Из площадных систем, учитывая большое значение отношения вязкости нефти и вытесняющих агентов, наиболее рациональной является обращенная семиточечная система, обеспечивающая максимальный охват по площади. Учитывая это положение, были предложены варианты с размещением скважин с плотностью эксплуатационной сетки 500 м², 700 м², 1000 м², утвержден был вариант - 500 м².

В ВКР приводится расчет паротепловой обработки скважины (ПТО). Этот метод наиболее эффективен при площадном нагнетании пара в пласт и, затем проталкиванием паровой оторочки холодной водой. В результате обработки скважины улучшаются коллекторские свойства призабойной зоны пласта. ПТО скважин на месторождении «Катангли» проводится с помощью передвижных парогенераторных установок (ППУ).



Рисунок 7 - Схема передвижной парогенераторной установки (ППУ)

Расчёт процессов нагнетания горячего теплоносителя при обработке призабойной зоны пласта.

Методика расчета нагнетания горячего теплоносителя при обработке ПЗС:

Удельный расход сухого пара:

, (1)

Число парогенераторов:

шт.(2)

Плотность влажного насыщенного пара

(3)

Коэффициент, характеризующий удельную энтальпию пласта

(4)

Продолжительность нагнетания пара _п в скважину находим из номограммы по рассчитанным q`_п, , r

Рисунок 8 - Номограмма продолжительности нагнетания пара _п в скважину _п = 7,2 сут.

Продолжительность выдержки (конденсации пара)

,ч (5)

Коэффициент k= находим по графику, по числовым значениям и .

Рисунок 9 - График определения коэффициент k к=1,75

Средний дебит жидкости после паротепловой обработки

Q_ср = kq_0, (6)

Продолжительность работы скважины на повышенном дебите, полученном в результате обработки скважины

сут.(7)

;(8)

сут. (9)

Итак, получаем среднее значение:

сут. (10)

Эффективность паротепловой обработки

м³ (11)

Таблица 9 - Исходные данные [1, 2, 4]

Наименование	Обозначение	Значение
Радиус прогретой зоны, м	r	10
Радиус скважины, м	rc	0,1
Радиус контура питания, м	rе	70
Пластовая температура, С	tпл	6,9
Пластовое давление, МПа	пл	2,8
Толщина пласта, м	h	24,4
Пористость пласта, дол.ед.	m	0,31
Производительность установки по пару, кг/ч	qп	9000
Дебит жидкости до обработки, м3/сут	q0	2
Производительность парогенератора, кг/ч	qпг	3000
Плотность пара, кг/м3	сп	25,64
Температура конденсации вод. пара при начальном пластовом давлении, С	tк	250,3
Теплота парообразования, кДж/кг	r	1712
Допустимая температура, при которой эксплуатация может проводится на повышенном дебите, С	tн	54
Плотность водяного конденсата на забое, кг/м3	B	1000
Плотность скелета пласта, кг/м3	ск	2500
Остаточная водонасыщенность в паровой зоне, дол.ед	SB	0,17
Коэффициент теплопроводности коллектора -песчаника, Вт/м С		2,5
Коэффициент теплопроводности окружающих пород, Вт/м С	0	2,9
Объемная теплоемкость скелета пласта, кДж/м3 С	с`ск	1970
Объемная теплоемкость насыщенного пласта кДж/м3 С	с`п	2500
Объемная теплоемкость окружающих пород кДж/м3 С	с`0	1900
Объемная теплоемкость водяного конденсата кДж/м3 С	с`в	4190
Степень сухости пара, дол.ед	X	0,8
Объемная теплоемкость пластовой жидкости кДж/м3 С	с`ж	3360
Температура нагнетания, С	tп	324
Давление нагнетания, МПа	7	Рп

Применив к данной методике исходные данные из таблицы 11, проведем расчет нагнетания горячего теплоносителя (пара) с целью прогрева призабойной зоны скважины:

Удельный расход сухого пара

, (12)

Число парогенераторов

шт. (13)

Плотность влажного насыщенного пара

(14)

Коэффициент, характеризующий удельную энтальпию пласта

(15)

Продолжительность нагнетания пара _п в скважину находим из номограммы по рассчитанным q`_п, , r_.

_п =7,5 сут. (16)

Продолжительность выдержки (конденсации пара)

ч (17)



Рисунок 10 - Номограмма для определения продолжительности нагнетания пара

Коэффициент k= находим по графику, по числовым значениям

(18)

(19)

к=2,15 (20)

Средний дебит жидкости после паротепловой обработки

q_ср = kq₀ = 2,152 = 4,3 (21)



Рисунок 11 Номограмма для определения среднего дебита скважины после паротепловой обработки

Продолжительность работы скважины на повышенном дебите, полученном в результате обработки скважины

сут. (22)

(23)

cут. (24)

Итак, получаем среднее значение

сут. (25)

Эффективность паротепловой обработки

м³. (26)

Эффект паротепловой обработки в год составит

м³ (27)

что составляет тонн в год с одной скважины.

Вывод: в результате пара обработки призабойной зоны пласта дебит скважины увеличился с 2 м³/сут. до 4,3 м³/сут. При этом продолжительность работы скважины с повышенным дебитом скважины составит 230,5 сут. Что приводит к получению дополнительных 991 м³ жидкости.

Проанализировав все выше изложенное, можно сделать следующий вывод: нагнетание пара во II блоке II пласта месторождения Катангли мало эффективно, но все же его необходимо продолжать, т.к. на сегодняшний день это является единственно действенным и доступным методом интенсификации добычи высоковязкой нефти месторождения Катангли.

Данный расчет был сделан по техническим характеристикам парогенераторной установки и фактическим данным по геологическим условиям II пласта II блока месторождения Катангли. Но судя по реальным данным, на данном участке месторождения, например, для скважины №729 годовой прирост скважинной продукции после паротепловой обработки составляет 431 м³ в год, для скважины № 782 составляет 560 м³ в год. Дебиты данных скважин составляют 2-3 м³ в сутки, что соизмеримо с рассмотренной и рассчитанной скважиной, все геологические условия остаются постоянными. Из причин ухудшения результативности парозакачек можно выделить основную - это не соблюдение технологических требований к получаемому пару. А именно по проектной документации степень сухости пара должна достигать 0,8 долей единиц, а на деле она не превышает и 0,46. Данная степень сухости пара говорит о том, что в пласт фактически закачивается сильно разогретая вода с паром, что полностью рушит всю теорию по обработке ПЗП пласта с целью увеличения нефтеотдачи. Причиной этого может служить износ оборудования и нехватка средств у УНГДУ «Катанглинефтегаз» для его замены.

При площадном вытеснении нефти из пластов паром в сочетании с заводнением необходимо вести постоянный контроль за нагнетанием рабочих агентов в пласты, так и за отборами вытесняемой пластовой жидкости. Необходим также контроль за распределением тепловых потоков в пласте по мощности и по площади. Контроль и регулирование за нагнетанием рабочих агентов выражается в обеспечении учета суточного и суммарного расхода пара и холодной воды, и поддержании этих параметров в заданных проектом размерах.

Необходимо вести контроль за параметрами нагнетания: температурой и давлением закачки рабочих агентов. Замер осуществляется ежесуточно непосредственно на устье нагнетательных скважин. Контроль за суточными отборами нефти и воды по эксплуатационным скважинам осуществляется не реже 2-3 раз в неделю.

Кроме того, проводятся замеры на содержание песка и механических примесей в добываемой продукции и его фракционного состава. Замеры дебита жидкости по скважинам проводятся в комплексе с замерами температуры на устье добывающих скважин.

При подземных ремонтах, связанных с подъемом глубинного оборудования, в обязательном порядке осуществляется замер температуры на забое скважины и ремонтные уровни. При необходимости проводится снятие термопрофиля. Замеры температуры жидкости, пластовой температуры по эксплуатационным добывающим скважинам и наблюдательным дает возможность контролировать охват теплового воздействия по площади.

Контроль за тепловым охватом по толщине пласта проводится по специальному плану для проведения глубинных исследований. Этот план включает снятие профилей приемистости и термопрофилей.

Внедрение эксцентричных планшайб позволяет проводить глубинные исследования (снятие профилей притока) по эксплуатационным добывающим скважинам для уточнения охвата тепловым воздействием по мощности и для решения задач, связанных с разработкой месторождения.

3. Оценка экономической эффективности паротеплового воздействия на месторождении Катангли

В работе рассматривается эффективность паротеплового воздействия (ПТВ) на пласт. Ниже приводятся расчеты экономической эффективности данного метода. Расчеты выполнены с применением «Методики определения экономической эффективности использования в народном хозяйстве новой техники, изобретений и рационализаторских предложений». Данные для расчетов приняты на уровне 2004 года по месторождению Катангли НГДУ «Катанглинефтегаз».

Годовой экономический эффект новой техники (технологии) представляет собой суммарную экономию всех производственных ресурсов (живого труда, материалов, капитальных затрат), которую получает предприятие в результате использования новой техники или применения прогрессивной технологии.

3.1 Методика определения экономической эффективности использования в народном хозяйстве новой техники, изобретений и рационализаторских предложений

Годовой экономический эффект при технико-экономическом обосновании внедрения ПТВ определяется по формуле:

Эмер = Рмер - Змер, (28)

где Эмер - показатель экономического эффекта, руб.;

Рмер - стоимостная оценка результатов проведения ПТВ, руб.;

Змер - стоимостная оценка совокупных затрат на ПТВ, руб.

Стоимостная оценка результатов определяется:

Рмер = Q·Ц, (29)

где Q - дополнительная добыча нефти за счет ПТВ, т;

Ц - цена одной тонны нефти, руб./т.

Затраты включают в себя текущие издержки на добычу дополнительной нефти и затраты на закачку пара. Дополнительные капитальные затраты не требуются, так как для проведения обработок используется имеющееся на промысле оборудование.

Стоимостная оценка затрат на проведение мероприятия рассчитывается по формуле:

З_мер = З_обр + З_уп, (30)

где З_обр - затраты на проведение одной обработки скважин, руб.;

З_уп - условно-переменные затраты, руб.

Затраты на проведение паротеплового воздействия складываются из расходов на заработную плату работников, занятых в обработке З_зп, отчислений на социальное страхование (ЕСН) Зсоц, материальных расходов на покупку реагента Змат, и цеховых расходов Зцех:

З_обр = З_зп + З_соц + Змат + Зцех (31)

Затраты на оплату работников, занятых в обработке, рассчитываются по следующей формуле:

Ззп =ЗП·Ч·12 мес./год, (32)

где ЗП - заработная плата, руб.;

Ч - количество работающих на месторождении.

Расходы на социальные нужды работников определяются:

Зсоц = n·Ззп/100, (33)

где n - ставка единого социального налога, 26 %

Материальные расходы рассчитываются следующим образом:

Змат = Vпара·Спара, (34)

где Vпара - расход пара для ПТВ, т;

Спара - стоимость одной тонны агента, руб.,

Звод - затраты на закачку пара, тыс. руб.

Цеховые расходы обычно принимаются на уровне m % от расходов на заработную плату, поэтому расчетная формула имеет вид:

Зцех = m·Ззп/100, (35)

Прирост прибыли предприятия после проведения определяется по формуле:

?ПБ=(Ц-С2)·Q2-(Ц-С1) Q1 (36)

где П- изменение прибыли, руб.;

С₁, С₂ - себестоимость добычи 1 т нефти соответственно до и после проведения мероприятия, руб./т;

Q₁, Q₂ - добыча нефти соответственно до и после проведения мероприятия, т;

Ц - цена 1 т нефти по предприятию, руб./т.

Себестоимость одной тонны нефти до внедрения мероприятия рассчитывается по формуле:

, (37)

Налог на прибыль рассчитывается по формуле:

Н = н·ПБ/100, (38)

где н - процентная ставка налога на прибыль, 24 %.

Тогда прирост прибыли, остающейся в распоряжении предприятия:

П = ПБ - Н, (39)

где Н - налог на прибыль, отчисляемый в бюджет, руб.

Таблица 10 - Исходные данные для расчета

Дополнительная добыча нефти за счет применения паротеплового воздействия, тыс. т	75,58
Цена нефти, руб/т	5500
Суммарная добыча нефти с паротепловым воздействием, тыс. т	173,79
Обводненность продукции,	90,22
Стоимость 1 т агента (пара), руб.	110,0
Расход пара для ПТВ, тыс. т	844
Численность работников, чел.	34
Среднемесячная заработная плата 1 работника, руб.	17000

Определим затраты на проведение ПТВ.

За базу сравнения принимаются технико-экономические показатели добычи нефти до применения мероприятия.

Из сравнения добычи нефти до и после проведения мероприятия видно, что добыча нефти составила 173,79 тыс. тонн, себестоимость добычи 1 тонны нефти - 4300 , оптовая цена нефти - 5500 .

Исходные данные для расчета приведены в таблице 5.2.

Результаты расчета годового экономического эффекта от применения ПТВ приведены в таблице 5.3.

Порядок расчета годового экономического эффекта:

1) по формуле (32) рассчитываются затраты на заработную плату

З_з/п = 17000·34·12= 6936,0 тыс. руб.

2) отчисления на социальные нужды (ЕСН) по формуле (33)

З_соц = 6936·0,26 = 1803,36 тыс. руб.

3) Материальные затраты рассчитываются по формуле (34)

З_мат = 844·110 = 92840,0 тыс. руб.

4) Цеховые расходы рассчитываются по формуле (35)

З_цех = 6936·0,25= 1734,0 тыс. руб.

5) Таким образом, суммируя все составляющие затрат по формуле (31), получаем, что для проведения мероприятия необходимы совокупные затраты:

З_обр = 6936,0+92840,0+1803,36+1734,0 = 103313,36 тыс. руб.

6) Условно-переменные затраты составляют 30 от материальных затрат:

З_уп = 92840,0*0,30 = 27852,0 тыс. руб.

7) Стоимостная оценка затрат на проведение мероприятия определяется по формуле (30)

Змер =103313,36+27852,0 = 131165,36 тыс. руб.

8) По формуле (29) определяется стоимостная оценка результата проведенного мероприятия:

Р_мер = 5500·75,584 = 415712,0 тыс. руб.

9) Экономический эффект от проведения ПТВ определяется по формуле (28)

Э_мер =415712,0-131165,36=284546,64 тыс. руб.

10) Себестоимость добычи 1 т нефти до проведения ПТВ определяется по формуле (36), учитывая, что себестоимость добычи после проведения ПТВ составила 4300 рубль на тонну:

11) Прирост прибыли предприятия по формуле (37)

ПБ = (5500-4300)·173,79-(5500-6274)·98,24 = 208554,0+76015,0 = 284569,0 тыс. руб.

12) Налог на прибыль по формуле (38)

Н = 284569,0*0,24=68296,56 тыс.руб.

13) Прирост чистой прибыли по формуле (39)

П = 284569,0-68296,56 = 216272,44 тыс.руб.

Результаты проведенных расчетов представлены в таблице 11.

Таблица 11 - Результаты расчета годового экономического эффекта от применения ПТВ

Показатель	до проведения	после проведения
Добыча нефти, тыс. т.	98,21	173,79
Себестоимость добычи,	6274	4300
Расход пара, тыс. т		844,0
Экономический эффект - всего, тыс. руб. в том числе прирост чистой прибыли		284546,64 216272,44

От применения данного метода экономический эффект составит 284546,64 тыс. руб., в т.ч. прирост чистой прибыли 216272,44 тыс. руб. Данный метод - один из перспективных методов добычи высоковязких нефтей, несмотря на значительные затраты такого реагента как пар.

4. Техника безопасности и охрана окружающей среды

4.1 Мероприятия по технике безопасности

Как и на любом другом месторождении на катанглийском месторождении большое внимание уделяют безопасности работы ШГН, УКПН, насосных и других сооружений, находящихся на территории месторождения. Большую опасность на суше представляют промысловые сточные воды в связи с их высокой токсичностью и агрессивностью. Во избежание действия их на окружающую среду следует применять полную утилизацию всех сточных вод - повторную закачку в продуктивные пласты. Внедрение этого мероприятия позволит за счет осуществления замкнутого цикла водопотребления избежать вредного последствия загрязнения водоемов и почвогрунтов при порывах трубопроводов.

Кроме того, для повышения качества очистки сточных вод следует широко внедрять в производство оборудование нового вида: резервуары-отстойники, гидрофобные и коалесцирующие фильтры-отстойники и др.

Снижению загрязнения на промыслах будут способствовать ликвидация внутрискважинного перетока пластовых вод, осуществление мероприятий по совершенствованию герметизации технологических процессов сбора, подготовки нефти, газа и сточных вод; внедрение методов и средств защиты оборудования от коррозии, блочных установок по дозированию ПАВ и др.

Следует широко использовать рациональные схемы рекультивации земель. Рекомендуемые способы снятия и восстановления плодородного слоя почвы позволят снизить объем земляных работ и, главное, сохранить почвенный покров вокруг скважины.

Внимание также уделяется и электрооборудованию. Электропитание парогенераторных установок осуществляется от нефтепромысловой сети переменного тока напряжением 380В, обеспечивающей передачу необходимой мощности. Эксплуатация электрооборудования должна осуществляться с соблюдением «Правил технической эксплуатации электрических подстанций» и «Правил устройства электроустановок».

При необходимости установки трансформатора, последний должен быть оборудован средствами пожаротушения. Все металлическое оборудование, установленное на площадке, должно быть надежно заземлено. Все фланцевые соединения топливопроводов должны иметь токопроводящие перемычки. Парогенераторные установки должны быть освидетельствованы.

4.2 Мероприятия по охране окружающей среды

Работа по охране труда на предприятии проводится в соответствии с Федеральным законом об охране труда Российской Федерации, «Основными положениями об организации работы по охране труда в нефтяной промышленности», Положением о производственном контроле на опасных производственных объектах и другими нормативными документами.

Основной целью проведения мероприятий в системе управления охраной труда и промышленной безопасностью является:

- охрана здоровья и безопасность персонала, участвующего в производственном процессе;

- соблюдение требований законодательных актов всех уровней, регламентирующих деятельность в области охраны труда и промышленной безопасности в нефтегазодобывающей промышленности.

Для достижения поставленных целей проведены следующие мероприятия:

- проведена работа по идентификации опасностей и определению рисков на производственных объектах НГДУ;

- продолжается обучение персонала в области охраны труда через УКК;

- обновляются уголки по охране труда, через которые идет постоянное информирование персонала в области ОТ.

Постоянно действующая комиссия по охране труда, промышленной и экологической безопасности проводит свою работу в соответствии с «Основными положениями об организации работы по охране труда в нефтяной промышленности» и по графику контрольно-профилактических проверок, утвержденному главным инженером НГДУ.

В результате нарушения требований безопасности по охране труда и окружающей среды, за снижение контроля за выполнением требований промышленной и экологической безопасности, осуществляется привлечение к дисциплинарной ответственности и депремированию.

Подразделения предприятия обеспечены всеми необходимыми инструкциями по охране труда по профессиям и видам работ и эксплуатации оборудования. Ведется постоянная работа по их переработке и пересмотру. Паспортизация объектов проводится на основании измерений параметров опасных и вредных производственных факторов на рабочих местах (замеры микроклимата, шума, оксида углерода, вибрации). Результаты измерений заносятся в санитарные паспорта объектов и карты аттестации рабочих мест.

В соответствии с требованиями ПБ создаются Планы ликвидации аварий (ПЛА). Согласно разработанным Планам ликвидации аварий (ПЛА) проводятся учебно-тренировочные занятия на потенциально опасных объектах.

Работа по обеспечению пожарной безопасности на производственных объектах НГДУ «Катанглинефтегаз», деятельность добровольной пожарной дружины проводилась в соответствии с Федеральным законом № 69-ФЗ «О пожарной безопасности в Российской Федерации» от 21.12.1994 г. и ППБ 01-03 в РФ. В соответствии с этими документами, силами пожарно-технической комиссии, работниками ОПЭБ и ОТ, проводится проверки пожарной безопасности на производственных объектах, обеспеченность их необходимым противопожарным инвентарем и огнетушителями, предупреждающими плакатами.

Проверка объектов ГКНМ осуществляется органами ГПН УГПНГУ МЧС России. В 2005 году издано распоряжение «Кас. чрезвычайных ситуаций», в котором определены основные задачи для оперативного реагирования на возможные ЧС. Согласно этому Распоряжению проведена следующая работа:

пересмотрены Планы действий по предупреждению и ликвидации ЧС и приведены в соответствии с требованиями СНиП 2.01.15-90 «Инженерная защита территорий, зданий и сооружений от опасных геологических процессов»;

на информационных досках вывешены памятки о действиях работников в случае возникновения ЧС;

с работниками подразделений проведен инструктаж о действиях в случае возникновения ЧС;

в подразделениях проведены тренировки по отработке действий персонала в случае возникновения ЧС;

в разработанные «Паспорта опасных производственных объектов» внесены необходимые изменения и дополнения.

Месторождение Катангли расположено на землях Гослесфонда вблизи п. Катангли в пределах Ногликского района Сахалинской области. Контроль за состоянием природной среды осуществляется территориальными организациями санитарно-эпидемиологической службы, управления рыбного хозяйства, гидрохимической лаборатории и лесного хозяйства.

На территории промысла наблюдается естественные выходы нефти, вследствие чего, а также из-за существующей системы эксплуатации месторождения наблюдается замазученность территории. Поскольку почвы на территории месторождения малопригодны для сельскохозяйственного пользования, в качестве мероприятий по охране земель проводится каптаж естественных выходов нефти и рекультивация загрязненных участков.

В целях предупреждения загрязнения атмосферы и поверхностных водотоков бурение и освоение скважин производится с соблюдением требований единых технических правил ведения работ при строительстве скважин и правил охраны поверхностных и подземных вод, своевременно проводятся работы по локализации и ликвидации разливов нефти, оборудования и скважин согласно ГОСТ 17.1.3.12-36 и ГОСТ 17.5.3.04-83. отведение нефтесодержащих сточных вод производится на узел подготовки воды. После очистки она используется для заводнения нефтяных пластов через ликвидированные скважины. Отведение хозяйственных стоков осуществляется на поля фильтрации через септик.

На месторождении отсутствуют подземные водоносные объекты, пригодные для водоснабжения. Поэтому, мероприятия по охране недр направлены только на предупреждение геотехнологических причин возможного загрязнения верхних водоносных горизонтов путем цементажа кондуктора скважин до устья и изолирования поглощающих пластов согласно «Правил охраны вод при бурении и освоении нефтегазовых скважин в пределах водных объектов суши».

Ведется постоянный контроль за сбросами загрязняющих веществ, контроль атмосферного воздуха в санитарной защитной зоне. Систематически проводятся работы по мониторингу природных вод. Постоянно проводятся проверки производственных объектов членами ПДК (постоянно действующая комиссия) и ОПЭБ и ОТ на предмет соблюдения требований экологического законодательства.

Составляются мероприятия по безопасному пропуску паводковых вод в весенний период. Организовывается постоянный контроль за выполнением данных мероприятий во время весенней распутицы.

Составлены мероприятия по внедрению Стандарта ОАО «НК «Роснефть» «Система экологической и промышленной безопасности. Эксплуатационные кустовые площадки на месторождениях ОАО «НК «Роснефть». Разработан план-график по покраске оборудования на 2005 и 2006 годы.

Проводятся работы по сужению зеркала н/л, проведены работы по укреплению дамбы основного русла, завезен торф для проведения биологического этапа рекультивации. Ведутся работы по ликвидации замазученных земель; производственные объекты обеспечены аварийным запасом н/сорбента.

Заключение

Рассмотрев геологическую часть по Катанглийскому месторождению в этой работе, можно сделать заключение, что все вышеперечисленные особенности исследуемого месторождения благоприятствовали образованию нефтеносности района. В процессе геологического и геофизического изучения района была установлена нефтеносность трёх пластов в отложениях дагинской свиты - I, II и III, залегающих на глубинах от 30 до 240 м.

Продуктивные пласты разбиты на тектонические блоки и, следовательно, содержат по несколько залежей. II пласт имеет 5 залежей. Всего на месторождении имеется 13 залежей. По типу залежи относятся к пластовым и массивно пластовым, тектонически экранированным и частично стратиграфически ограниченным. По характеру заполнения ловушки относятся к нефтяным.

Одним из основных методов интенсификации притока нефти к забоям скважин на старейшем месторождении высоковязкой нефти Катангли являются паротепловые обработки - ПТО. Также, на некоторых объектах, ведется проталкивание паровой оторочки холодной водой.

В течение 2004 года на месторождении Катангли проведено по II пласту II блока две паротепловые обработки. ПТО проводилась с целью выяснения герметичности межколонного пространства.

По рассматриваемому пласту необходимо продолжить выполнение таких эффективных мероприятий, как: оборудование скважин противопесочными фильтрами (лазерной нарезки), перевод ряда скважин на вышележащие пласты, ввод новых пробуренных скважин. Увеличение отборов жидкости путем изменения технологических параметров насосных установок и станка-качалки - также остается важнейшей задачей. По-прежнему не решена проблема обеспечения нормальной сухости пара. Коэффициент сухости пара в нынешнем состоянии составляет около 0,4 - 0,45 вместо 0,8.

Разрабатываемый пласт Катанглийского месторождения на протяжении многих лет сильно дренирован, пластовые давления низкие, уровни жидкости в большинстве эксплуатационных скважин находятся у кровли пласта или же ниже ее, значительная часть скважин в процессе эксплуатации вместе с нефтью дает контурную или подошвенную воду.

Для более быстрого извлечения из пласта остаточных промышленных запасов нефти, а также для повышения коэффициента нефтеотдачи и стали применять метод воздействия на пласт паром, а затем и водой.

Методы интенсификации добычи нефти преследуют цель улучшения проницаемости призабойной зоны скважин. Из литературы известно, что для закачки воды при вторичных методах разработки наиболее пригодны пласты с низкой и средней проницаемостью (до 200 мкм²) и сравнительно маловязкой нефтью (40-50 мПа с в пластовых условиях).

Катанглийские же нефтяные залежи приурочены к песчаным пластам, характеризующиеся сравнительно высокой проницаемостью, составляющей в начальный период разработки в среднем по пласту 517 мкм², нефть - высоковязкая, которая значительно превышает 270 мПа^.с (при 200С в поверхностных условиях).

Сами нефтяные пласты сильно дренированы, в результате извлечения из них большого количества нефти и песка. Поэтому, при закачке в пласт воды, оно по образовавшимся в пласте дренажным каналам быстро продвигается к забоям эксплуатационных скважин не увлекая за собой нефть. В результате пласт преждевременно обводняется.

Применение закачки в пласт воздуха (газа) по тем же причинам также мало эффективно.

В связи с этим научным институтом «СахалинНИПИморнефть» был предложен новый метод интенсификации для применения на II пласт II блока Катанглийского месторождения - карбамидное заводнение.

Существенным недостатком паротеплового воздействия является его высокая энергоемкость. Поскольку топливно-энергетические затраты, в основном, определяются геолого-техническими условиями месторождения, основной резерв в снижении себестоимости дополнительно извлекаемой нефти может заключаться в разработке методов интенсификации паротеплового воздействия.

На основании выполненных в работе расчетов сделали выводы о том, что нагнетание пара во II блоке II пласта месторождения Катангли мало эффективно, но все же его необходимо продолжать, т.к. на сегодняшний день это является единственно действенным и доступным методом интенсификации добычи высоковязкой нефти месторождения Катангли. Закачка ведется малыми темпами, блок больше не разбуривается в связи с его небольшими остаточными извлекаемыми запасами. Оборудование на месторождении очень старое, поэтому часто выходит из строя, ломается. По скважинам проводится много подземных ремонтов для очистки призабойной зоны от песка, так как большинство скважин являются песконесущими. Себестоимость 1 тонны катанглийской нефти очень высока - 2262 рубля (1647 рублей в 2001 году). Это на порядок выше чем по остальным месторождениям НГДУ «Катанглинефтегаз» (Набиль - 1622.7 руб., Монги - 1397.3, им. Р. С. Мирзоева - 1356.3, новое месторождение Каурунани - 1121.7).

месторождение катангли паротепловой геология

Список используемой литературы

1. Годовой геологический отчет по месторождениям НГДУ Катанглинефтегаз за 2000, 2001, 2003, 2004.

2. Годовой отчет технико-экономических показателей НГДУ Катанглинефтегаз за 2004.

3. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. - М.: Недра, 1998. - 365 с.

4. Материалы. Геологическое строение и подсчет запасов нефти и газа месторождения Катангли, Том I, II (по состоянию на 1 января 1986 г.).

5. Отчет о научно-исследовательской работе. Разработать технологию заканчивания скважин в условиях паротеплового воздействия на пласт, Договор № 23-88, Оха: 1990.

Размещено на Allbest.ru