Применение тепловых методов повышения нефтеотдачи пласта на месторождении Жанажол

Необходимые изменения начинаются при 475°С, а в случае каолинита при 625°С [3].

Растворимость - осаждение в воде кремнезема и алюмосиликатов (глин) зависит от температуры, рН, растворенных в воде солей, а также от влияния минеральных компонентов коллектора и присутствия некоторых фракций нефти. Последние могут влиять на ход процесса вследствие содержания в водной среде органических комплексных соединений [5].

Наблюдалось также появление монтмориллонита после обработки пласта паром, хотя до начала нагнетания пара в состав коллектора входили только глины других типов. При термических методах добычи нефти выпадение в осадок кремнезема и алюмосиликатов приводит к снижению проницаемости пласта вплоть до его закупорки.

Повышение температуры нефти влечет изменение как ее состава, так и состава выделяющегося газа. Как уже отмечалось, при внутрипластовом горении кокс, являющийся топливом, образуется при пиролизе тяжелых фракций нефти. Однако одновременно с коксом получаются легколетучие соединения, которые могут перейти в газообразную фазу.

Часто в состав нефти, особенно тяжелой, входят серосодержащие соединения, в том числе сероводород, который также может растворяться в пластовой воде. Массовое содержание серы в некоторых видах нефти составляет до 6 %. При повышении температуры карбоксильные соединения распадаются с выделением СО2, а серосодержащие органические вещества - с выделением H2S. Реакции с участием соединений серы в отсутствие воды протекают при температуре выше 300°С, т.е. на более высоком температурном уровне, чем достигаемом при вытеснении нефти паром. В ходе обработки пласта водяным паром наблюдалось увеличение содержания в выделяющихся газах таких соединений, как СО2, H2S и Н2, хотя средняя температура в пласте не превышала 200 °С [7].

Исследования в лабораторных условиях показали, что тяжелая серосодержащая нефть вступает в реакцию с насыщенным водяным паром при температуре ниже 190 °С. Скорость течения таких реакций невелика, однако значение их весьма существенно, поэтому для установления равновесия в замкнутой системе требуется длительное время. При этом наблюдается присутствие H2S, H2, а также некоторое избыточное по сравнению с ожидаемым количество СО2, что может быть объяснено лишь взаимодействием серосодержащих органических соединений с водой.

Если коллектор содержит достаточное количество карбоната кальция, в газообразных продуктах реакции может отсутствовать сероводород. Таким же образом, в зависимости от того, содержит ли матрица кремний или карбонат, в лабораторных условиях отмечалось присутствие или отсутствие H2S в газообразных продуктах реакции сжигания серосодержащей нефти. Сероводород реагирует с углекислым кальцием с получением сернистого кальция и угольной кислоты.

Обоснование применения термической технологии.

Когда принято решение о разработке какого-либо нефтяного месторождения с помощью одного из термических методов, в первую очередь проводятся эксперименты на лабораторных стендах для проверки возможностей данной технологии на интересующем месторождении и определения основных рабочих параметров. Если полученные результаты удовлетворительны, они используются для определения характеристик более крупномасштабных экспериментов уже в промысловых условиях.

Обычно такие работы начинаются со стадии пилотного эксперимента с небольшим числом скважин. На этом этапе окончательно решается вопрос о применимости процесса, выбранного по результатам лабораторных исследований, затем накапливаются технологические и экономические данные об истинных характеристиках месторождения. На основе сведений, полученных при пилотном эксперименте, принимается решение о масштабах промышленной разработки.

Если участок, разрабатываемый на стадии экспериментальных исследований, четко ограничен, например, системой непроницаемых сбросов, результаты общей отдачи нефти и добычи при пилотном эксперименте экстраполируются для промышленной разработки. И наоборот, если экспериментальный участок не имеет четко определенных границ, полученные на нем результаты следует использовать с осторожностью при оценке возможного коэффициента нефтеотдачи пласта, ожидаемого при расширении области разработки до промышленного уровня.

Эксперименты на лабораторных стендах должны проводиться в условиях, близких к реальным. Особенно необходимо поддерживать внутрипластовое давление, температуру и работать с породами, обладающими идентичным минералогическим составом и петрофизическими характеристиками. Вследствие сложности экспериментов на двух- и трехмерных физических моделях, когда стремятся смоделировать в определенном масштабе все явления, происходящие на реальном месторождении, в лабораторных экспериментах обычно ограничиваются нахождением основных параметров процесса. Так, в экспериментах по горению определяют количество топлива и необходимое количество воздуха для процесса; при изучении процесса вытеснения нефти паром на одномерной модели находят остаточную нефтенасыщенность.

Программа работ по добыче нефти с помощью какого-либо термического метода разрабатывается на основе данных о характеристиках месторождения и результатов экспериментов в лабораторных условиях с помощью эмпирических исследований или при использовании аналитических моделей или моделей, учитывающих распределение в пласте вытесняющих и вытесняемых жидкостей и газов.

Сравнение методов нагнетания пара и внутрипластового горения.

При обычных соотношениях воздух-нефть для внутрипластового горения (от 500 до 3500 нм3/м3) и нефть-пар для вытеснения нефти паром (от 0,15 до 40 м3/т.) эффективность внутрипластового горения явно превосходит эффективность непрерывного вытеснения нефти водяным паром. Это является прямым следствием того, что при внутриппастовом горении тепловая энергия выделяется в непосредственной близости от зоны, из которой требуется вытеснить нефть, что приводит к уменьшению тепловых потерь в окружающие области. Кроме того, теплообмен ограничивает распространение метода вытеснения нефти паром (к ним относятся требования близости расположения скважин, достаточной толщины пласта и незначительности глубины его залегания).

В то же время при нагнетании пара не вся нефть вытесняется из обрабатываемой зоны и остаточная нефтенасыщенность в ней обычно составляет от 5 до 15 %. Это небольшое количество нефти (более тяжелой, чем первичная, вследствие частичного испарения легких фракций) затем уже невозможно извлечь (во всяком случае это экономически не оправдано). При внутрипластовом горении в процессе распространения фронта происходит полное сгорание кокса, обычно образующегося из тяжелых нефтяных фракций. Соотношение между количеством сгоревшего топлива и объемом нефтедобычи легко находится при известном отношении воздух-нефть. Количество кокса в пласте обычно составляет от 15 до 40 кг/м3, что соответствует при плотности горючего 1000 кг/м3 эквивалентной насыщенности от 5 до 13 % при пористости 30 % и от 7,5 до 20 % при пористости 20 %.

Другими словами, количество нефти, которое трудно извлечь из пласта после обработки его водным паром, и количество нефти, сгорающей при внутрипластовом горении, близки по величинам.

Исходя из сказанного, можно утверждать, что общий энергетический баланс указывает на предпочтительность использования метода внутрипластового горения. Однако развитие новых технологий производства пара и, в частности, создание оборудования, работающего на дешевых видах топлива, дает новый импульс дальнейшему развитию метода нагнетания в пласт водяного пара.

Проблемы реализации.

Метод нагнетания в пласт пара более гибок, чем внутрипластовое горение. Например, возможность осуществления вначале циклического нагнетания пара позволяет быстро получать информацию о реакции пластовой системы на его поступление и изменять объем нагнетания. Циклическое нагнетание может быть использовано в одной из областей пласта перед переходом к непрерывной закачке для некоторого истощения залежей. Кроме того, циклическое нагнетание позволяет создать связи между скважинами в битуминозных отложениях, а также повысить продуктивность добывающих скважин в зоне, обрабатываемой горением. Внутрипластовое горение, используемое для обработки скважин, сложно в реализации и применяется для добычи нефти лишь на экспериментальном уровне и весьма редко.

Технология нагнетания пара при эксплуатации месторождений в промышленных масштабах хорошо разработана. Однако существуют еще вопросы, требующие дальнейшего изучения. К ним относится, в частности, проблема измерений расхода пара и его сухости в каждой из нагнетательных скважин, если их много на разрабатываемом месторождении. Кроме того, необходимо разработать технику обеспечения изоляции насосно-компрессорных труб нагнетательных скважин и надежности высокотемпературных пакетов.

Бесспорно, реализация внутрипластового горения значительно сложнее, чем вытеснения нефти паром. В частности, вследствие протекания химических реакций со свободным кислородом возникает необходимость принять соответствующие меры для исключения возможности возникновения неконтролируемых реакций в наземном оборудовании, в нагнетательных скважинах, особенно во время воспламенения, а также в добывающих, если содержание кислорода в исходящих газах возрастает вследствие прорыва фронта горения. Так, в ряде случаев не были приняты меры безопасности (предварительное изучение вопроса, за которым должны следовать определенные работы, в том числе промывка нагнетательных линий, измерение температуры, подсчет объема газообразных веществ, извлекаемых на поверхность земли и анализ их состава), и это явилось причиной срыва экспериментальных работ на пилотных объектах. Именно этим объясняется некоторая неуверенность, отмечавшаяся у многих специалистов, перед реальным и воображаемым риском, связанным с внутрипластовым горением. Поэтому данная технология, начало освоения которой совпадает с началом распространения метода нагнетания в пласт водяного пара, до сегодняшнего дня применяется лишь в ограниченных масштабах. Однако все работы по внутрипластовому горению, проводимые в промышленных масштабах, указывают на интерес к данной технологии, в частности, для разработки пластов малой толщины. Она также предпочтительнее обработки паром при значительной глубине залегания пласта.

Экономические аспекты использования методов.

Анализ затрат на реализацию методов повышения нефтеотдачи пластов необходим для оценок возможного вклада данных технологий в общий объем мировой добычи нефти. Однако резкие колебания экономических условий на нефтяном рынке, существенная разница в ценах и налоговых системах в различных регионах вынуждает ограничиться определением тенденций в индексах цен без учета налоговых систем, взяв за опорные уровни результаты экономических работ, выполненных в 2000 и 2003 г. Эти индексы являются представительными для описания состояния технологии в том году, когда они были получены. Здесь невозможно дать никаких экстраполяционных формул, так как, в частности, прогресс в методах повышения нефтедобычи должен привести к снижению части энергозатрат в общей стоимости работ.

Сравнение затрат на реализацию различных методов повышения нефтеотдачи. Возможностям и рентабельности применения различных методов повышения нефтеотдачи пластов посвящено много работ [7].

Таблица 2.2 Затраты на техническое обеспечение (без учета налогов) методов повышения нефтеотдачи пластов

Метод	Относительные затраты на техническое обеспечение процесса, у.е.	Дополнительный объем добычи нефти (в % от остаточной нефти)
Непрерывное нагнетание пара Внутрипластовое горение	50-85 70-125	25-45 28-39

В таблице 2.3 в качестве иллюстрации собраны основные результаты исследований, описанных в работе [7]. В 2010 г. во всем мире при уровне технологического развития этого периода наиболее низкие затраты на техническое обеспечение были характерны для непрерывного нагнетания пара, позволившего повысить объем дополнительно добытой нефти.

Второе место занимает метод внутрипластового горения, за которым следуют технологии, остающиеся до настоящего времени весьма дорогостоящими.

Затраты на техническое обеспечение термических методов.

Французским институтом нефти была проведена работа по определению реальных затрат на техническое обеспечение термических методов добычи, за основу которой были взяты данные, характерные для стран Западной Европы в начале 2003 г. Для отдельных узлов оборудования, созданных вне этого региона, были приняты стоимости материалов, характерные для стран Западной Европы. При экономическом анализе сделано допущение, что объем добычи нефти при естественном режиме разработки пласта пренебрежимо мал и что все капитальные вложения на сооружение скважин, наземного и глубинного оборудования должны быть включены в затраты на реализацию термической обработки пласта.

Предполагается, что месторождение теоретически разбито на элементы при расположении скважин в шахматном порядке с расстояниями между скважинами одного ряда 150 м. Число разрабатываемых одновременно элементов таково, чтобы общий объем добычи составлял примерно 300 000 м3/год. Плотность нефти равна 950 кг/м3. Длительность разработки одного элемента 5 лет. Разработка всего участка ведется в три этапа с тем, чтобы общий срок разработки составил 15 лет, что соответствует сроку службы оборудования.

Нагнетание пара.

Для экономического анализа эффективности нагнетания в пласт водяного пара принимаются следующие допущения:

- каждая из ячеек, на которые теоретически разбивается вся разрабатываемая зона, представляет собой пятиточечный элемент с центральной нагнетательной скважиной, длина стороны которого равна 150 м, т.е. одна нагнетательная скважина приходится на одну добывающую;

- геотермальный градиент составляет 0,03°С/м при температуре поверхности земли, равной 20°С; давление в зоне, занятой паром, - 0,8 гидростатического давления;

- расход нагнетаемого пара на одну теоретическую ячейку постоянен;

- для каждой толщины пласта уровень расхода теплоносителя находится исходя из требования, чтобы площадь, обработанная к концу пятилетнего срока эксплуатации, составляла 62 % площади участка. Площадь зоны повышенной температуры рассчитывается по модели Маркса-Лангехейма с учетом тепловых потерь в системе между парогенератором и пластом (20 % энтальпии пара), а также потери части энтальпии с извлекаемыми на поверхность жидкостями и газами (15 % тепловой энергии, идущей на нагрев пласта). Предполагается, что пар заполняет пласт от подошвы до кровли для всех рассматриваемых толщин (общая толщина пласта равна его эффективной толщине и лежит в пределах от 5 до 20 м);

- объем нефтедобычи определяется по методике с учетом того, что в зону повышенной температуры входит область, занятая влажным паром, на границе которой может образовываться зона, заполненная горячей водой.

Необходимо учитывать время (рисунок 2.9) между вытеснением и извлечением нефти, равное времени, требуемому для нагнетания объема пара, эквивалентного 0,045 объёма пласта, приходящегося на рассматриваемую теоретическую ячейку;

- часть добытой нефти используется в качестве топлива в парогенераторах. Исходя из данных о к.п.д. парогенераторов, считают, что при производстве 1 т пара потребуется 7,9-10-2м3 нефти.

На величину затрат существенно влияет количество нефти, которое вытесняется из пласта. С другой стороны, заметно резкое возрастание реальной стоимости при снижении величины отношения нефть-пар.

Так как уровень чистой добычи нефти практически равен нулю при отношении нефть-пар, равном 0,079, затраты на техническое обеспечение процесса возрастают до бесконечности при стремлении показателя эффективности процесса к данному минимальному значению.

Внутрипластовое горение.

Экономическое исследование добычи нефти при внутриппастовом горении основано на следующих положениях:

- теоретическая ячейка, на которую разбивается разрабатываемый участок, представляет собой девятиточечный элемент с центральной нагнетательной скважиной. Расстояние между нагнетательной скважиной и добывающей, расположенной в углу ячейки, составляет 150 м (сторона равна 212 м). Площадь такого теоретического элемента в два раза больше площади элемента при пятиточечной системе расположения скважин, применяемой при паротепловом воздействии на пласт. В рассматриваемой системе на одну нагнетательную скважину приходятся три добывающие. Полезная толщина пласта колеблется в диапазоне от 5 до 20 м;

- допускается, что давление нагнетания составляет 0,8 гидростатического давления. Установленная мощность сжатия воздуха превосходит требуемую примерно на 20 %; расчет проводился для центробежных компрессоров с электроприводом;

- рассматривается режим сухого горения, после окончания которого в пласт подается вода. Расход воздуха на одну теоретическую ячейку в течение первого года эксплуатации месторождения составлял 600 нм3/ч (при необходимом количестве воздуха 250 нм3/м3) или же 700 нм3/ч (при необходимом количестве воздуха 350 нм3/м3). Дополнительное количество воздуха, необходимое для охвата процессом 65 % площадей ячейки, нагнеталось в пласт с постоянным расходом в течение второго, третьего и четвертого годов добычи нефти. В течение пятого года эксплуатации месторождения в пласт подавали с постоянным расходом воду, объем нагнетания которой составляет 0,3 объема выжженной зоны;

- метод расчета уровня добычи нефти описан. Выжженная зона занимает около 60 % площади каждой теоретической ячейки, а ее толщина несколько меньше толщины зоны, в которую поступает воздух.

Считается, что доля нефти, вытесняемой из не выжженных зон, является убывающей функцией толщины пласта.

Допускается, что шаг времени между моментом вытеснения нефти воздухом и моментом извлечения ее на поверхность земли составляет 6 месяцев; нефть, вытесненная воздухом, но не добытая к концу четвертого года эксплуатации, извлекается в течение пятого года - во время нагнетания воды.

При обычно принятых критериях эффективности добычи нефти затраты на техническое обеспечение как вытеснения нефти паром (величина отношения объема добытой нефти к количеству закачанного пара превышает 0,15 м3/т), так и внутрипластового горения (отношение объема закачанного воздуха к объему добытой нефти не превосходит 3500 нм3/м3) имеют один порядок величины.

Результаты и проблемы разработки тепловыми методами.

Доля разведенных запасов нефти повышенной и высокой вязкости, а также битумов в общем балансе запасов углеводородов во всем мире непрерывно растет в связи с интенсивной разработкой месторождений сравнительно легко извлекаемых маловязких нефтей и медленной разработкой месторождений высоковязких нефтей.

Растущая потребность в углеводородном сырье приводит к необходимости более широко использования тепловых методов, позволяющих эффективно извлекать из недр нефть высокой вязкости.

Долгое время тепловые методы считались малоперспективными вследствие их высокой энергоемкости. Однако уже с конца 50-х и начала 60-х гг. отношение нефтяников к тепловым методам воздействия на нефтяные пласты стало изменяться в лучшую сторону. Этому способствовало проведение исследова-ний, выявивших возможности существенного повышения эффективности тепловых методов. Кроме того, опыт применения циклических паротепловых обработок скважин показал, что на каждые 2-3 т водяного пара, закачанного в призабойную зону нефтяной скважины с целью ее глубокой тепловой обработки, можно получить дополнительно 1 т нефти. Далее возникла идея снижения энергоемкости тепловых методов воздействия на пласты за счет перемещения нагретой зоны путем закачки в пласт холодной воды. Затем в результате исследований оказалось, что можно перемещать в пласте нагретые зоны (тепловые оторочки) на значительное расстояние, сравнимое с расстояниями между скважинами на реальных месторождениях, т. е. сделать метод тепловых оторочек методом разработки нефтяных месторождений в целом.

Расчет показал, что при непрерывном нагнетании пара или горячей воды в пласт отношение количества закачанного в пласт пара к количеству дополнительно добытой за счет паротеплового воздействия нефти, т. е. так называемый паронефтяной фактор, составило бы 5-7 т на 1 т нефти и более. При использовании метода тепловых оторочек оно равно 2-3 т на 1 т дополнительно добытой нефти.

И наконец, повышению перспективности тепловых методов разработки нефтяных месторождений способствовали познание механизма внутрипластового горения, изучение сухого и создание влажного внутрипластового горения, открывающие новые возможности повышения нефтеотдачи пластов.

Инициирование внутрипластового горения осуществлялось с применением забойных электронагревателей, но во многих случаях оно происходило за счет самовозгорания, т.е. без дополнительного прогрева пласта в воздухонагнетательных скважинах.

Согласно фактическим данным, при разработке месторождений методами внутрипластового горения удельный расход воздуха на 1 т дополнительно добытой нефти составляет от 1000 м3 на 1 т до 2500-3000 м3 на тонну.

Как следовало из теории и лабораторных экспериментов, практика применения всех тепловых методов подтвердила принципиальную возможность получения высокой конечной нефтеотдачи. Никакая иная, известная в настоящее время технология разработки нефтяных месторождений, продуктивные пласты которых залегают на глубинах свыше 100-150 м, кроме, может быть, экономически неприемлемой открытой разработки глубокозалегающих месторождений с отмывом нефти от породы, не может обеспечить указанный выше уровень извлечения высоковязкой нефти из недр.

Опыт показал, что разработка месторождений высоковязкой нефти путем вытеснения нефти из пластов теплоносителями экономически приемлема. При этом экономические показатели получают более высокие, чем в процессе разработки на естественных режимах. Вместе с тем использование теплоносителей возможно только во время разработки месторождений, залегающих на глубине не более 1000 м, вследствие значительных потерь тепла в стволе, а также при плотных сетках скважин, что с увеличением глубины и стоимости скважин ведет к большим капитальным затратам. Кроме того требуется очень большое количество воды, что иногда технически невозможно.

Поэтому предпочтение отдается методу внутрипластового горения.

Выводы

Методы внутрипластового горения, особенно влажное горение, имеют весьма существенное преимущество перед способом воздействия на нефтяные пласты путем закачки в них теплоносителей, заключающееся:

1. ликвидируются тепловые потери во время движения нагнетаемого в пласт вещества на поверхности и в скважинах;

2. высокотемпературная зона при внутрипластовом горении может быть продвинута на значительно большие расстояния в пласте, чем при закачке в пласт теплоносителей.

Это последнее преимущество методов внутрипластового горения связано с непрерывной компенсацией тепла, уходящего в кровлю - подошву, теплом, выделяющимся в результате внутрипластовой реакции горения. Следовательно, при внутрипластовом горении расстояние между нагнетательными и добывающими скважинами, а также между добывающими скважинами может быть существенно увеличено по сравнению с этими расстояниями во время разработки месторождений при закачке в пласт теплоносителей, т. е. может быть использована более разреженная сетка скважин, что дает огромную экономическую выгоду.

3. исходя из вышеописанного и проанализированного отдаем предпочтение с технической точки зрения методу внутрипластового горения.

Однако опыт разработки нефтяных месторождений с применением внутрипластового горения выявил ряд еще не решенных задач, к числу которых относятся создание методов быстрого инициирования горения, обеспечение его технологически безопасного осуществления, повышение охвата пласта процессом, совершенствование способов эксплуатации скважин, разделение газов горения и углеводородов, разделение эмульсий, охрана окружающей среды.

Несмотря на нерешенные технологические вопросы, методы внутрипластового горения имеют большие перспективы при разработке месторождений не только высоковязких, но и маловязких нефтей.

2.8 Технологический расчет

В процессе разработки нефтяного месторождения, вновь вводимого в эксплуатацию после разведки, было решено применить технологию влажного горения при однорядной схеме расположения скважин. Элемент этой схемы можно представить как прямолинейный пласт длиной l =500 м и шириной b = 200 м. В каждом из таких элементов предполагается создавать установившийся процесс влажного горения с постоянной во времени длиной высокотемпературной зоны 2-3 (зоны парового плато).

Фактическое распределение температуры в этой зоне показано сплошной линией в верхней части рисунка. По приближенной методике расчета установившегося влажного горения распределение температуры представляется в виде прямоугольника. В нижней части рисунка дана схема распределения насыщенностей пористой среды воздухом, газами горения, нефтью и водой в различных зонах.

Пласт имеет следующие свойства: вязкость нефти µн=30·10-8 Па·с; толщина пласта, охваченная процессом горения, h=15 м; пористость m=0,24; плотность нефти рн=0,85*103 кг/м3; теплоемкость горных пород ст=1,3 кДж/(кг·К); плотность горных пород рт=2,5·103 кг/м3; коэффициент теплопроводности пород кровли - подошвы пласта ?тк=2,6-102 кДж/(м·сут·К), их температуропроводность ?тк=0,08 м2/сут; среднее пластовое давление р=107Па; пластовая температура Т=303,2 К; содержание кокса zт=25 кг/м3, его плотность рк=0,95-103 кг/м3; Rвоз = 308 м3/м3; теплота сгорания кокса А=25,14·103 кДж/кг. В одну воздуховодонагнетательную скважину нагнетают qвоз с=80-103 м3/сут воздуха. Следовательно, в элементе пласта слева направо движется qвоз = 40-103 м3/сут.

Начальная нефтенасыщенность sно=0,95, насыщенность связанной водой sсв=0,05.

В процессе установившегося влажного горения решено создать зону парового плато, которую будем называть зоной 2-3, так как приближенно считаем, что пик температуры отсутствует: при высоких водовоздушных отношениях пик «размазывается» по зоне 2-3.

Рассчитаем, пользуясь основными положениями приведенной методики, температуру в зоне 2-3, а также газонефтенасыщенность и водонасыщенность в зонах 1,2 - 3, 4, а также нефтенасыщенность в зоне 4, водовоздушные отношения в зонах, входное водовоздушное отношение ?вв, дебит нефти и воды и другие показатели процесса влажного горения.

?ф* = м/сут. (2.7)

Определим время t**. создания правого плато, считая, что длина зоны правого плато составляет l:

t**=сут. (2.8)

Приращение температуры в зоне 2-3 T2-3 вычислим по формуле, вытекающей из (2.7) при t>>t**. Получим

T1-3= K. (2.9)

При пластовой температуре 303,2 K значение T2-3=462,3 K.

Рассчитаем скорость фильтрации нефти в зоне 4 по формуле (2.5).

м/сут.

Отсюда дебит нефти qH, протекающей к добывающей скважине с двух сторон, будет:

qH=м3/сут. (2.10)

При расчете насыщенностей в зоне 4 считаем, что относительные проницаемости для газов горения нефти и воды при их совместной фильтрации в этой зоне линейно зависят от соответствующих насыщенностей, а именно:

(2.11)

(2.12)

(2.13)

Где Sr0-насыщенность пористой среды газом, при которой проницаемость для газа равна нулю; S*-водогазонасыщенность, при которой проницаемость для нефти равна нулю.

Из приведенных формул получим следующее выражение для скоростей фильтрации газа и нефти в зоне 4:

(2.14)

Примем, что Sr0=0,95;=0,02·10-3 Па·с. Скорость фильтрации газа в зоне 4 можно оценить по закону идеальных газов, т.е.

м/сут.

Имеем

.

Или

Это - первое соотношение для насыщенностей в зоне 4. Второе соотношение получим из соотношения скорости фильтрации воды к скорости фильтрации нефти в зоне 4. Имеем:

(2.15)

Или после подстановки цифровых значений получим

(2.16)

Третьим соотношением для определения насыщенностей в зоне 4 является выражение для скорости фронта конвекции :

(2.17)

Соотношения (2.15), (2.16) и (2.17) служат уравнениями для определения неизвестных Sг4, S4 и SB4. Решить эту систему уравнений будем методом последовательных приближений.

В качестве первого приближения положим в уравнении (2.15) s=0, тогда Sr4=0,059. Подставим это значение Sr4 d (2.16), а (2.16) -в (2.17), в котором пренебрегаем членом crprsr4 вследствие его малости. После подстановки в (2.17) цифровых значений входящих в него величин выражения S42+46,58s4-5,444=0.

Решая это уравнение, имеем s4=0,116.

Второе приближение для s4 найдем с учетом того, что s4=0,116. Подставляя это значение в (2.15), находим, что sк4=0,0596. таким образом, значения sк4 различаются четвертым знаком дроби.

Итак, для зоны 4 sк40,06; S4 =0,116, SH4=0,824, т.е. эта зона в основном насыщена нефтью и тонкими струями через нее фильтруется газ и вода. Скорость фильтрации воды в зоне 4:

м/сут.

Дебит воды

м3/сут.

Обводненность продукции

.

При расчете насыщенностей в зоне 2-3 заранее не известно, содержится ли вода в жидкой фазе или она отсутствует. Будем решать задачу определения насыщенностей в зоне 2-3 также путем последовательных приближений. Положим в качестве первого приближения S3=0 и вычислим содержание паров в газовой фазе зоны 2-3. Имеем

кг;

кг=52,4 м3.

Если на 52,4 м3 газов приходится 6г водяного пара, то в 40·103 м3 газов будет находится 4,58 м3 воды. Отсюда заключаем, считая суточный расход газов примерно равным суточному расходу воздуха, что за сутки в виде пара через зону 2-3 будет переносится 4,58 м3 воды. Следовательно, остальная и главная часть воды должна переносится через зону 2-3 в виде жидкой фазы и предложение о равенстве нулю водонасыщенности S2-3, зная, что она существует. Имеем

(2.18)

Где Sk- насыщенность пористой среды коксом (Sk=0,11);

(2.19)

С учетом паров воды расход газов в зоне 2-3

м3/сут;

м/сут;

м/сут.

При расчете по формуле (2.18) получим S3=0,46. таким образом, зона 2-3 примерно наполовину дополнена газами горения и водяным паром, а 43№ её парового объема занимает в жидкой фазе.

Рассчитаем газонасыщенность и водонасыщенность в зоне 1. поскольку вода не накапливается в зоне 2-3, то м/сут.

м/сут.

Имеем

.

Отсюда S1=0,854. Соответственно насыщенность пористой среды воздухом Sr1=0,146. Рассчитаем количество воды идущей на заполнение зоны по мере продвижения зоны парового плато 2-3:

м3/сут.

Полный объем воды, фильтрующейся в рассматриваемом элементе слева направо:

м/сут.

Расход воды, закачиваемой в нагнетательную скважину:

м/сут.

Воздушное отношение на входе в пласт (в нагнетательной скважине)

м3/м3.

Таким образом, в нагнетательную скважину вместе с воздухом придется закачивать значительной количество воды. Наконец, определим, действительно ли существует фронт горения, т.е. идет ли обычный процесс влажного горения или зона окислительной реакции распространяется на всю область парового плато 2-3. Будем считать, что длина зоны окислительной реакции равна . Тогда с учетом количества поглощаемого кислорода получаем

.

Пологая для оценочного расчета в формуле (2.19) n=1,

из (2.19)получим

м = 5,45 мм.

Следовательно, в рассматриваемом случае влажного горения действительно существует фронт горения и, возможно, пиковая температура. Однако при приближенном расчете это обстоятельство не учитывалось. Важно то, что весь кислород поглощается в пределах зоны парового плато 2-3 и Таким образом, определены все показатели процесса установившегося влажного горения.

3. Экономическая часть

3.1 Технико-экономический анализ показателей эксплуатации месторождения

Месторождение Жанажол введено в разработку в 1983 году.

Разбуривание опытного участка длилось около 4 лет с 1983 по 1987 годы.

В настоящее время на месторождении 491 скважин. Из них 365 эксплуатационные, 127 нагнетательные, 12 наблюдательных, 9 скважин в консервации. В бездействии находится 22 скважин, в простое - 14 скважин из эксплуатационного фонда и 2 скважины из нагнетательного фонда.

Основными причинами бездействия добывающих и нагнетательных скважин является ремонт оборудования, остановки скважин для ликвидации песчаных пробок.

Фактическая добыча нефти за 2009 год составила 2958,8 тыс. тонн при плане 2705 тыс. тонн. Закачано воды в пласт 7511,3тыс. м3 при плане - 9150 тысяч м3.

Намеченная на 2011 год производственная программа НГДУ „Октябрьскнефть” выполнена практически по всем основным показателям работы.

В 2011 году были запланированы следующие мероприятия:

- бурение 39 скважин, дополнительная добыча нефти должна была составить 190,931 тысяч тонн;

- перевод на газлифт 25 скважин, в т. ч. на бескомпрессорный -15 скважин, дополнительная добыча-67,7 тыс. т.

- мероприятия по интенсификации добычи нефти, СКО, дополнительная перфорация, виброволновая обработка, термоимплозионная обработка, гидроразрыв на 11 добывающих и 12 нагнетательных скважинах, дополнительная добыча -79,5 тысяч тонн.

- мероприятия по изоляции водо- и газопритоков в добывающих скважинах

- производство 229 капитальных ремонтов в скважинах.

На 01.09.14г. дополнительная перфорация была проведена на 29 добывающих скважинах, дополнительная добыча 96,535 тысяч тонн нефти, гидроразрыв пласта на 6 скважинах, эффект -6252 тонны, непрерывно-дискретный газлифт на 7 скважинах, дополнительная добыча 24027 тонн нефти,

- соляно-кислотная обработка на 14 добывающих скважинах, дополнительная добыча -15530 тысяч тонн нефти;

- соляно-кислотная обработка на 32 нагнетательных скважинах, дополнительная закачка 181179 м3 воды.

- капитальный ремонт на 101 скважине.

Отрицательную роль в добыче нефти играет фактор наличия высокого давления в системе сбора и транспорта нефти и газа на месторождении Жанажол. Высокое давление в системе нефтегазосбора всегда оказывало существенное влияние на уровень добычи нефти, но особенно остро проявилось это в конце 1998 года.

Практически, с самого начала разработки месторождения Жанажол, технологический регламент работы сепарационных установок был запроектирован таким образом, что возникла необходимость в поддержании высокого давления на входе в центральный пункт сбора, и как следствие, во всей системе сбора и транспорта нефти и газа. На сегодня, проблема снижения давления в системе нефтегазосбора остро появляется не только на участке северного купола месторождения Жанажол, но и на участке южного купола.

Высокое давление в системе нефтегазосбора южного купола приводит к созданию высокого противодавления на пласт фонтанирующих нефтяных скважин (создает преграды на пути транспорта нефти от скважин до пункта сбора „Юг”, существенно снижает режимные дебиты скважин).

Поэтому, ввод в эксплуатацию 26 ноября 2000 года дожимной насосной станции на пункте сбора „Юг” позволил произвести снижение давления в системе сбора и транспорта нефти на южном куполе с 1,6-1,8 до 0,6-0,8 МПа, суточный прирост добычи составил 150 т/сут.

Увеличение обводненности продукции нефтяных скважин приводит к остановке фонтанных скважин. Возрастание газового фактора и обводненности скважин вызывает интенсивное отложение гидратов и парафинов в системе нефтегазосбора, что приводит к резкому повышению давления в выкидных линиях скважин и в нефтегазосборных коллекторах.

Как показывает опыт, если 2-3 года назад для ликвидации асфальтосмолистых и парафиновых отложений в нефтяных скважинах и в системе сбора нефти в зимнее время требовалось 3-5 агрегатов для депарафинизации (АДП), то выходящих на линию в настоящее время АДП не хватает. Это следствие того, что из-за недостаточного количества ингибиторов, прежде всего СТБ и СНПХ-7R-14 в должной мере не проводились профилактические работы по очистке нефтепроводов, в осенний период, а сегодняшнее отсутствие растворителей требует привлечения к работе большого количества тампонажной техники, что существенно сказывается на увеличении затрат и не всегда эффективно.

С целью поддержания пластового давления НГДУ „Октябрьскнефть” большое внимание уделяет вопросу закачки воды по объектам КТ-I и КТ-II. Есть все возможности для поддержания планового уровня по закачки воды. Это и достаточная мощность водозабора Атжаксы Qтеор = 23500 м3/сут, и имеющиеся насосные мощности БКНС № 1,2,3,4 и КНС № 1,2,3, оснащенные насосами, позволяющими производить закачку воды в нужном объеме. В 2001 году план по закачке воды 7500 тыс. м3 был перевыполнен, закачано 7511,299 м3.

На сегодня, одна из проблем - это отсутствие современной системы контроля и управления производственными процессами. Долгое время эксплуатировавшаяся система телемеханики ТМ-620 изношена и морально устарела. Приборы учета нефти и газа на первичных пунктах сбора нефти (АГЗУ) по своим параметрам не подходят для нынешних условий работы, не дают достоверных показаний и требуют замены. Сложная ситуация и с учетом закачиваемой воды по нагнетательным скважинам. Лишь 58 % нагнетательного фонда оснащены приборами учета воды. В настоящее время НГДУ „Октябрьскнефть” ведет работу по установке счетчиков воды СВУ-50 для нагнетательных скважин объекта КТ-II.

Проводится комплексная защита подземного и наземного оборудования нефтяных и нагнетательных скважин системы нефтесбора, системы водоводов и резервуаров ППД от коррозии, отложений парафинов и гидратообразования путем разовой обработки и постоянной дозировки ингибиторов СНПХ-ИПГ-11, „Нефтехим” и „Волга”. В этом плане основная задача на 2014 год - это нормированная и своевременная поставка химреагентов, в частности, ингибиторов коррозии и парафиноотложения.

3.2 Расчёт годовых производственных затрат

Произведем аналитический расчет годовых производственных затрат и экономического эффекта от внедрения погружных насосных систем с подвеской на кабеле, предусмотрим возможность использования данной системы не только для добычи нефти, но и для поддержания пластового давления.

Расчет амортизации

Расчет амортизации производится методом равномерного (прямолинейного) списания стоимости. Этот метод является наиболее простым, при котором амортизируемая стоимость списывается в равных суммах.

Сумма амортизации по одному объекту основных производственных фондов определяется, исходя из предельных норм амортизации:

 (3.1)

где - годовая сумма амортизации, $ - первоначальная стоимость объекта основных производственных фондов, $ - норма амортизации, %.

Метод равномерного списания стоимости используется в том случае, когда можно предположить, что доходы, получаемые от использования объекта, одинаковы в каждом периоде на протяжении его эксплуатации, т. е. снижение остающейся полезности происходит равномерно [4].

Рассмотрим блок, состоящий из 9 добывающих скважин, из которых ранее добывалось при обводнённости 79%, (, после проведения кислотной обработки добыча жидкости увеличилась и составила при обводнённости 79%, ().

Расчет амортизационных отчислений до внедрения мероприятия по воздействию на призабойную зону скважин показан в таблице 3.1.

Время работы скважин 360 суток.

Определим объём добычи жидкости за год, до внедрения мероприятия по воздействию на призабойную зону пласта:

после внедрения:

Расчёт энергетических затрат.

Энергетические затраты до внедрения системы:

Таблица 3.1 Расчет амортизационных отчислений до внедрения системы

Наименование объекта основных производственных фондов	Первоначальная стоимость Фп, $	Количество	Норма амортизации Nа, %	Годовая сумма амортизационных отчислений, $
ПЦЭН	16500	9	9,1	13513,5
АГЗУ	86000	1	9,8	8428
Выкидные линии	30000	15,3	2,8	10332
Сборная линия o159х7	43300	1,33	2,8	1612,49
Сборная линия o219х8	60000	5,8	2,8	9744
Кап. вложения	1099089		43629,8
Амортизация

после внедрения:

Затраты на вспомогательные материалы

При внедрении новых технологических процессов для воздействия на продуктивные пласты и призабойную зону скважин необходимо учесть основные и вспомогательные материалы.

Для проведения этих мероприятий требуются дополнительные капитальные вложения на приобретение различных реагентов, что приводит к значительному изменению конечной нефтеотдачи [15].

Для расчета затрат на материалы можно использовать формулу:

(3.2)

где количество материалов, приобретаемых для проведения мероприятия, т;

стоимость 1 тонны материалов, тг.

Приемистость нагнетательного ряда равна 462,5 или 166500 т/год

Расходы по сбору, транспортировке и технологической подготовке нефти

Эти затраты изменяются пропорционально объёму добываемой нефти. Размер этих затрат после внедрения мероприятия может быть рассчитан по формуле:

(3.3)

где удельные затраты на сбор, транспортировку или подготовку 1 тонны нефти,тг.

тонну

До внедрения:

= 8603175 тг

После внедрения:

= 11678366 тг

Часто можно увеличить объём сбора, транспортировки и подготовки нефти, не увеличивая численности рабочих и мощности насосов.

В этом случае с ростом объёма перекачки требуются только дополнительные затраты на материалы для обработки нефти.

Расходы по искусственному воздействию на пласт

Если дополнительная закачка воды или других реагентов требует расширения мощности цеха ППД, то затраты по искусственному воздействию на пласты пересчитываются пропорционально изменению добычи нефти.

При неизменной мощности цеха пересчету подлежат только затраты на электроэнергию:

(3.4)

где объём закачки воды или других реагентов после внедрения мероприятия,;

норма расхода электроэнергии на закачку воды, кВт ч;

= 8953200тг

Расчет фонда оплаты труда.

Изменение затрат по основной заработной плате рассчитывают лишь в том случае, если внедряемое мероприятие ведет к росту или уменьшению численности работающих или их квалификации (только рабочие и инженерно-технические работники, непосредственно участвующие в добыче нефти).

При изменении численности и разряда рабочих, изменение фонда заработной платы нужно рассчитать на основе тарифных ставок в зависимости от системы оплаты труда.

Если же меняется только численность рабочих, то необходимо определить экономию фонда оплаты труда по средней заработной плате, соответствующей категории работников [14].

Расчет фонда заработной платы

(3.5)

минимальная заработная плата в РК составляет-210 515 тенге

или 16193,46 дол/год на одного работника (1350 дол./мес.на 1человека)

или 415350,4 дол/год (1650 дол/мес.на 1человека). Отчисления от ФЗП.

В госбюджет по ставке 26%, В ГНПФ по ставке 10%

Тогда сумма отчислений до внедрения мероприятия, составит:

или 20076002 тг

после внедрения мероприятия:

= 22428020 тг

Фонд заработной платы в сумме с отчислениями образует фонд оплаты труда до внедрения

или 75843200 тг.

после внедрения

= 84734200 тг.

Расчет прочих затрат до внедрения

или 1896000 тг.

после внедрения

или 21183200 тг.

Затраты на текущий ремонт

Текущий ремонт наземного и подземного оборудования включает ряд затрат (заработная плата, прокат трактора-подъёмника, вспомогательные материалы и т.д.), поэтому экономия или перерасход по этой статье могут быть рассчитаны в зависимости от характера предлагаемых мероприятий.

Затраты на ремонт можно рассчитать по формуле:

(3.6)

где стоимость оборудования;

N -количество оборудования

0,6-1,2 от капитальных вложений до внедрения

или 19788350 тг

после внедрения

или 125528150 тг

Таблица 3.2 Расчет амортизационных отчислений после внедрения

Наименование объекта основных производственных фондов	Первоначальная стоимость Фп, дол.	Количество	Норма амортизации Nа, %	Годовая сумма амортизационных отчислений, дол.
ПЦЭН	16500	6	9,1	9009
АГЗУ	86000	1	9,8	8467
Выкидные линии	30000	10,2	2,8	8568
Сборная линия o159х7	43300	1	2,8	1212,400
Сборная линия o219х8	60000	1	2,8	1684
Нагнетательная скважина	2000000	3	6,7	402000
Нагнетательная линия o60х5	15300	9,31	5	7122,150
Нагнетательная линия o89х8	26700	6,1	5	8143,5
Нагнетательная линия o114х10	41900	1,3	5	2723,5
Насос нагнетательный	2170	1	10,5	227,85
Устьевое оборудование нагнетательных скважин	3500	3	11,4	1197
Кап. вложения	6960140
Амортизация		451354,6

3.3 Расчет годового экономического эффекта

При использовании новых методов воздействия на нефтяной пласт с целью повышения конечной нефтеотдачи, годовой экономический эффект определяется по формуле:

(3.7)

где годовой объём добычи без воздействия и с воздействием на пласт, т/год;HP- специальный норматив приведённых затрат на 1 тонну прироста добычи нефти, при росте конечной нефтеотдачи принимается равным 85 дол.

прирост нефти за счет внедрённой технологии.

Предлагаемая технология является эффективной, чистый доход составит 580653993 тенге.

Таблица 3.3 Годовые производственные затраты

Статья затрат	До внедрения, дол.	После внедрения,дол.
1.Амортизация	43629	451354,6
2.Энергозатраты	33483	454515
3.Затраты на материалы		40265
4.Затраты по искусственному воздействию на пласт		156668
5.Затраты по сбору и транспортировке нефти	57354,5	778557,78
6.ФЗП	37178	41535,4
7.Отчисления от ФЗП	13384,08	14952,75
8.Затраты на текущий ремонт	13189	83521
9.Прочие затраты	12640,5	12122,04
Производственные затраты	310858,2	2435241,1
Удельная себестоимость	91	76
Годовой экономический эффект	58065393 тенге

4. Охрана труда и окружающей среды

4.1 Анализ опасных и вредных производственных факторов

К производственным опасностям и профессиональным вредностям на нефтегазодобывающих предприятиях относятся: неблагоприятные метеорологические условия (ветер, пыль, туман), вредные вещества, шум, вибрации, взрывоопасные вещества.

В процессе поддержания пластового давления рабочий агент нагнетают в пласт под высоким давлением и при высокой температуре. Поэтому особое внимание с точки зрения техники безопасности следует обратить на прочность, герметичность и теплоизоляцию насосных и технологических установок, водоводов и контрольно-измерительных приборов и другого, применяемого при солянокислотной обработке скважин.

К сооружениям системы ППД относятся водозаборы, очистные сооружения, кустовые насосные станции, водораспределительные пункты, водопроводы, нагнетательные скважины.

Опасность и вредность нефти зависит от количества тяжелых и легких угле водородных фракций. Метан, этан, пропан, бутан относятся к числу не ядовитых. Вдыхание их в небольшом количестве не оказывает заметного действия на организм человека. При содержании их в воздухе около 10 %, человек испытывает недостаток кислорода, а при большом содержании может произойти удушье.

4.2 Производственная санитария

Санитарная характеристика данного предприятия в соответствии со СНиП 2.09.04.87 относится к категории Г.

Производственные помещения обеспечиваются центральным отоплением, принудительной вентиляцией с постоянным подпором свежего воздуха для предотвращения возможности попадания в них вредных газов и сигнализаторами опасной концентрации вредных веществ в соответствии со СНиП 2.04.09.84.

Для групп рабочих, работающих на открытых площадках, предусматриваются санитарно-бытовые помещения, расположенные в административных зданиях каждого участка промысла в соответствии с РД-39-22-358-80 и СНППО-96. В их состав входят душевые, умывальники, гардеробы для чистой и спецодежды.

Во время приготовления химикатов и при работе с ними необходимо надеть очки и противопылевые респираторы.

На территории цеха поддержания пластового давления имеется различное оборудование, и располагаются различные технологические процессы, находящиеся на значительной площади и требующие различной освещенности. Поэтому в цехе подготовки кислотных растворов применяют прожекторное освещение территории и местное освещение отдельных рабочих мест и помещений. Кроме того, при прожекторном освещении освещаемая территория значительно меньше загромождается опорами и воздушной проводкой. Во многих случаях размещения технологического оборудования или условия выполнения работ не позволяет устанавливать на освещаемой территории опоры со светильниками и прожекторное освещение является единственно возможной системой освещения. Недостатком является возможность освещения работающих, на освещаемой территории создаются более резкие тени, мешающие рассматривать предметы. Однако они значительно снижаются при правильном выборе мест для их установки, угла их наклона и при правильном выборе высоты установки.

4.3 Техника безопасности

В связи с тем, что при добыче нефти могут выделяться взрывоопасные, пожароопасные и токсичные вещества, такие как нефть, сероводород, меркаптаны, деэмульгаторы, различные реагенты и горюче-смазочные вещества в соответствии со СНиП 2.09.04.97 данное производство отнесено к категории Б и В.

Учитывая высокую комплексную опасность производства, и в целях предупреждения несчастных случаев, предлагается ряд типовых мероприятий по технике безопасности.

Основными на это счет решениями являются:

-герметизированная система сбора и подготовки нефти, газа и воды с технологическим режимом по ВНТПЗ-95;

-обеспечение герметичности и прочности технологических установок, арматуры и коммуникаций с учетом розы ветров, карт рассеивания выбросов загрязняющих веществ в атмосферу;

-аппаратура, работающая под давлением, оборудуется предохранительными клапанами, манометрами, указателями уровня, регулятора давления в соответствии с „Правилами устройства и безопасности обслуживания сосудов, работающих под давлением";

-предусматриваются факельные и дренажные системы;

-подвижные части оборудования выполняются в закрытом исполнении, имеются ограждающие устройства;

-для подготовки аппаратов к ремонту предусматривается система пропарки;

-для ремонта и обслуживания оборудования предусматриваются
соответствующие грузоподъемные механизмы, установка которых должна соответствовать „Правилам устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов";

-на непрерывных операциях предусматриваются резервные единицы оборудования;

-технологический процесс добычи, подготовки нефти, газа и воды, а также вспомогательные процессы (производство электроэнергии, сжижение газа, выработка тепла) предлагается полностью компьютеризировать и управлять ими со щитов операторов.

На всех объектах независимо от их состояния или назначения запрещается производить какие-либо работы при:

-обнаружении запаха газа на рабочем месте;

-шуме и вибрации;

-отсутствии освещения;

-замазученности территории или рабочего места;

-опасности поражения электрическим током;

-взрывоопасности;

-отсутствии или неисправности необходимых защитных средств;

-неблагоприятных метеорологических условиях.

Все движущиеся и вращающиеся части механизмов, двигателей, трансмиссий и насосов имеют надежные, прочные, съемные металлические ограждения. Выступающие детали вращающих частей (шпонки валов, болты муфтовых соединений и так далее) закрываются кожухами по всей окружности вращения. Ремонт и осмотр огражденных частей механизмов, и снятие ограждений допускается только после полной остановки механизма.

Пусковые автоматы агрегатов располагаются на безопасном расстоянии от напорных патрубков. Фланцевые соединения всех трубопроводов, находящихся под давлением ограждаются металлическим кожухом.

Для предотвращения самозапуска агрегатов при отключении электроэнергии используют масляные выключатели.