Анализ работы технологии "Тандем" на Покамасовском месторождении НГДУ "Лангепаснефть" - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Анализ работы технологии "Тандем" на Покамасовском месторождении НГДУ "Лангепаснефть"

Тектоника и газоносность Покамасовского месторождения. Схема установки насосно-эжекторной системы и технологии "Тандем". Сравнение глубин спуска оборудования, режимов работы. Техническая безопасность на объектах топливно-энергетического комплекса.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
Размещено на http://www.allbest.ru/
Анализ работы технологии "Тандем" на Покамасовском месторождении НГДУ "Лангепаснефть"
1.2 История освоения Покамасовского месторождения
2.1 Геокриологическая характеристика района
2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
2.5 Характеристика продуктивного пласта
2.8 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов
3. Анализ состояния разработки и фонда скважин
3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения
3.2 Балансовые запасы нефти и растворенного в нефти газа
3.3 Краткая технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин оборудованных установками электроцентробежных насосов
3.5 Выбор типоразмера и глубины спуска УЭЦН в скважину
3.6 Осложнения и неполадки в работе скважин оборудованных ЭЦН
3.7 Разработка мероприятий по улучшению работы электронасосов
4.1 Возможности струйных насосных установок для эксплуатации добывающих скважин с осложненными условиями
4.2 Насосно-эжекторная система и технология "Тандем"
4.7 Практика эксплуатации скважин оборудованных серийными УЭЦН
4.8 Анализ результатов работы скважин в которых серийные установки заменены на «Тандем»
5.2 Обзор техноко-экономического состояния нефтегазовой отрасли
5.3 Организационная структура НГДУ "Лангепаснефть"
5.4 Факторный анализ показателей, влияющих на добычу нефти
5.5 Экономическое обоснование применения технологии "Тандем"
6.2 Проблемы технической безопасности на объектах топливно-энергетического комплекса
6.3 Основные вредные и опасные факторы в процессе производства
6.4 Вредное воздействие шума и вибрации. Нормирование шума и вибрации
6.7 Метеорологические условия производственной среды
7.2.1 Очистка газов от сероводорода
7.3 Состояние пресных поверхностных вод
7.4 Состояние питьевых подземных источников
7.5 Мероприятия при бурении скважин
7.6 Мероприятия по герметизации поверхностных нефтепромысловых сооружений
7.7 Мероприятия по герметизации подземных нефтяных сооружений
8. Техника безопасности и противопожарные мероприятия при оборудовании и работе установок электроцентробежных насосов
Дипломный проект посвящен анализу работы установок "Тандем" в скважинах Покамасовского месторождения, разрабатываемого НГДУ "Лангепаснефть". Скважины для анализа были выбраны из категории трудновыводимых на режим и часторемонтируемых. Также в проекте дано экономическое обоснование выгодности оснащения скважин установками "Тандем", оценка деятельности предприятия с точки зрения экологии и охраны окружающей среды, безопасности труда.
Работа выполнена по данным Покамасовского месторождения, полученным в НГДУ "Лангепснефть". В проект также вошли данные о работающих в скважинах установках "Тандем", полученные при проведении работы по внедрению установок, которая была опубликована под названием "Освоение бездействующих скважин на Покамасовском месторождении" в журнале "Нефтяное хозяйство" №8 за 1997 год.
Покамасовское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа в 55 км от г. Сургута. Месторождение приурочено к долине р. Обь, характеризующейся широкой поймой (до 40 км) и многочисленными притоками. Весь район сильно заболочен. Значительная часть месторождения (20 %) находится непосредственно под руслом реки Обь и ее притоками. Отмечается множество озер глубиной до 3 м. Весеннее половодье сильно растянуто.
Залежь нефти приурочена к верхней части васюганской свиты - пласту ЮВ1. Промышленная разведка закончена. Запасы нефти утверждены ГКЗ СССР - протоколы №№ 8238 от 21.02.1979 г и 8300 от 22.06.1979 г.
В 1982г для всего месторождения СибНИИНП составлена технологическая схема разработки, которая утверждена ЦКР Миннефтепрома как основа для проектирования обустройства на запланированные объемы добычи нефти (протокол № 1022 от 18.05.1983 г).
В 1984 г СибНИИПН составлена дополнительная записка с выделением технологических показателей для северной правобережной части месторождения. В схеме предусматривалось разбуривание по треугольной сетке 500х500 м (21,6 га) и площадное (семиточечное) заводнение. Общий проектный фонд 315 скважин, в т.ч. 195 добывающих, 84 нагнетательных, 28 резервных и 8 прочих. Проектный уровень добычи нефти 1400 тыс.т, жидкости 2730 тыс.т, объем закачки воды 3960 тыс.м3.
В 1986 г уточнили границу раздела месторождения между объединениями «Нижневартовскнефтегаз» и «Татнефть», естественно изменились запасы нефти, отнесенные по объединениям. В связи с охраной реки Обь выделены запасы в подрусловой части, относимые к забалансовым.
В декабре 1986 г на совещании при главных геологах объединений «Нижневартовскнефтегаз» и «Татнефть» было решено для реализации циклического воздействия на залежь с учетом высокой неоднородности коллекторов отказаться от площадного заводнения и перейти к линейной трехрядной блоковой системе разработки по схеме единой для всего месторождения.
В настоящее время месторождение разрабатывается ТПП « ЛУКойл-Лангепаснефтегаз » и АО « Мегионнефтегаз » . ТПП « ЛУКойл-Лангепаснефтегаз » разрабатывает правобере ж ную часть месторождения.
1.2 История освоения Покамасовского месторождения
Месторождение открыто в марте 1972 г. На месторождении пробурено 17 разведочных скважин, из них вскрыли залежь 10 скважин, 3 скважины за контуром нефтеносности и 4 скважины в зонах отсутствия коллекторов. На северной части месторождения (территория объединения «Татнефть») пробурено 8 разведочных скважин, из них вскрыли залежь №№ 2,3,6,15, за контуром нефтеносности №12 и в зонах отсутствия коллекторов №№ 7,14 и 20.
Из всех разведочных скважин, вскрывших залежь, получены промышленные притоки нефти дебитом 50-130 м3/сут при фонтанировании. В скважинах №№ 2,8,9, получены притоки нефти и воды - это ВНЗ по подсчету запасов.
Залежь пластовая сводовая, литологически экранированная с востока. При подсчете запасов нефти и составлении технологической схемы разработки 1982 г (СибНИИНП) положение ВНК принято наклонным по данным опробования скважин от -2681 м в районе скв.9 (южное крыло структуры) до - 2701 на северном крыле. Объяснение этому не было дано. Возможно «наклон» ВНК связан с наличием не выявленных литологических экранов, а также с возможным линзовидным залеганием коллекторов.
Нефтесодержащими являются терригенные кварцево-полевошпатовые коллекторы порового типа - пласт ЮВ1 васюганской свиты. Коэффициент песчанистости составляет 0,58; коэффициент расчлененности равен 3,5 (в разрезе встречается до 6 нефтенасыщенных пропластков).
Водонефтяная зона по данным подсчета запасов по разведочным скважинам составляет около30% от площади нефтеносности, доля извлекаемых запасов в ВНЗ составляет 13,4% от запасов по месторождению. Учитывая значительную расчлененность объекта, эти параметры в процессе разбуривания месторождения могут значительно измениться, преимущественно в сторону уменьшения.
Запасы нефти и газа в подрусловой части подсчитаны с учетом возможности размещения кустов скважин за пределами 1000 метровой охранной полосы. В связи с невозможностью извлечения этих запасов их предлагается отнести к группе забалансовых. При проведении технологических расчетов эти запасы не учитывались.
Слой древней мерзлоты толщиной 30-50 м подстилается водонасыщенными песками и супесками низа атлымской свиты. Ниже залегают глины тавди н ской свиты, являющиеся мощным водоупорным разделом. Подмерзлотная вода пресная, гидрокарбонатно-кальциевая. В ней содержится растворенный газ, состоящий из кислорода, углекислого газа и сероводорода в количествах соо т ветственно 1,5, 74,8, 1,95 мг/л, что придает этим водам агрессивные свойства по отнош е нию к металлу и бетону.
В зоне повсеместного распространения талика, т.е. в слое сезонного теплообмена до глубины около 10-15 м ниже дневной поверхности, фиксируются положительные температуры в пределах 0,5-2,0°C и отсутствие современной мерзлоты. На диаграммах замера температуры, выполненных без длительного простоя скважин для замера термоградиента, положительные температуры прослеживаются до глубины 100-200 м, а ниже расположен безградиентный интервал с отрицательными температурами порядка- 0,50С, где расположена толща реликтовых мерзлых пород с нулевой температурой в ее подошве. Среднегодовая температура воздуха-2,9°C складывается из максимальной +36°C в июле и минимальной в январе-52°C. Эта резкая нестабильность температурного режима воздуха создает соответствующие условия для грунтов и верхней части пород геологического разреза до образования мерзлоты на относительно больших глубинах, чему способствует техногенная деятельность человека. Болота промерзают до глубины 10 м, а при постоянном удалении снежного покрова на участках распространения суглинков с влажностью в 20% за 10 лет они промерзают до глубины 12 м. Увеличение глубины сезонного промерзания приводит в этих районах к пучению пород.
2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
В геологическом строении Покамасовского месторождения принимают участие породы складчатого палеозойского фундамента и терригенные песчано-глинистые отложения платформенного мезозойско-кайнозойского чехла.
Образования фундамента подразделяются на два структурных тектонических этажа: нижний - собственно складчатый фундамент и верхний, сложенный эффузивной магматической породой типа базальтового порфирита.
Отложения юрской системы представлены всеми тремя отделами. В составе юрских отложений выделяются тюменская, васюганская, георгиевская и баженовская свиты.
Тюменская свита (J1 - J3 kl1) залегает с несогласием на доюрских породах. Отложения свиты, сложены континентальной толщей часто чередующихся песчаных, песчано-алевролитовых пород и аргиллитовых пород. Для всего разреза тюменской свиты характерно обильное содержание растительного детрита и наличие прослоев каменного угля. Толщина отложений тюменской свиты в пределах месторождения 400-420м.
Васюганская свита (J3 cl+ox) залегает на породах тюменской свиты. Отложения свиты, представлены осадками открытого морского бассейна. В разрезе свиты выделяются две подсвиты: нижняя и верхняя.
Нижняя подсвита, представлена аргиллитами темно-серыми иногда с буроватым оттенком, участками известковистыми, слюдистыми с прослоями мелкозернистых серых и темно-серых алевролитов.
Верхняя подсвита, сложена песчано-глинистыми отложениями. К песчаникам васюганской свиты, приурочен продуктивный горизонт ЮВ1, с верхним пластом которого (ЮВ1-1) связана нефтяная залежь Покамасовского месторождения.
Мощность васюганской свиты 60-82 м.
Георгиевская свита (J3 km) представлена темно-серыми до черных аргиллитами с включениями алевролитового материала и глауконита с прослоями известняка. Мощность отложений свиты - 1-5 м.
Баженовская свита (J3 v-K1 br) представлена черными, буровато-черными, массивными и тонкоплитчатыми обогащенными органическим веществом аргиллитами. Толщина свиты колеблется от 2-х до 33 метров.
В разрезе нижнемеловых отложений выделяются мегионская, вартовская, алымская и покурская свиты.
Мегионская свита (К1 br-v) согласно залегает на отложениях баженовской свиты и сложена преимущественно серыми и темно-серыми с тонкими прослоями известковистых алевролитов и песчаников. В нижней части разреза выделяется ачимовская пачка - ряд переслаивающихся алевролитов и глинистых песчаников (пласты группы БВ19-22). Верхняя часть свиты, представлена песчаниками серыми, темно-серыми, мелкозернистыми, крепкими с прослоями плотных буровато-серых алевролитов.
Толщина мегионской свиты 330-370 м.
Вартовская свита (К1 v+h+b) представлена чередованием глин, песчаников и алевролитов. Глины темно-серые, серые, аргиллитоподобные. Песчаники светло-серые, иногда с зеленоватым оттенком, мелко- и среднезернистые, участками глинистые. В разрезе свиты встречается свыше 20 проницаемых водонасыщенных песчаных пластов группы АВ и БВ.
Общая толщина отложений свиты составляет 490-530 м.
Алымская свита (К1 ap) в верхней части представлена серыми и темно-серыми глинами и аргиллитами кошайской пачки. В средней части прослеживаются алевритистые разности пород, переходящие к подошве в глинистые песчаники пласта АВ1.
Покурская свита (К1 ap-al+K2 cm) сложена переслаиванием песчаников, глин и алевролитов. Песчаники и алевролиты, серые и светло серые, слабо сцементированные, местами рыхлые до сыпучих. Глины серые, иногда аргиллитоподобные, слюдистые.
В разрезе отложений верхнего мела выделяют кузнецовскую, березовскую и ганькинскую свиты.
Кузнецовская свита (К2 t) представлена глинами серыми, темно-серыми с зеленоватым оттенком, алевритистыми, тонкослоистыми.
Березовская свита (K2 cn-st-cp) сложена глинами серыми, темно-серыми, комковатыми с прослоями песчаников и алевролитов.
Мощность отложений свиты 107-126 м.
Ганькинская свита (K2 cp-m-d) представлена толщей глин серых, зеленовато-серых, песчано-алевритистых с прослоями черных алевролитов. Встречаются прослои серого песчаника.
Палеогеновая система (P). Представлена отложениями палеоцена, эоцена и олигоцена.
Отложения палеоцена представлены талицкой свитой (Р1), состоящей из глин от темно-серых до черных, плотных, с линзами алевролитов и глинистых песчаников.
Отложения эоцена представлены люлинворской свитой (Р2), состоящей из глин серых, темно-серых, зеленовато-серых, слюдистых с прослоями кварцево-глауконитового мелкозернистого глинистого песчаника. Нижняя часть свиты, сложена опоковидными глинами с характерным раковистым изломом.
Разрез олигоцена представлен отложениями чеганской (Р2-3,Р3-1), атлымской (Р3-1), новомихайловской (Р3-2) и журавской (Р3-3) свит. Нижняя из них сложена преимущественно темно-зелеными, серыми, жирными глинами. Три верхних сложены неравномерным чередованием зеленовато-серых алевролитов, светло-серых песков с прослоями буровато-серых глин, часто каолинизированных.
Общая толщина отложений олигоцена 330-350 м.
Комплекс пород мезозойско-кайнозойского осадочного чехла завершается осадками четвертичного возраста. Они сложены песками серыми мелкозернистыми с прослоями глин серых, песчанистых с включениями лигнита. Это пойменные отложения, наносы террас, торфяно-болотные образования. Толщина отложений достигает 130 м.
В тектоническом плане Покамасовское месторождение приурочено к западному борту Нижневартовского свода в зоне его сочленения с Ярсомовским мегапрогибом и представляет собой структурный выступ, осложняющий Локосовское локальное поднятие. Амплитуда поднятия по отражающему сейсмогоризонту «Б» около 150 м. Угол наклона оси - около1 градуса. Крылья структурного выступа не превышают 1 град. 30 мин. на юге.
Сейсморазведочными работами в пределах свода и его погруженных крыльевых зон выделяется более 3-5 локальных структур. Это типично платформенные, пологие структуры с амплитудой от 50 до 100 м и углами наклона крыльев 1-2 градусов.
Для Покамасовского месторождения характерно выполаживание структурного плана снизу вверх по разрезу, то есть имеет место унаследованный характер развития структуры.
Покамасовское месторождение приурочено к центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. В пределах рассматриваемого района в разрезе верхней части фундамента и осадочного чехла выделяются шесть водоносных комплексов, разделенных между собой выдержанными водоупорами, которые прослеживаются вдоль всего Широтного Приобья.
Первый водоносный комплекс включает трещиноватые породы фундамента, его кору выветривания и отложения тюменской свиты (палеозой, нижняя и средняя юра). Мощность комплекса изменяется по району от 200 до 500 м. При испытании отложений получен приток пластовой воды дебитом 1,49 м3/сут. Воды нижнего комплекса являются напорными.
Второй водоносный комплекс включает породы верхней части васюганской свиты (верхняя юра). Мощность комплекса составляет 37 - 62 м. Получены притоки пластовой воды от 0,744 до 1264,2 м3/сут. Температура воды в среднем составляет 93 оС. Пластовые воды хлоркальциевого типа по Сулину. Минерализация по площади в среднем составляет 37,6 г/л. Воды характеризуются отсутствием сульфатов, углекислоты и сероводорода. Среднее содержание йода составляет 7,6 мг/л, брома - 69,5 мг/л, аммония - 45 мг/л. Растворенный газ имеет метановый состав.
Третий водоносный комплекс включает отложения мегионской и нижней части вартовской свит. Данный комплекс не имеет повсеместного распространения, мощность его изменяется от 0 до 140 м. Получены притоки пластовой воды дебитом от 1,93 м3/сут до 259,2 м3/сут. Минерализация в среднем составляет 19,4 г/л. Воды насыщены растворенным газом метанового и азотно-метанового состава.
Четвертый водоносный комплекс включает отложения верхней части вартовской и алымской свит. Мощность комплекса 570 - 630 м. Воды относятся к хлоркальциевому типу. Отмечается значительное содержание ионов кальция. Сульфатный ион присутствует в незначительных количествах. Минерализация вод в среднем составляет 13,3 г/л. При испытании получены притоки воды дебитом 92,9 и 1264 м3/сут. Содержание йода - 16,0 мг/л, брома - 48,8 мг/л, аммония - 10 мг/л. Воды насыщены преимущественно метановым газом.
Все три предыдущие комплексы литологически представлены чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов.
Пятый водоносный комплекс - покурскую свиту (аптальб-сеноман) и представлен слабосцементированными рыхлыми песками, песчаниками и алевролитами. Мощность комплекса изменяется от 745 до 810 м. Минерализация составляет 11,6 - 15,8 г/л. Солевой состав представлен практически только хлоридами. Величина рН составляет 7,5. На опорных скважинах соседних площадей получены самоизливы пластовой воды дебитом 11 - 86 м3/сут, при депрессиях 0,11 - 0,2 МПа. Пластовые воды данного комплекса используются в системе поддержания пластового давления.
Шестой водоносный комплекс охватывает палеогеновые и четвертичные отложения, общая мощность которых на Покамасовском месторождении составляет 430 - 470 м. Наличие в кровле горизонта довольно мощной толщи (10 - 20 м) глинистых отложений обуславливает напорный характер его вод. Дебиты скважин колеблются в пределах 4 - 26 л/сек. Вода пресная с минерализацией 0,18 - 0,6 г/л. По химическому составу воды гидрокарбонатно-натриевые, пресные, часто используется для целей водоснабжения.
Исходя из анализа полученных данных, можно сделать следующие выводы:
в районе месторождения существует нормальная гидрохимическая зональность, минерализация подземных вод увеличивается с глубиной.
химический состав водоносных горизонтов, высокая степень метаморфизма, значительная удаленность от областей питания и разгрузки свидетельствуют о застойном характере вод.
водоносный комплекс, к которому приурочен продуктивный пласт, имеет слабую водообильность.
Режим месторождения упруговодонапорный.
2.5 Характеристика продуктивного пласта
Нефтяная залежь Покамасовского месторождения приурочена к песчаным коллекторам пласта ЮВ1-1 васюганской свиты.
В пределах залежи эффективная толщина пласта изменяется в широких интервалах от 15,4 м до полного выклинивания или замещения коллекторов. На рассматриваемом участке месторождения среднее значение эффективной толщины - 7,8 м.
На востоке, в наиболее приподнятой части, нефтяная залежь ограничена линией выклинивания и замещения коллекторов и поэтому участки залежи, прилегающие к этой линии, имеют пониженные значения эффективной нефтенасыщенной толщины. Участки, удаленные от зоны выклинивания коллекторов, район скважин 2р - 4р, также имеют небольшие эффективные толщины пласта (6,2 - 6,4 м), что обусловлено в свою очередь глинизацией нижней части разреза пласта и связано с формированием отложений в более погруженных зонах структурного носа Локосовского поднятия.
Зоны повышенных эффективных толщин приурочены в основном, к средней части структурного носа Локосовского поднятия, где существовали наиболее благоприятные палеофациальные условия для формирования песчаных отложений.
Водонефтяной контакт залежи устанавливается по данным нефтепромысловой геофизики, результатами опробования и характеру насыщения керна.
ВНК в целом по всей залежи наклонен в направлении с юго-востока на северо-запад. В рассматриваемой северной, северо-восточной части месторождения положение ВНК отмечается на абсолютных отметках -2679 -2726 м.
В целом по залежи абсолютная отметка ВНК изменяется от -2668 (юго-восточная часть) до -2726 м (северо-западная часть).
В центральной части залежи при бурении эксплуатационных скважин установлен погруженный участок с водонефтяной зоной, на котором ВНК принят на абсолютной отметке -2679 -2690 м.
Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта ЮВ1 приведена в таблице 2.1.
Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина, м
пластовая, литологически экранированная
Нефти Покамасовского месторождения относятся к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов, к классу сернистых, малосмолистых.
По всей площади месторождения отмечается равномерное изменение свойств нефти от центра к периферии. Содержание парафина растет параллельно уменьшению плотности нефти.
Газ в нефтяной залежи пласта ЮВ1 находится в растворенном состоянии. Газосодержание составляет 95 м3/т. Состав газа преимущественно метановый, до 70 % метана. Компонентный состав газа приводится в таблице 2.2.
Таблица 2.2 Компонентный состав нефтяного газа по результатам стандартной сепарации
2.8 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов
По углеводородному составу нефть относится к смешанному типу с прео б ладанием метановых углеводородов, к классу сернистых, малосмолистых (суммарное содержание парафино-смолистых веществ по площади залежи измен я ется от 6,7 до 8,5 %).
Коксуемость нефти колеблется в пределах 1,07 - 1,32.
По данным ступенчатой сепарации глубинных проб, нефть имеет плотность 0,744 г/см3 (в пластовых условиях), плотность сепарированной нефти 0,836 г/см3, газонасыщенность равна 75,79 м3/м3, коэффициент растворимости газа в нефти 0,622 м3/м3 атм.
Коэффициент объемной упругости 13,78 * 10-5 1/атм, усадка 18,39, вязкость нефти в пластовых условиях равна 0,63 сп, объемный коэффициент 1,226.
Газ, полученный при ступенчатом разгазировании нефти, имеет следующий состав:
При однократном разгазировании соответственно:
Газ, полученный при разгазировании поверхностных проб нефти:
Содержание в нефти светлых фракций вскипающих до 300 оС - 47,4 %
Температура насыщения нефти парафином, оС 25
Температура плавления парафина 51 - 59 оС.
Состав пластовой воды приведен в таблице 2.3.
Размещено на http://www.allbest.ru/
3. Анализ состояния разработки и фонда скважин
3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения
тектоника месторождение насосный эжекторный
В технологической схеме разработки 1982 г. (СибНИИНП) рассматривалось два основных конкурирующих варианта:
вариант 2 - площадная семиточечная система разработки, треугольная сетка 500х500 м (21,6 га/скв), соотношение добывающих и нагнетательных скважин 2,39, срок разработки 39 лет, максимальный уровень отбора 3,9 млн.т или 5,01 % от НИЗ для всего месторождения удерживается 10 лет.
Вариант 3 - блоковая трехрядная система разработки, сетка 500х500 треугольная, соотношение добывающих скважин к нагнетательным 3,1, срок разработки 48 лет, максимальный уровень добычи 3,4 млн.т (4,47 % от НИЗ) для всего месторождения удерживается 8 лет.
Рекомендовался к внедрению 2 вариант. ЦКР МНП (протокол 1022) утвердило тех. схему в качестве основы для проектирования обустройства. Для эксплуатации рекомендовалось рассмотреть более жесткую систему.
Пласт ЮВ1 на месторождении сильно расчленен, пропластки невыдержаны по площади, возможно наличие отдельных линз коллекторов. Также резко изменяются фильтрационные свойства между пропластками. Опыт разработки подобных объектов с применением площадных систем заводнения показывает, что при этом отмечается быстрое обводнение за счет прорыва закачиваемой воды по наиболее проницаемым пропласткам, что уменьшает охват заводнением. Многорядные (трех и более) блоковые системы разработки для таких объектов целесообразнее, т.к. они позволяют постоянно совершенствовать, улучшать систему воздействия - перенос нагнетания, наращивание интенсивности воздействия, организация заводнения на отдельные пропластки, а также осуществлять циклическое воздействие по отдельным блокам.
На месторождении по проекту опытной эксплуатации осуществляется разбуривание первоочередных участков по треугольной сетке размещения скважин 500х500 м. Завершается разбуривание участка в районе скв. 15р.
По согласованию объединений «Нижневартовскнефтегаз» и «Татнефть» было решено для всего месторождения применить трехрядную систему заводнения.
Поэтому при уточнении технологических показателей северной части месторождения был принят следующий вариант разработки:
схема размещения скважин по треугольной сетке с расстоянием 500х500 м между скважинами (21,6 га/скв);
система заводнения трехрядная, ориентация рядов субмеридиональное - поперек простирания структуры;
способ добычи нефти механизированный с начала разработки;
доведение соотношения добывающих скважин к нагнетательным к моменту разбуривания до 2,4 за счет закрытия блоков со стороны внешнего контура нефтеносности, дополнительного разрезания (при необходимости) эксплуатационных полос на блоки, близкие к квадратам, организации отдельных очагов на возможные линзы коллекторов и для дифференцированного воздействия на пропластки. Возможно также закрытие эксплуатационных полос (формирование блоков) через одну со стороны р. Обь с правобережья и в шахматном порядке с левобережья для возможности использования запасов нефти в подрусловой части. Возможность последнего предложения необходимо оценить после разбуривания месторождения и изучения его гидродинамической характеристики. Другими словами, интенсивность воздействия трехрядной системы доводится до уровня площадной семиточечной на момент завершения бурения и выхода на максимальный уровень добычи нефти. В дальнейшем интенсивность наращивается с целью удержания максимальной добычи нефти.
Резервный фонд скважин принят в размере 20 % от основного. Использование его предусматривается по следующим направлениям: дифференцированное воздействие по пропласткам, организация приконтурной и законтурной закачки для закрытия блоков, бурение добывающих и нагнетательных скважин на отдельные линзы коллекторов, на выявленные в процессе разработки застойные зоны, на дополнительное разрезание эксплуатационных полос. В число резервных включены специальные скважины (поглотительные).
Для улучшения нефтевымывающих свойств с начала разработки предусматривается закачка сеноманской воды в объеме не менее 0,2 порового объема.
Разработка месторождения ведется с 1986 года согласно «Технологической схеме разработки Покамасовского месторождения», составленной СибНИИНП и утвержденной ЦКР - протокол №1022 от 18.05.83 г и «Дополнительной записки к технологической схеме разработки», утвержденной ЦКР -протокол №1266 от 10.08.87 г, составленной вследствие раздела территории месторождения по производственной деятельности между п/о «Татнефть» и п/о «Нижневартовскнефтегаз».
Утвержденный вариант дополнения имеет следующие принципиальные положения и технологические показатели:
в разрезе месторождения выделен один эксплутационный объект - пласт ЮВ1(1),
размещением скважин по треугольной сетке 500х500 м,
общий проектный фонд 520 скважин (из них 297 добывающих, 124 нагнетательных, 84 резервных и 15 водозаборных),
проектный уровень добычи нефти - 1460 тыс.т/год,
проектный уровень добычи жидкости - 3885 тыс.т/год,
проектный уровень закачки воды - 5336 тыс.м3/год.
Исходные данные варианта разработки для уточнения показателей по северной части месторождения приведены в таблице 3.1.
Таблица 3.1 Основные исходные характеристики варианта разработки для уточнения показателей по северной части месторождения, пласт ЮВ1
Система размещения скважин, сетка МхМ
Плотность сетки скважин, 104 м2/скв
Коэффициент охвата процессом вытеснения
добывающих (забойное давление), МПа
нагнетательных (устьевое давление), МПа
Коэффициент использования фонда скважин
добывающих механизированных (ЭЦН и ШГН)
Коэффициент компенсации закачкой отбора
Охранная зона р. Обь - невозможно бурение скважин:
Использование сеноманской воды для ППД
достижение утвержденной нефтео т дачи
Таблица 3.2 Показатели разработки Покамасовского месторождения
Количество новых скв. на конец года
Добыча нефти из новых скв. Пред. г.
Суммарная добыча нефти из перешед. скв.
Добыча нефти из перешед. Скв. данного
Действ. фонд доб. скв. на конец года
Добыча нефти от начал. Извлек. запасов
Темп отбора от начал. извлек. запасов
Темп отбора от текущ. извлек. запасов
Средний дебит действ. скв. по нефти
Средний дебит действ. скв. по жидкости
По состоянию на 1.01.96 на месторождении пробурено 473 скважины, из них 253 д о бывающие, 166 нагнетательные и 54 прочие.
Фактический уровень добычи нефти - 438,8 тыс.т.
Накопленная добыча составляет 9218 тыс.т.
Покамасовское месторождение занимает площадь 8704,9 га, которая принадлежит Куль-Еганскому лесхозу.
3.2 Балансовые запасы нефти и растворенного в нефти газа
В 1986 году в связи с разграничением территории месторождения по прои з водственной деятельности между п/о « Нижневартовскнефтегаз » и п/о « Та т нефть » (протокол от 11.06.86 г) произведен раздел начальных извлекаемых з а пасов нефти и растворенного газа (акт от 4.12.86 г). Для п/о « Татнефть » , который впоследствии преобразовался в п/о « Лангепаснефтегаз » , начальные извлекаемые запасы нефти составляли: категория С1 - 35442 тыс.т, С2 - 4885 тыс.т.
По состоянию на 30.06.90 г на месторождении произведен пересчет запасов фирмой «Икар» г. Томск. В результате проведенных работ была осуществлена доразведка участков с запасами категории С2, уточнена линия выклинивания коллекторов продуктивного
Анализ работы технологии "Тандем" на Покамасовском месторождении НГДУ "Лангепаснефть" курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая работа по теме Предмет екологічного права Європейського Союзу
Реферат: Политическая обстановка на Ближнем Востоке после свержения режима С. Хусейна в Ираке
Контрольная работа: по Экономике недвижимости 2
Реферат: Финансовая отчетность и ее анализ на примере ООО АвиаКарго-Экспресс
Нормандское Завоевание Англии Реферат
Реферат: Англоговорящие страны культура и традиции
Реферат: Cold War Essay Research Paper Explain the
Курсовая работа: Роль финансовых отношений в международном экономическом сотрудничестве
Как Пишется Сочинение По Произведению
Сочинение Про Мою Семью 9 Класс
Курсовой Проект Технология Производства Колесного Диска
Курсовая Работа Мятная Сказка
Контрольные Работы По Истории Древнего Мира
Реферат: Баланс банка и принципы его построения
Сочинение Егэ По Русскому Гранин
Организация Работы Аптеки Курсовая
Реферат Альтернативные Источники Энергии
Курсовая работа по теме Бизнес-план издательского центра "Меон"
Реферат: Система ценностных ориентаций соременной молодежи
Курсовая Работа На Тему Теория Государства И Права
Типы материальных систем, их связь и соотношение - Биология и естествознание реферат
Зарождение эмпирического знания. Гипотеза Опарина о возникновении жизни - Биология и естествознание контрольная работа
Демографическая ситуация в Соединённых Штатах Мексики. Участие страны в международной миграции рабочей силы - География и экономическая география реферат