Xreferat.com » Рефераты по промышленности и производству » Сбор и подготовка попутного газа на Барсуковском месторождении

Сбор и подготовка попутного газа на Барсуковском месторождении

КУРСОВой проект

Сбор и подготовка попутного газа на Барсуковском месторождении


2010

СОДЕРЖАНИЕ


ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, ЕДИНИЦ

ВВЕДЕНИЕ

1. КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Основные проектные решения по разработке Барсуковского месторождения

3.2Состояние разработки и фонда скважин Барсуковского месторождения

4. ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМА СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

4.1 Общие понятия о сборе, транспорте и подготовке нефти и газа на месторождении

4.2 Характеристика системы сбора и подготовки нефти, газа и воды

4.3 Характеристика сырья, вспомогательных материалов и готовой продукции

5.СЕПАРАЦИОННОЕ ОБОРУДОВАНИЕ

5.1 Газосепаратор сетчатый

6. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАСЧЕТ СЕТЧАТОГО ГАЗОВОГО СЕПАРАТОРА

7. ЗАКЛЮЧЕНИЯ

ЛИТЕРАТУРА


ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ, УСЛОВНЫХ ОБОЗНАЧЕНИЙ, СИМВОЛОВ, ЕДИНИЦ


ВНЗ – водонефтяная зона;

ВНК – водонефтяной контакт;

КИН – коэффициент извлечения нефти;

НИЗ – начальные извлекаемые запасы;

ТИЗ – текущие извлекаемые запасы;

ППД – поддержание пластового давления;

ТПДН – территориальный проект по добыче нефти;

ГРП – гидроразрыв пласта;

ГТМ – геолого-технологические мероприятия;

ГДИ – гидродинамические исследования;

ГИС – геофизические исследования скважин;

ГРЭС – гидро-электро станция;

АГЗУ – автоматизированная групповая замерная установка;

ДНС – дожимная насосная станции;

ЦПС – центральный пункт сбора;

УПСВ – установки предварительного сброса воды;

ЦППН – центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды;

УПН – установка подготовки нефти;

КПД – коэффициент полезного действия.

скв. – скважина;

ВВЕДЕНИЕ


В настоящее время в нефтяной промышленности применяют различные виды газосепараторов, которые предназначены для отделения газа от добываемой из скважины жидкости. Одной из разновидностей таких газосепараторов является газосепаратор сетчатый, расчет которого приведен в данном курсовом проекте.

Газосепараторы сетчатые предназначены для окончательной тонкой очистки природного и попутного нефтяного газа от жидкости (конденсата, ингибитора гидрато- образования, воды) в промысловых установках подготовки газа к транспорту, подземных хранилищах, а также на газо- и нефтеперерабатывающих заводах [6].

На Барсуковском месторождении поддерживаются и соблюдаются и поддерживаются заданные заводские характеристики сетчатых газосепараторов, что позволяет с большой эффективностью очищать газ от добываемой жидкости.

Эффективность очистки газа – до 99 %. Температура рабочей среды – от -30 до +100 °С. Содержание жидкости, поступающей в газосепаратор с газом - не более 200 см3/нм3.

По индивидуальному заказу изготавливаются газосепараторы, предназначенные для очистки газа с более высокой концентрацией примесей и диаметром до 2400мм [6].


КРАТКИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ


Барсуковское месторождение открыто в 1984 году. По административному положению месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Расстояние до ближайших населенных пунктов по прямой составляет : п. Пурпе - 52 км; п.Тарко-Сале - 110 км; г.Ноябрьск- 157 км; г.Сургут - 358 км ; г.Тюмень – 963 км. Вблизи Тарко-Сале и Пурпе проходит железная дорога Тюмень-Уренгой. Действующий газопровод Уренгой-Вынгапур-Челябинск-Новополоцк находится в 40 км от месторождения. Развита сеть автомобильных дорог; вдоль железной дороги проходит автомобильная трасса.

Ближайшими месторождениями являются: Комсомольское, Губкинское, расположенное в 20 км на северо-восток; Вынгаяхинское - в 43 км на (юго-восток и Восточно-Таркосалинское - в 98 км. северо-восточнее от Барсуковского месторождения.

В орогидрографическом отношении месторождение располагается в междуречье и по берегам реки Пякупур и ее левого притока Пурпе, относящегося к бассейну реки Пур и являющихся основными водными артериями изучаемого района. Территория представляет собой полого-холмистую равнину с отметками рельефа от +30 м до +98 м. Наименьшие отметки приурочены к поймам рек Пякупур и Пурпе. На водораздельных участках района развиты небольшие холмы и котловины термокарстового происхождения.

Реки Пякупур и Пурпе с многочисленными притоками - рукавами равнинные, спокойные; средняя скорость течения -0.8 м/сек. Реки не глубокие; глубина их в сухое летнее время не превышает 0.5 м, а во время паводков уровень поднимается до 2.5- 5.0 м.

Для данной территории характерна широкая сеть озер: старичных - в пределах пойм рек и термокарстовых - на водораздельных участках. Глубина их не превышает 1 метра.

Сильная заболоченность района связана с наличием мощного слоя мерзлоты, играющего роль водораздела и затрудняющего фильтрацию. Относительно большая глубина болот и, вследствие этого, их позднее промерзание служит препятствием для движения сухопутного транспорта.

Климат района континентальный и характеризуется резкими колебаниями температур в течение года . Средние годовые температуры составляют –3 – 4 0С. Абсолютный годовой минимум достигает -50 -60 0С. Зима продолжительная и холодная, лето короткое и теплое. Наибольшее количество осадков выпадает в начале и конце года. Зимой выпадает всего 30-40% от общего количества осадков. Толщина снегового покрова около 1 м. Зимой нередко бывают сильные бури, пурга; скорость ветра достигает 10 - 16 м/сек при средней скорости 2 - 3 м/сек. В зимний период преобладают южные ветры, в летний период - северные.

Основные запасы пресных подземных вод сосредоточены в первом гидрогеологическом комплексе и приурочены к отложениям палеоген-четвертичного возраста. Исходя из анализа геокриологических и гидрогеологических условий месторождения выделены три водоносных горизонта: надмерзлотный, межмерзлотный и сквозных таликов.

В отложениях атлым-новомихайловской свиты надмерзлотный горизонт представлен двумя песчаными пластами с толщиной от 18 дo 35м. Нижний пласт более мощный и водообильный. Водоносный пласт Тавдинской свиты залегает на глубинах 65 (под руслами рек - 170м.). Толщина водоносных пластов меняется от 5 до 25м. Межмерзлотный водоносный горизонт приурочен к нижней части четвертичных отложений и к отложениям атлым-новомихайловской и тавдинской свит на участках развития современной мерзлоты. Кровлей водоносного горизонта служит подошва слоя современной мерзлоты, залегающей на глубине 25-54м, подошвой - глины тавдинской свиты или кровли реликтового слоя ММП[2].

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ


Барсуковское месторождение находится в разработке с 1987 года на основании «Проекта пробной эксплуатации», выполненного СибНИИНП в 1984 году. Проект был составлен на неутвержденные запасы пластов 2БС11 и БС12.

В связи с доразведкой месторождения, открытием новых залежей и уточнением запасов составлялись дополнительные проектные документы, в частности, технологическая схема разработки Барсуковского месторождения (УкрГИПРОНИИНефть, 1986 г) и дополнительной запиской к ней утвержденная техсоветом Главтюменнефтегаза (протокол № 58 от 10.12.86 г).

На базе запасов нефти , утвержденных ГКЗ в 1988 году (протокол № 10510 от 5.10.88 г.), СибНИИНП в 1989 г. составлена очередная дополнительная записка к техсхеме которая утверждена ЦКР (протокол № 1359 от 01.11.89 г.).

За период, прошедший после составления проектных документов, в порядке проведения авторских надзоров и в оперативном порядке проведен ряд уточнений проектных решений.

СибНИИНП была составлена технологическая схемы разработки Барсуковского месторождения, утверждена ЦКР (протокол № 1600 от 3.11.93 г.)

Центральной комиссией по разработке утверждена технологическая схема разработки Барсуковского нефтегазового месторождения (вариант 3).

Промышленная нефтеносность в пределах рассматриваемого месторождения связана с нижнемеловыми отложениями: валанжинский ( БС14, БС12, ОБС12, 2БС11, БС10, 1БС10), готерив-барремский ( БС8, ОБС8, БС7, БС6, БС4 , 2БСЗ, 1БСЗ, БС2,Б1, 0-1БСО, АС12, АС11, АС10) и апт-альбский ярусы (пласты-ПК17, ПК18, ПК19-20, ПК22). Всего на месторождении (без учета сеноманской залежи) выявлено 56 залежей углеводородов.

По типу залежи относятся к пластово-сводовым, массивным, литологически и тектонически-экранированным. Значительная часть из них по всей площади подстилается водой, характеризуется сложным строением невыдержанных по площади и разрезу большинства продуктивных пластов и сложным распределением нефти и газа.

В тектоническом отношении Барсуковское месторождение находится в пределах юго-западной части Северного свода и приурочено к Пякупурскому куполовидному поднятию. Структура осложнена четырьмя куполовидными поднятиями.

Основными залежами на Барсуковском месторождении считаются ПК19-20, АС10, 1БС10, 2БС10, 2БС11, БС12 и БС13-14 .

Самой крупной на месторождении является нефтегазоводяная залежь пласта ПК19-20.

Пласт ПК17. Песчаники пласта ПК17 распространены по всей площади месторождения. Испытаны как газовая, так и нефтяная части местрождения. Газовая часть залежи испытана в скважинах : № 447р, 454р, 450р, 446р, 9р. В результате испытания получены фонтаны гзоконденсата дебитами от 82000 до 74500 мЗ/сут[1].

Нефтяная оторочка опробована только в скважине 458р, где из интервала абсолютных отметок 1541,0-1544,0 м получен приток нефти дебитом 5,3м3/сут при Ндин=370м. По данным ПГИ ГНК залежи отбивается на абс. отметке 1532 м. В южной части залежи скв.559р вскрыла пласт на абс. отметке 1530 м и по ГИС пласт водонасыщен, поэтому ГНК в этой части залежи поднята до абс. отметки 1530м., а нефтяная оторочка полностью выклинивается. ВНК по материалам ГИС отбивается на абсолютной отметке 1544 м.

Газонасыщенные толщины изменяются от 1,3м до 21 м. Нефтенасыщенные - от 1,2 до 7м.

В пределах принятого ВНК размеры залежи составляют 13х5 км., высота залежи - 67м[2].

3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ


3.1 Основные проектные решения по разработке Барсуковского месторождения


В промышленную разработку месторождение введено в 1987 году. На эти запасы СибНИИНП была составлена «Уточненная технологическая схема разработки Карамовского месторождения», по которой до настоящего времени ведется разработка месторождения.

Проектные решения данного документа следующие:

проектный уровень добычи нефти – 2665 тыс.т.

проектный уровень добычи жидкости – 5592 тыс.т.

проектный уровень закачки воды – 5955 тыс.м3

общий фонд скважин – 672

в том числе добывающих – 450

нагнетальных – 192

резервных – 30

фонд скважин для бурения – 202

в том числе: добывающих – 149

нагнетательных – 43

резервных – 30

приёмистость нагнетательной скважины – 150 м3/сут.

устьевое давление нагнетательных скважин – 14 Мпа.

Нефтеносность связана с пластами БС18, БС210, БС11.Основной объект – пласт БС11 – 80 % геологических запасов. Нефтенасыщенные толщины по отдельным пластам составляют от 2,6 до 11,4м.

Последний подсчёт запасов по Барсуковскому месторождению выполнен в 1995 году (протоколы №№ 10512,10513 от 18.10.88 года). Утверждённые запасы нефти составили по категориям В+С1:балансовые–106,4млн.т., извлекаемые – 41,4 млн.т, КИН – 0,388 (по объектам соответственно

БС18 – 15,7млн.т. и 4,5 млн.т.; БС210 – 5,0 млн.т. и 2,2млн.т.; БС11 – 85,6 млн.т. и 34,8 млн.т.). С 1995 года по 1999 год институтом ВНИИнефть ведётся пересчёт запасов по Барсуковскому месторождению. В период 1991 – 1992 годов на месторождении силами НРЭ ННГ проводились работы по доразведке месторождения. В результате этих работ произошло расширение контуров нефтеносности на севере месторождения, а также прирост запасов БС11, БС210. По оперативной оценке (протокол ГТС АО ННГ от 15.04.1994 г.) объём запасов по категории С1 составил 13,2 млн.т. [1].

Барсуковское месторождение разрабатывается с 1987г., разбуривание основных залежей завершено, но на северных залежах пластов БС11, БС102 и БС101 бурение продолжается. Фонд скважин основных объектов имеет высокую обводненность, часть фонда ликвидирована или находится в консервации.

В связи с этим при формировании вариантов разработки большое внимание уделялось анализу выработки запасов и подбору ГТМ по скважинам простаивающего фонда.

Выбор расчетных вариантов разработки по объектам месторождения проводился с учетом различных схем размещения, общего числа скважин, степени разбуренности, а также состава и количества геолого-технических мероприятий, направленных на повышение нефтеотдачи пластов.

В результате сформировано четыре основных варианта, которые позволяют сопоставить возможные технологические решения и их технико-экономические результаты.

Вариант 1

Предусматривается разработка месторождения существующим действующим фондом, состоящим из 152 скважин, в т.ч. 118 добывающих. Из бездействия и консервации скважины не выводятся. Система ППД остается без изменения на срок разработки за исключением выбытия нагнетательных скважин, в районе которых отключаются добывающие. Режимы работы скважин и забойные давления соответствуют фактическим за декабрь 2003г.

Рост обводненности продукции приводит к быстрому снижению уровней добычи нефти. За проектный период максимальный темп отбора от начальных извлекаемых запасов составит 1,6 % (703,8 тыс.т. нефти в 2004г.).

Средняя обводненность к концу расчетного периода по действующим скважинам достигает 96,8 %. Накопленная добыча по пласту за этот срок составит 34,370 млн.т, коэффициент нефтеотдачи – 0,302.

Наименее интенсивно в этом варианте разрабатывается пласт БС8, утвержденные величины КИН достигаются только по пласту БС102.

Вариант 2

Во втором варианте предусматривается значительный объем геолого-технических мероприятий, к которым относятся обработки призабойных зон, ремонтно-изоляционные работы, оптимизация режимов работы скважин со спуском высокопроизводительных насосов. Для поддержания пластового давления дополнительно выводятся из бездействия семь нагнетательных скважин. Выполнение всех запланированных мероприятий позволит значительно увеличить добычу нефти.

За расчетный период накопленная добыча нефти составит 39,146 млн.т при обводненности 98,0 %. Коэффициент нефтеизвлечения по этому варианту равен 0,344.

Максимальная добыча нефти – 900 тыс.т. - достигается в 2006г., темп отбора от НИЗ – 2,0 %.

Всего предусматривается 151 дополнительная операция ГТМ, наибольшее число предусмотрено на пласте БС11. Тем не менее, утвержденная величина КИН не достигается ни по месторождению, ни по основному пласту БС11.

Вариант 3

Этот вариант подразумевает значительное увеличение числа действующих скважин за счет вывода из консервации и бездействия части фонда и переводов обводненных скважин на вышележащие пласты. Увеличение действующего фонда влечет за собой увеличение объема ГТМ по сравнению со вторым вариантом. Например, число ГРП возрастет с 19 до 37 операций.

На максимальный уровень добычи нефти – 1042 тыс.т., месторождение выйдет в 2008г., темп отбора от НИЗ составит 2,4 %.

На конец расчетного периода накопленная добыча нефти – 43,949 млн.т. при обводненности 98,6 %. Коэффициент нефтеизвлечения достигнет 0,386, отбор от НИЗ – 99,3 %.

В данной технологической схеме был принят четвертый расчетный вариант разработки.

Вариант 4

Четвертый (рекомендуемый) вариант разработки по пласту БС11 включает в себя самый полный набор проводимых мероприятий, в том числе бурение 8 новых добывающих скважин (2 из них горизонтальные) и 3 нагнетательных. Кроме этого, предусмотрено бурение 14 боковых горизонтальных стволов из старых скважин, проведение ГРП и других мероприятий, направленных на достижение максимально возможного КИН.

По данному варианту максимальный уровень добычи нефти составляет 886 тыс.т в 2008г., при этом темп отбора от НИЗ – 2,5 % при обводненности – 82,9 %. Максимальный уровень добычи жидкости ожидается до 7191 тыс.т в 2021г. В этом же году запланирован и максимальный объем закачки - 6948 тыс.м3.

Следует отметить снижение обводненности продукции в 2004 году, вследствие вовлечения в разработку недренируемых запасов и проведения ремонтно-изоляционных работ по ряду скважин. В 2005 году начинается увеличение обводненности, связанное с проведением мероприятий по форсированному отбору. Уровень добычи жидкости возрастает за 17 лет на 5015 тыс.т., при этом обводненность увеличивается на 27 % и в 2021 составит 95,8 %.

На конец расчетного периода накопленная добыча нефти достигнет 35,43 млн.т. при обводненности 98,2 %. Коэффициент нефтеизвлечения достигнет величины – 0,404. При этом в действующем фонде будет 43 добывающих и 20 нагнетательных скважин.

Средний дебит нефти на начало прогнозного периода – 24 т/сут, уменьшается в конце до 2 т/сут и ниже. Средний дебит жидкости за весь период изменяется в пределах 77 –130 т/сут.

Сравнение технологических показателей вариантов разработки по месторождению в целом приведено в таблице 3.1. По всем объектам максимальная добыча нефти достигается по четвертому варианту, который включает наибольшее число ГТМ.


Таблица3.1 Основные технико-экономические показатели разработки за расчетный период месторождения в целом.

Показатели варианты

1 2 3 4
проектный уровень добычи нефти, тыс.т 703,8 900,1 1041,7 1176
год выхода на проектный уровень 2004 2004 2008 2005
темп отбора, % 1,6 2 2,4 2,7
максимальн.уровень добычи жидкости, тыс.т 2796 5387 9066 10536
максимальный уровень закачки, тыс.м3 2376 4643 9311 10084
накопленная добыча нефти, млн.т 11,74 16,52 21,32 22,65
накопленная добыча жидкости, млн.т 178 351,9 494,5 472,3
накопленная закачка воды, млн.м3 137 319 497 462
обводнённость, % 96,8 98 98,6 98,2
расчётный срок разработки, лет 96 96 96 96
накопленная добыча нефти с начала разработки, млн.т 34,37 39,15 43,95 45,28
накопленная добыча жидкости с начала разработки, млн.т 227 401 543 521
накопленная закачка воды с начала разработки, млн.м3 201 384 561 526
коэффициент извлечения нефти, доли ед. 0,302 0,344 0,386 0,398
основной фонд скважин, всего 152 159 336 361
в том числе добывающих 118 118 252 267
нагнетательных 34 41 84 94
бурение скважин, всего - - - 15
бурение бокового горизонтального ствола - - - 22
перевод под закачку - - 10 10

В целом по месторождению четвертый вариант оказался наиболее интенсивным. Проектный уровень добычи нефти составит 1176 тыс.т., в 2007г., темпы отбора от НИЗ и от ТИЗ – 2,7 % и 5,7 % соответственно.

Учитывая возможность достижения и превышения утвержденных коэффициентов извлечения нефти, высокую интенсивность добычи нефти, применение прогрессивных технологий и получение наибольшей экономической эффективности, вариант №4 является наиболее предпочтительным, и рекомендуется для реализации [2].


3.2 Состояние разработки и фонда скважин Барсуковского месторождения


На Барсуковском месторождении по состоянию на 1.01.2006 г. пробурено 572 скважины, включая разведочные. Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 195 (из них пласт БС81 – 26, БС102 – 34, БС11 – 154). Действующий фонд добывающих скважин – 120, в том числе по пласту БС81 – 16, БС102 – 27, БС11 – 93 скважины. Бездействующий фонд по месторождению составляет 74 скважины, в том числе по пласту БС81 – 10, БС102 – 7, БС11 – 60 скважин. В освоении находится 1 скважина на пласте БС11.

В связи с высокой обводненностью продукции и низким дебитом, 164 скважины находятся в фонде консервации, из них 10 - на пласт БС81, 18- на пласт БС102 и 138 - на БС11.

Фонд контрольных и пьезометрических скважин составляет 14 скважин.

Ликвидированы или в ожидании ликвидации находятся 73 скважины.

По состоянию на 1.01.2006 г. на Барсуковском месторождении эксплуатационный фонд нагнетательных скважин представлен 78 скважинами (БС81 – 3, БС102 – 10, БС11 – 68). Из них под закачкой находится 29 скважин (БС81 – 1, БС102 – 6, БС11 – 23), в бездействующем фонде - 48 скважин (БС81 – 2, БС102 – 3, БС11 – 44). Из числа пробуренных нагнетательных скважин 37 находятся в консервации (БС102 – 3, БС11 – 34) и 10 скважин пласта БС11 - в ликвидации.

В отработке на нефть в целом по месторождению находятся 32 нагнетательные скважины.

Водозаборный фонд отсутствует.

Структура фонда скважин по каждому из пластов и по всему месторождению приведена в таблице 3.2.

Месторождение является четырехпластовым. Пласты в плане частично совпадают. В фонде имеется 23 скважины, совместно эксплуатирующие два пласта, в том числе: 21- добывающая и 2- нагнетательных.

За 2005 год в целом по месторождению средний дебит по нефти составил 22 т/сут, по жидкости – 67,4 т/сут при обводненности 67,3 %.

Утвержденные проектные и фактические показатели в целом по месторождению за период с 2001 по 2005 гг. приведены в таблице 3.3.

С начала разработки добыча нефти по месторождению составила 22630 тыс.т, а по пластам БС81, БС102 и БС11 - 772, 3584 и 18274 тыс.т, соответственно. Фактическая добыча по месторождению на 4924 тыс.т. меньше проектной, наибольшее отставание наблюдается по основному пласту БС11 – 5133 тыс.т.

Объемы закачки отличаются более заметно – вместо проектных 106,7 млн.м3 закачено всего 64,1 млн.м3, а в прокаченных объемах проект/факт– 0,79 / 0,44.

Добыча нефти по месторождению за 2004-2005гг. превышает проектные показатели. В 2005 г. она составила 924 тыс.т. (35% от максимального), темп отбора от НИЗ – 2,1 %, вместо 1,6 % проектных для этого года. Добыча жидкости и закачка воды составили 2824 тыс.т. и 2802 тыс.м3 – практически вдвое меньше соответствующих проектных показателей. Компенсация с начала разработки превышает проектную и составляет 114 %, поэтому текущая компенсация несколько ниже 100 %.

Действующий фонд нефтяных скважин значительно меньше проектного– более чем в три раза. Значительная часть скважин находится в консервации и бездействии, самый низкий процент действующего фонда на объекте БС11.

Основными причинами низких темпов извлечения запасов и отставанием от проектных показателей является сложное геологическое строение пластов месторождения. Периферийные области и в особенности западная часть основного пласта БС11 преимущественно находятся в ВНЗ, с высокой средней водонасыщенностью, коллектор имеет низкую песчанистость и проницаемость.

Также можно отнести к трудноизвлекаемым, запасы пласта БС81, особенностью которого является сочетание следующих отрицательных факторов: наличие активной подошвенной воды; ухудшение фильтрационных свойств коллектора по разрезу снизу-вверх; высокая переходная зона смешанного насыщения нефть+вода.


Таблица 3.2 - Характеристика фонда скважин по состоянию на 1.01.2007г


Характеристика фонда скважин БС8 БС101 БС102 БС11 Всего
фонд добывающих скважин всего 43 0 53 371 446

в том числе:

нагнетательн в отработке на Нефть

3 0 6 23 32

действующие 16 0 27 93 120

из них ЭЦН 16 0 27 75 102

ШГН 0 0 0 18 18

фонтанные 0 0 0 0 0

бездействующие 10 0 7 60 74

в освоении и ожидании освоения 0 0 0 1 1

в консервации 10 0 18 138 164

пьезометрические и контрольные 2 0 0 12 14

ликвидированные и в ожидании ликвидации 5 0 1 67 73
фонд нагнетательных скважин всего 3 0 12 112 125

в том числе:

действующие

1 0 6 23 29

бездействующие 2 0 3 44 48

в освоении и ожидании освоения 0 0 0 1 1

в консервации 0 0 3 34 37

пьезометрические и контрольные 0 0 0 0 0

ликвидированные и в ожидании ликвидации 0 0 0 10 10

Помимо геологических причин имели место и технико-экономические. Высокая начальная обводненность скважин и их низкие дебиты приводили к большим межремонтным периодам, низким коэффициентам использования скважин. Значительное число скважин выведено из эксплуатационного фонда по высокой обводненности продукции. На многих скважинах в процессе эксплуатации отмечались межпластовые перетоки, что затрудняло их эксплуатацию и препятствовало проведению мероприятий по повышению продуктивности и увеличению нефтеотдачи.


Таблица 3.3 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки Барсуковского месторождения

Показатели 2001 2002 2003

проект факт проект факт проект факт
добыча нефти, тыс.т 820,6 381,9 776,4 349 728,4 448,7
добыча нефти с начала разработки, тыс.т 24666 20049 25442 20398 26171 20847
добыча жидкости всего, тыс.т 5291 1511 5433 1484 5526 1677
добыча жидкости с начала разработки, тыс.т 67188 40484 72622 41968 78148 43645
средняя обводненность продукции действующих скважин, % 84,5 74,7 85,7 76,5 86,8 73,2
закачка воды, тыс.м3 5745 1728 5882 1463 5955 1627
закачка воды с начала разработки, тыс.м3 83025 55981 88907 57444 94862 59071
компенсация отбора с начала разработки, % 111 118 111 117 110 116
ввод новых добывающих скважин всего, шт 13 0 13 6 0 11
действующий на конец года фонд добывающих скважин, шт 419 115 419 136 420 146
ввод нагнетательных скважин, шт 5 1 5 1 1 4
действующий на конец года фонд нагнетательных скважин, шт 158 42 163 31 163 33
средний дебит по нефти действующей скважины, т/сут 7,8 9,6 6 8,2 5,6 9,1
средний дебит по жидкости действ. скважины,т/сут 50,3 38 41,9 35 42,3 34,2
средняя приемистость скважин по воде, м3/сут 168 146 167 120 168 154
текущий КИН 0,232 0,178 0,239 0,182 0,246 0,186
отбор от НИЗ, % 59,6 45,9 61,5 46,7 63,2 47,7
темп отбора от НИЗ, % 2 0,9 1,9 0,8 1,8 1
добыча нефти, тыс.т 705,8 859,7 678,2 923,5
добыча нефти с начала разработки, тыс.т 26877 21707 27555 22630
добыча жидкости всего, тыс.т 5546 2144 5571 2824
добыча жидкости с начала разработки, тыс.т 83694 45790 89264 48613
средняя обводненность продукции действующих скважин, % 87,3 59,9 87,8 67,3
закачка воды, тыс.м3 5938 2233 5929 2802
закачка воды с начала разработки, тыс.м3 100800 61304 106729 64106
компенсация отбора с начала разработки, % 110 115 109 114
ввод новых добывающих скважин всего, шт 0 4 0 1
действующий на конец года фонд добывающих скважин, шт 419 129 418 120
ввод нагнетательных скважин, шт 0 2 0 2
действующий на конец года фонд нагнетательных скважин, шт 163 30 163 29
средний дебит по нефти действующей скважины, т/сут 5,4 18,5 4,6 22
средний дебит по жидкости действ. скважины,т/сут 42,8 46,2 37,6 67,4
средняя приемистость скважин по воде, м3/сут 168 208 137 253
текущий КИН 0,253 0,193 0,259 0,201
отбор от НИЗ, % 64,9 49,6 66,6 51,8
темп отбора от НИЗ, % 1,7 2 1,6 2,1

В 2003 году в связи с вовлечением в разработку новых запасов северных залежей пластов БС102 и БС11 наблюдалось увеличение добычи нефти с 349 тыс.т в 2002г. до 449 тыс.т и жидкости с 1484 тыс.т до 1677 тыс.т. Рост добычи нефти и жидкости продолжился и в 2004-2005гг. Средний дебит действующих скважин увеличился более чем в 2 раза ( с 9,1 т/сут в 2003 г. до 18,5 т/сут в 2004г. и 22 т/сут в 2005г.).

Рост обводненности продукции скважин по данному месторождению имеет довольно плавный характер. В 2003 году отмечено уменьшение процента воды по сравнению с 2002г. с 76 до 73%, в 2004 г. обводненность продукции уменьшилась еще на 13 % и составила 60 %. Однако в 2005г. процент воды снова стал расти и достиг 67%.

В 2002-2003г. было отмечено падение дебита нефти, но в 2004г. средний дебит нефти вырос, в связи с сокращением числа действующих высокообводненных скважин и составил 5,4 т/сут. Низкий прирост среднего дебита по нефти объясняется приобщением скважин с пласта БС11 с обводненностью более 90 - 95%.

Разработка северного купола этого пласта началась в 1996г., и до середины 2002г. работала одна разведочная скважина. Бурение новых скважин в 2002-2004гг. и мероприятия по интенсификации разработки в 2005г. позволили увеличить добычу нефти до 246 тыс.т./год. На залежи сформирована система приконтурного заводнения, максимальный уровень закачки составил 465 тыс.м3.

Следует отметить, что в последние годы на месторождении проводится большой объем комплексных мероприятий, что позволяет значительно увеличить продуктивность скважин, по которым получаются наибольшие эффекты. К основным комплексным мероприятиям следует отнести проведение последовательно обработки призабойной зоны скважин и оптимизации режимов работ, дострелов и перестрелов пластов с последующей оптимизацией, гидроразрыв пласта и оптимизация режимов работ скважин [2].

4. ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМЫ СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ НА КАРАМОВСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ


4.1 Общие понятия о сборе, транспорте и подготовке нефти и газа на месторождении


Основными элементами системы сбора и подготовки продукции являются добывающие скважины, автоматизированные групповые замерные

Если Вам нужна помощь с академической работой (курсовая, контрольная, диплом, реферат и т.д.), обратитесь к нашим специалистам. Более 90000 специалистов готовы Вам помочь.
Бесплатные корректировки и доработки. Бесплатная оценка стоимости работы.

Поможем написать работу на аналогичную тему

Получить выполненную работу или консультацию специалиста по вашему учебному проекту

Похожие рефераты: