных установках должны быть размещены ящики с песком, щит с лопатами, ломами, ведрами и огнетушителями ОХП — 10, ОУ-2, ОУ-5.

Курение разрешено в специально отведенных местах.

Для тушения пожара в качестве огнегасительных средств используют воду в виде пара или в распыленном виде, инертные газы, пены, порошки. Для тушения оборудования, находящегося под напряжением используют углекислоту.

При всех видах аварии, связанных с утечкой или разливом нефти, руководитель аварийных работ (одновременно с введением аварийного режима) обязан вызвать к месту аварии пожарную часть (добровольную пожарную дружину) предприятия.

По прибытии подразделения пожарных (пожарной дружины) к месту работы, руководитель аварийных работ обязан информировать начальника пожарного отделения.

4.7Экологичность проекта

Республика Татарстан характеризуется высоким промышленным потенциалом, богатыми природными ресурсами; нефтяные месторождения Татарстана расположены на территории 21 административного района республики и 3 районов соседних республик и областей с общей площадью более 30 тысяч кв.км.

Разработаны методические основы оценки технологической нагрузки, проведено ранжирование территории по антропогенному воздействию на природу. В основу экологических программ были заложены результаты систематических исследований. В них обоснована и сформулирована постановка задачи, состоящей из следующих концепций:

  • свести до минимума вредное воздействие сопутствующих нефтедобыче процессов нарушения экологии;
  • добиться управляемости производственных процессов, чреватых экологически негативными последствиями;
  • проводить регенерационные мероприятия, и, по максимуму, восстановить

среду нашего обитания до того состояния, которое было характерно для начала разработки нефтяных месторождений.

На территории находится много населенных пунктов: города, деревни, рабочие поселки. Вокруг населенных пунктов устанавливаются санитарнозащитные зоны.

Многие из промысловых сооружений расположены в санитарнозащитных зонах населенных пунктов, родников и ручьев. Эти объекты являются потенциальными загрязнителями атмосферы, почв, грунтовых и подземных пресных вод при возможных авариях и разгерметизации. При бурении, добыче, сборе и транспортировке нефти имеет место загрязнение почв и грунтов. Основные площади замазученных земель располагаются обычно вдоль водопроводов, часто вдоль ряда скважин.

Все отходы предприятий по добыче нефти оказывают отрицательные воздействия на объекты окружающей среды и представляют угрозу здоровью населения, проживающего в нефтедобывающих районах. Поэтому на промысловых объектах необходимо более эффективно осуществлять технологические, санитарно-технические и организационные мероприятия по контролю за состоянием окружающей среды. Все эти мероприятия позволяют с наименьшим вредом для окружающей среды добывать и транспортировать нефть, быстро и без осложнений устранять причины и последствия загрязнения.

Была проведена реконструкция канализационного хозяйства, на ЛОС и ГТП было ликвидировано 12 накопителей. Пущена в работу установка улавливания легких фракций УЛФ, что позволяет ежемесячно улавливать 500-550 тонн нефти.

Подготовка сточной воды переведена на УКНП на герметизированную систему.

Топливно-энергетический комплекс является основным загрязнителем атмосферного воздуха, на долю которого приходится 87% или 66 000 тонн вредных веществ в год.

Сокращение выбросов достигнуто за счет уменьшения количества источников выбросов и ввода установок улова легких фракций углеводородов.

С целью уменьшения воздействия автотранспорта на окружающую среду необходимо:

  • осуществить вынос крупных автотранспортных предприятий за черту города;
  • наладить производство неэтилированного бензина;
  • применять нейтрализаторы для выхлопных газов и присадки к моторному топливу;
  • активизировать перевод автомашин на газовое топливо.

Систематические наблюдения за состоянием поверхностных водоемов в нефтедобывающих районах юго-западной республики Татарстан были начаты ТатНИПИнефть в 1969 году. Под наблюдением находятся все реки и малые речки Лениногорского района. В пробах речной воды ежемесячно (НГДУ) и ежеквартально (УПТЖ) определяют содержание нефти (плавающей и эмульгированной), хлоридов, сульфатов, а так же рН, жесткость, общую минерализацию, потребность в кислороде БПК5, тип и концентрацию ПАВ, нитраты и другие.

В настоящее время на территории нефтепромыслов под наблюдением лаборатории охраны природы находятся 14 речек (ежедневно) и 69 родников (ежеквартально).

Благодаря проведенным в очагах загрязнения подземных вод комплексным эколого-гидрологическим исследованиям, источники загрязнения подземных вод в основном известны.

Разработаны мероприятия и методы предотвращения этих загрязнений.

В результате упорядочения и более продуманного размещения сооружений, применение кустового и горизонтального бурения скважин значительно сократится отвод земель под нефтяные объекты. Так в начале 90-х годов под сооружениями и коммуникациями АО «Татнефть» находилось более 55 тыс. га, а в настоящее время –34 тыс. га, хотя фонд пробуренных скважин за этот период возрос в 1,3 раза.

Наряду с сокращением отвода земель за счет применения новых технологий бурения и разработки месторождений, нефтяникам уделяется большое внимание сохранения плодородия почв. В среднем сегодня возвращается прежним пользователям на 1500 га сельхоз. угодий АО «Татнефть».

Длительное время, нередко десятилетиями, хранились в открытых амбарах т.н. нефтешламы, оставшиеся в наследство от прошлого. Для утилизация создано совместное предприятие. Более полумиллиона тонн нефтешламов уже переработаны по технологии, разработанной учеными «ТатНИПИнефть», предприятием «Татойлгаз» совместно с Германией. Эта работа продолжается, а для предотвращения дальнейшего накопления шламов, загрязняющих природную среду, разработана технология без амбарного бурения с использованием передвижных буровых установок.

Из года в год уменьшаются площади нарушенных земель.

Это достигнуто за счет уменьшения аварийности на трубопроводах, а так же большой положительный эффект оказала остановка бригад ПРС, КРС и строительных организаций на период весенней распутицы. Кроме того, большая часть бригад ПРС переведены на колесный ход, что резко позволило уменьшить порчу земель.

Продолжаются работы по охране недр и окружающей среды:

  • а) Исследование и наращивание цемента за кондуктором;
  • б) Исследование и герметизация колонн;
  • в) Физическая ликвидация скважин в санитарно-защитных зонах населенных пунктов рек и ручьев, а так же в зонах питания родников.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В последние годы на Ромашкинском месторождении происходит снижение удельной эффективности ПСКО. Это связано с кратностью обработок, высокая расчлененность и неоднородность по проницаемости разрабатываемых объектов, а так же с эффектом экранизации поверхности порового пространства пород, за счет АСПО, неизменная технология проведения обработок.

Анализ эффективности проведенных ГТМ, по Ромашкинскому месторождению показывает, что проведение комплексных обработок РАСПО+ПСКО с целью снижения эффекта экранизации, увеличения глубины проникновения в пласт кислоты, увеличение степени охвата пласта воздействием, недопущения образования агрегатированных структурообразующих жидкостей и как следствие снижение количества отказов оборудования.

Рекомендуется проводить обработки РАСПО+ПСКО на скважинах, где в последнее время наблюдается снижение забойного давления и притока жидкости в скважину.

Проведение комплексных обработок РАСПО+ПСКО влечет за собой большее увеличение прироста дебита скважин по сравнению с обычными ПСКО, снижение количества отказов насосного оборудования.

Предлагаемый проект РАСПО+ПСКО является экономически более привлекательным по сравнению с обычными ПСКО за счет увеличения дополнительной добычи нефти, увеличения индекса доходности, снижения периода окупаемости.

СПИСОК СОКРАЩЕНИЙ

ППД — поддержание пластового давления МСП — межскважинная перекачка УЭЦН — установка электроцентрабежного насоса ПЗП — призабойная зона пласта ВСП — внутрискважинная перекачка ГРП — гидроразрыв пласта ОПЗ — обработка призабойной зоны КНС — кустовая насосная станция НИЗ — начальные извлекаемые запасы ЮТС — Южно-Татарский свод ФЕС — фильтрационно-емкостные свойства КПАВ — катионактивные поверхностные вещества

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/bakalavrskaya/romashkinskoe-mestorojdenie/