Особенности проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай. Дипломная (ВКР). Геология.
👉🏻👉🏻👉🏻 ВСЯ ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ЗДЕСЬ ЖМИТЕ 👈🏻👈🏻👈🏻
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!
Похожие работы на - Особенности проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай
Нужна качественная работа без плагиата?
Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу Без плагиата!
Настоящая дипломная работа "Особенности проведения капитального
ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай" составлена по
фактическим материалам системы капитального ремонта скважин месторождения
Жетыбай.
Основной задачей моей дипломной работы является промывка скважин для
удаления песчаных пробок и сравнительный анализ эффективности прямой и обратной
промывки.
В данной работе кратко описаны следующие аспекты: характеристика
геологического строения месторождения; свойства и состав нефти, газа и воды;
запасы нефти и газа; анализ текущего состояния разработки; анализ структуры
фонда скважин и их текущих дебитов; методы борьбы с образованием песчаных
пробок; технология подземного и капитального ремонтов скважин; критический
анализ состояния качества работ при проведении КРС и ПРС в НГДУ
"Жетыбаймунайгаз"; работы при КРС по интенсификации добычи нефти;
промывка скважин для удаления песчаных пробок с технологической схемой;
эффективность применяемых способов промывки скважин; экономическая часть с
описанием по капитальным вложениям и эксплуатационным затратам по промыслу,
охрана труда и окружающей среды.
"Жетібай кен орнын игеру кезінде скважинаны күрделі жөндеудің
ерекшеліктері" атты дипломдық жұмысы Жетібай кен орнында
скважинаны күрделі жөндеудің нақты материалдары бойынша
құрастырылған.
Менің дипломдық жұмысымның негізгі мақсаты
скважинаны құм тығындарын жуу арқылы тазарту және
тіке жуу мен қарсы жуудың салыстырмалы анализі.
Осы жұмыста қарастырылған негізгі бөлімдер: кен
орнының геологиялық құрылысының сипаттамасы; мұнай,
газ және судың қасиеттері мен құрамы; кен орнын
игерудің бүгінгі таңдағы жағдайы; скважина
фондысы құрылымының анализі және олардың дебиті;
скважинаны құм тығынынан тазарту тәсілдері; мұнай
және газ өндіру тәсілдерінің сипаттамасы; скважинаны
жер асты және күрделі жөндеудің технологиясы; кен орнын
күрделі және жер асты жөндеу кезіндегі жұмыстардың
сапасы туралы анализ; скважинаны құм тығындарын жуу арқылы
тазарту тәсілдерінің өнімділігі; экономикалық бөлім;
еңбекті қорғау және қоршаған ортаны қорғау.
present degree work "Features of carrying out of major
overhaul of wells during development of Zhetybai deposit" is made on
actual materials of system of major overhaul of Zhetybai deposit.main aim of my
degree work is washing of wells for removal of sandy fuses and the comparative
analysis of efficiency of direct and indirect washing.this work briefly
following aspects are described: the characteristic of a geological structure
of a deposit; the properties and the structure of an oil, gas and water; oil
and gas reserves; the analysis of a current condition of development; the
analysis of a structure of the fund of wells and their current productivity;
the ways of resisting to sandy fuses formation; the characteristic of
parameters of ways of operation of a well; actions under the prevention and
struggle against complications at operation of wells; the technology of
underground and major overhauls of wells; the critical analysis of job quality
conditions during carrying out major overhaul and underground overhaul in NGDU
"Zhetybaimunaygas"; washing of wells for removal sandy fuses with the
technological scheme; efficiency of applied ways of washing of wells; the part
of economics describing capital investments and operational industry expenses,
health safety and environment.
.1
Характеристика геологического строения месторождения
.1.2
Коллекторские свойства продуктивных объектов
.1.3 Свойства
и состав нефти, газа и воды
.2.1 Анализ
текущего состояния разработки
.2.2 Анализ
структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических показателей
разработки
.2.3 Анализ
выработки запасов нефти из пластов
.2.4
Характеристика энергетического состояния залежи, режимы разработки
.2.5 Борьба с
образованием песчаных пробок
.3 Техника и
технология добычи нефти и газа
.3.1
Характеристика показателей способов эксплуатации скважин
.3.2 Мероприятия
по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин
.3.3
Технология подземного ремонта скважин
.3.4
Технология капитального ремонта скважин
.3.5
Критический анализ состояния качества работ при проведении КРС и ПРС в НГДУ
"Жетыбаймунайгаз"
.3.6 Работы
при КРС по интенсификации добычи нефти
.4.2 Промывка
скважин для удаления песчаных пробок
.4.3
Гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки
.4.3.1
Определение глубины установки промывочного устройства в глубиннонасосных
скважинах
.4.4.1
Исходные данные для проектировани
.4.4.3
Рациональное размещение скважин для расчетных вариантов
.2
Организационная характеристика НГДУ "Жетыбаймунайгаз" и организация
основного и вспомогательного производства
.3
Особенности организации труда и заработной платы в НГДУ "Жетыбаймунайгаз"
.4
Технико-экономические показатели и анализ разработки месторождения Жетыбай
.1 Опасные и
вредные факторы на предприятии
.2
Мероприятия по обеспечению безопасности труда
.2.1 Указания
мер безопасности при ремонте скважин 3.3
.3.1 Перечень
источников загрязнения
.3.2
Мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих веществ
.7
Промышленные отходы по НГДУ "Жетыбаймунайгаз"
Значение нефти и газа в народном хозяйстве страны возрастает с каждым
годом. Нефть и газ не только наиболее дешевые виды топлива, но и важнейшее
сырье для получения многих ценных химических продуктов. Именно поэтому
уделяется большое внимание быстрому развитию добычи нефти и газа - этих
важнейших и прогрессивных отраслей народного хозяйства страны.
На месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, к которым
относится и месторождение Жетыбай, повысить эффективность добычи нефти можно за
счет применения рациональных систем разработки месторождений, широкого
внедрения совершенных методов увеличения нефтеотдачи пластов, контроля и
регулирования процесса разработки.
Одной из наиболее востребованных услуг в нефтедобывающей и газодобывающей
промышленности является капитальный ремонт скважин.
Тщательно соблюдаемая технология капитального ремонта скважин позволяет
проводить комплекс подземных работ по восстановлению рабочего состояния скважин
с использованием технических элементов бурения. Также КРС включает в себя
работы по исследованию скважин, перевод скважин в другую категорию, ввод в
эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин, консервацию, ликвидацию и другие
работы, например, освоение, подготовка и промывка скважин.
Значительным резервом роста добычи нефти и газа является ввод в
эксплуатацию бездействующих скважин. Это мероприятие обеспечит нашей стране
дополнительно сотни тысяч тонн нефти и сотни миллионов кубических метров газа в
год.
Ряд бездействующих скважин нуждается в сложных восстановительных работах,
которые обычно выполняются цехами капитального ремонта.
Эксплуатация нефтяных месторождений с коллекторами из рыхлых
несцементированных пород, особенно песчаников, приводит к вымыванию пластовой
жидкостью из породы частиц песка, глин и образованию в стволе скважины песчаной
пробки. При перекрытии фильтра скважины пробкой приток жидкости уменьшается и
может вообще прекратиться. В связи с этим и возникает необходимость удаления из
скважины песчаных пробок.
Целью дипломного проета является промывка скважин для удаления песчаных
пробок на местрождении Жетыбай и сравнительный анализ эффективности прямой и
обратной промывки.
Месторождение Жетыбай расположено в западной части
полуострова Мангышлак и по административному подчинению входит в состав
Каракиякского района Мангистауской области Республики Казахстан.
Ближайшими к месторождению населенными пунктами как
показано на рисунке 1, являются поселок Жетыбай - 1 км и районный центр Курык -
60 км.
В орографическом отношении район представляет собой
обширное слабовсхолмленное плато, полого погружающееся в юго-западном
направлении. Отметки рельефа изменяются от 145 м до 170 м. Климат района резко
континентальный. Абсолютный максимум температуры воздуха плюс 47°C, абсолютный
минимум минус 35°С.
Среднегодовая температура воздуха плюс 10°С. Район
характеризуется сильными ветрами и пыльными бурями.
Преобладают ветры северо-восточного направления.
Глубина промерзания грунта не более одного метра.
Крупное многопластовое, нефтегазовое месторождение
Жетыбай было открыто в 1961 г.
В промышленную эксплуатацию месторождение вступило в
1969 г. В районе месторождения проходит железная дорога Актау-Жетыбай-Узень,
автодорога Актау-Жетыбай-Узень протяженностью 150 км.
Эксплуатационное бурение на месторождении Жетыбай было
начато после составления в 1969 г. технологической схемы разработки наиболее
глубокозалегающих залежей XI, XII и XIII горизонтов [5].
На месторождении Жетыбай бурением вскрыты мезокайнозойские отложения
толщиной около 3000 м, от неогеновых до триасовых как показано на рисунке 2.
Установлена нефтегазоносность в отложениях ааленского, байосского, батского,
келловейского ярусов среднеюрского и верхнеюрского отделов [10].
Рисунок 2 - Литолого-стратиграфический разрез Жетыбайского месторождения
Месторождение приурочено к крупной антиклинальной складке субширотного
простирания, по поверхности I продуктивного горизонта размеры ее 22×6 км при амплитуде 65 м как показано
на рисунках 3 и 4. Структура довольно пологая, с глубиной углы падения пород на
крыльях увеличиваются от 2,5˚ до 5˚. В присводовой части структуры, в
пределах довольно широкого свода обособляются два куполовидных поднятия,
разделенные небольшим прогибом глубиной порядка 10м, который оказывается
достаточным для контролирования ряда залежей в пределах юрского продуктивного
разреза.
1.1.2 Коллекторские свойства продуктивных объектов
В разрезе месторождения Жетыбай вскрыты: 1 газовая, 12 нефтяных и 13
нефтегазовых залежей [6].
В верхней части продуктивной толщи (горизонты Ю-I-VI) наряду с хорошим
расчленением на горизонты, как правило, имеют развитие отдельные пласты
коллекторы. В горизонтах прослеживается 3-6, иногда до 10 пластов-коллекторов,
разделенных глинистыми прослоями. Иногда толщина пластов-коллекторов достигает
20-30 м, образуя песчаные пачки.
Средняя часть продуктивной толщи, приуроченная к байосскому ярусу,
характеризуется преобладанием глинистых пород и имеет более сложное строение,
выражающееся в частом замещении песчаных пластов глинистыми разностями.
Пласты-коллекторы разобщаются не только по вертикали, но и по площади
месторождения. Поэтому в отличие от верхней части разреза для этой толщи
характерно наличие резервуаров, имеющих ограниченное распространение на
отдельных участках структуры.горизонт представлен чередованием песчаников,
алевролитов и глин общей толщиной от 58 м до 76 м. Средняя толщина 70 м.
В разрезе выделены два пласта. Залежь пластовая, сводовая, нефтяная с
подошвенной водой.
Коэффициент распространения - 0,95, коэффициент слияния - 0,11. Размеры
нефтяной залежи XII горизонта 19,4×5,2 км.
Рисунок 3 - Структурная карта по кровле VIII продуктивного горизонта
месторождения Жетыбай
Рисунок 4 - Геологический разрез VIII продуктивного горизонта
месторождения Жетыбай по линии I-I
горизонт отделяется от вышележащего горизонта глинистым разделом
мощностью порядка 4-17 м. Горизонт представлен монолитной толщей
песчано-алевролитовых пород с маломощными непроницаемыми разностями, имеющими
подчиненное значение. Общая мощность горизонта 150-160 м. Глубина залегания
2410-2450 м. Коллектор хорошо выдержан по размеру и по площади и
характеризуется повсеместным распространением. Залежь пластовая, сводовая,
нефтегазовая с подошвенной водой. Коэффициент распространения - 1, коэффициент
слияния равен - 0,11. Размеры газовой шапки 6,2×2 км, нефтяной части 7,5×3,2 км.
Горизонты, приуроченные к нижней части продуктивной толщи (XII, XIII
горизонты) характеризуются развитием мощных монолитных песчаных пачек.
Глинистые породы прослеживаются в виде небольших по толщине слоев, либо в
виде отдельных линз, которые не являются литологическими экранами для залежей
нефти и газа. Значения пласта, характеризующего продуктивность горизонтов
представляется на примере VIII горизонта в таблице 1.1.
Коллекторами в юрской продуктивной толще месторождения служат
песчано-алевритовые породы. На основании установленных закономерностей
изменения глинистости и песчанистости выделяются две пачки коллекторов: верхняя
келловей-байосская (Ю-I - Ю-XI горизонты) и нижняя ааленская (Ю-XII, Ю-XIII
горизонты). Пласты-коллекторы верхней пачки представлены песчаниками
мелкозернистыми и алевролитами, нижней пачки - преимущественно среднезернистыми
песчаниками, а в Ю-XIII горизонте развиты и крупнозернистые песчаники.
Таблица 1.1 - Общие показатели VIII горизонта
плотность нефти в пластовых
условиях в поверхностных условиях
плотность воды пластовой
закачиваемой
пластовое давление
начальное текущее
давление насыщения нефти
начальное текущее
Особенности литологического строения предопределили развитие гранулярных
коллекторов порового типа, емкостные и фильтрационные свойства которых
обусловлены системой межзерновых пустот размерами от 2мкм до 18,6мкм.
Изучение физических свойств и нефтенасыщенности коллекторов проводились
по керну в лабораторных условиях и по ГИС. Проанализировано более 4000 образцов
керна, произведена оценка пористости, нефтенасыщенности и проницаемости
коллекторов более чем в 1500 скважинах.
Пористость коллекторов закономерно убывает от верхних горизонтов к
нижним. Средние значения проницаемости пород коллекторов изменяются без
какой-либо закономерности. Средние значения проницаемости, определенные по
керну несколько ниже, чем по ГИС. Это объясняется различием объектов
исследования: по керну проницаемость определяется небольшого образца породы, а
по ГИС оценивается средняя проницаемость пласта-коллектора. Как видно из
таблицы 1.2, средние значения проницаемости по основной части разреза не
превышают 150×10-3 мкм 2 .
Таблица 1.2 - Характеристика параметров горизонтов
Начальная
нефтегазонасыщенность, доли ед.
К настоящему времени на месторождении установлено 26 залежей нефти и газа
промышленных категорий [5]. Эти залежи различаются по размерам, запасам,
характеру насыщения, типу ловушки. Высота залежей существенно отличаются от
нескольких метров, по небольшим залежам в Ю-VII горизонте, до 111 м по залежи
Ю-X горизонта как показано в таблице 1.3. Максимальными высотами, близкими к
амплитуде структуры, характеризуются наиболее крупные залежи Ю-X и Ю-XII
горизонтов, в то время как, залежи имеющие высоты порядка 10 м связаны с
небольшими куполами, осложняющими западную и восточную части поднятия.
По типу природного резервуара большая часть залежей относится к пластовым
сводовым и только залежи нефти в Ю-XIII, Ю-XII, Ю-VII и Ю-IV горизонтах
являются массивными, по всей площади подстилаемые водой. Массивные залежи
приурочены к небольшим осложнениям структуры, за исключением Ю-XIII и Ю-XII
горизонтов, которые содержат наиболее крупные по размерам залежи нефти.
Юрские продуктивные горизонты достаточно уверенно прослеживаются по
площади месторождения. Большинство горизонтов имеют толщину 50-70 м, несколько
меньшими толщинами 15-30 м характеризуются Ю-II, Ю-III, Ю-IX горизонт.
Исключение составляет песчаная пачка Ю-XIII горизонта толщина, которой
достигает 150-160 м. Продуктивные горизонты отделяются друг от друга глинистыми
пачками толщиной от 5 м до 20 м. Эффективные толщины подвержены значительным
изменениям, что связано с высокой неоднородностью коллекторов, резкой
изменчивостью их емкостно-фильтрационных свойств, вплоть до полного замещения
непроницаемыми породами.
Таблица 1.3 - Характеристика продуктивных горизонтов
Результаты детального изучения строения продуктивной толщи,
статистические ряды распределения проницаемости, из которой следует, что
наибольшее количество определений приходится до 150×10-3 мкм2 приведены в таблице 1.4.
Таблица 1.4 - Статистические ряды распределения проницаемости
По данным геофизических
исследований
По данным лабораторного
изучения кернов
.1.3 Свойства и состав нефти, газа и воды
Контроль над физико-химическими свойствами нефти в пластовых и
поверхностных условиях месторождения Жетыбай выполнялся КазНИПИнефть, начиная с
периода разведки до 1996 г. В 1992 г. были обобщены все материалы по
исследованию свойств пластовой нефти, по результатам изучения кондиционных
глубинных проб более чем в 60 скважинах, выполненных в период с 1984 по 1991
гг. За период с 1997 по 2003гг. имеется информация о составе, свойствах нефти и
газа по результатам исследования глубинных проб нефти из скважин 2780 (Ю-Х) и
1318 (Ю-VIII), выполненного ЗАО "НИПИнефтегаз" в 2000 г.
Начальная оценка параметров пластовой нефти по горизонтам и зависимость
между параметрами и условиями залегания были получены по результатам
исследований большого количества проб, отобранных на стадии разведки и опытно
промышленной эксплуатации месторождения. Особенность геологического строения
месторождения отразилась на свойствах нефти. Пластовое давление над давлением
насыщения было невелико, а на своде залежей давление насыщения, как правило,
было равно пластовому. Известно, что в процессе разработки нефтяных
месторождений в результате изменения пластового давления, пластовой температуры
и внедрения в залежи вытесняющих агентов, отличающихся от пластовых по
физико-химическим свойствам, нарушается термодинамическое равновесие пластовой
системы. Эти изменения отражаются на свойствах добываемой нефти и газа -
изменяется газонасыщенность нефти, вязкостно-плотностная характеристика, состав
нефти и добываемого нефтяного газа.
За последние годы были исследованы пробы, отобранные с разных горизонтов.
Сопоставление их с начальной характеристикой нефти свидетельствует о
происшедших изменениях в основных свойствах дегазированных нефтей как показано
в таблице 1.5. В первую очередь это касается вязкостно-плотностной
характеристики и содержания асфальто-смолистых веществ.
Контроль над составом нефтяного газа проводился по пробам газа,
отобранным на групповых сепарационных установках и по пробам однократного
разгазирования нефти.
Газ, отбираемый на групповых сепарационных установках, представляет собой
газ 1 ступени сепарации нефти и его состав характеризует товарные качества
подаваемой на переработку газа как показано в таблице 1.6.
Разрез Жетыбайского месторождения подразделяется на два
гидрогеологических этажа - меловой и юрский. В процессе опробования скважин
пластовые воды получены из среднеюрских, верхнеюрских и меловых отложений. Воды
аптских и барремских горизонтов, в основном, сульфатно-натриевого типа, а воды
готерив-воланжинских отложений хлор-кальциевого. Давление насыщения пластовых
вод колеблется от 82 атм. до 320 атм. Приведенные напоры пластовых вод
изменяются от 130 м до 190 м. На основании изучения изменения напоров вод по
площади было выявлено, что движение пластовых вод осуществляется с севера на
юг. В гидрогеологическом отношении выявленные залежи приурочены к единой
водонапорной системе.
Таблица 1.5 - Месторождение Жетыбай. Динамика средних значений плотности,
динамической вязкости, содержание а.с.в. и парафина
динами ческая вязкость при
50 оС, мПа*с
динами ческая вязкость при
50 оС, мПа*с
динами ческая вязкость при
50 оС, мПа*с
динамическая вязкость при
50 оС, мПа*с
динамическая вязкость при
50 оС, мПа*с
Таблица 1.6 - Месторождение Жетыбай. Компонентный состав нефтяного газа
по групповым сепарационным установкам по состоянию на 01.07.06г.
За период прошедший после утверждения запасов нефти и газа в ГКЗ СССР в
1970 г. запасы пересчитывались дважды. В 1980 г. запасы нефти и газа были
пересчитаны, так как к тому времени на месторождении было пробурено более 700
скважин. Дополнительный материал позволил уточнить геологическое строение
залежей. К тому же в этот период, составлялся проект разработки по
месторождению и для него были необходимы новые сведения о залежах и запасах. В
1981 г. запасы были утверждены на ЦКЗ Миннефтепрома.
нефть
скважина промывка пробка
В 1992 г. была произведена переоценка запасов нефти и газа, когда на
месторождении было пробурено уже более 1200 скважин, информация по которым в
ряде случаев привела к заметным изменениям эффективных толщин и других
подсчетных параметров. Новые данные по опробованию и эксплуатации скважин
уточнили представление о распределении нефти и газа в продуктивном разрезе.
Однако основная цель пересчета запасов нефти заключалась в изучении их
структуры по параметрам, влияющим на выработку запасов нефти. Запасы нефти и
газа были утверждены в 1995 г. в ЦКЗ Государственной холдинговой компании
"Мунайгаз" (протокол №5 от 13 марта 1995 г.), которые находятся в
настоящее время на балансе ОАО "Мангистаумунайгаз" и приведены в
таблице 1.9. Запасы нефти утверждены по промышленной категории (А, В, С1). В
таблице 1.7 представлены запасы свободного газа и газа газовых шапок.
Наиболее важной характеристикой структуры запасов нефти, определяющих
рациональную разработку месторождения является проницаемость, так как с этим
параметром связана продуктивность коллекторов, а следовательно и участие
запасов в выработке. В работе обоснованы три диапазона проницаемости
коллекторов, к которым приурочены запасы нефти: менее 50×10-3 мкм 2
(трудноизвлекаемые), 50-300×10-3 мкм 2 (активные), и
более 300×10-3 мкм 2 (высокопродуктивные). В таблице 1.8
приведена структура запасов нефти по проницаемости, из которой видно, что
четверть запасов нефти содержится в низкопроницаемых коллекторах, а три
четверти относятся по этому параметру к активным, в том числе 14% приходится на
высокопродуктивные коллекторы. Запасы нефти представлены по зонам различного
характера насыщения, из которой следует, что половина всех запасов нефти
находится в нефтяных зонах, 38% сосредоточены в нефтеводяных и только 11%
запасов сосредоточено в подгазовых зонах. Такое соотношение говорит о
возможности активной выработки большей части запасов нефти двухфазных залежей.
Таблица 1.7 - Запасы природного газа
Начальные геологические
запасы газа, млн. м3
Таблица 1.8 - Структура геологических запасов по проницаемости
Начальные геологические
запасы по зонам проницаемости, тыс. т.
Таблица 1.9 - Запасы нефти и растворенного газа числящиеся на балансе ОАО
"Мангистаумунайгаз"
Начальные геологические
запасы нефти, тыс. т. (по зонам насыщения)
Начальные извлекаемые
запасы нефти, тыс. т
Начальные Запасы
растворенного газа, млн. м 3
Трудноизвлекаемые
Геологические запасы нефти, тыс. т
.2 Система разработки месторождения
.2.1 Анализ текущего состояния разработки
В промышленную эксплуатацию месторождение Жетыбай вступило в 1969 г.
Действующим проектным документом, согласно которому в настоящее время
осуществляется промышленная разработка месторождения, является "Уточненный
проект разработки месторождения Жетыбай", составленный КазНИПИнефть и
утвержденный ЦКР МНП в 1984 г. В 1989 г. с учетом сложившегося состояния
разбуривания объектов КазНИПИнефть было проведено уточнение проектных
показателей разработки месторождения на период 1989-2005 гг., которые были
утверждены ЦКР МНП.
В 1992 г. по результатам пробуренных к этому времени 1250 скважин
институтом КазНИПИнефть была выполнена работа по изучению и уточнению
геологической характеристики продуктивных залежей. Согласно этим исследованиям
уточненные величины начальных балансовых запасов нефти составили 333,152 млн.
т., что на 9% меньше принятых в проекте [5].
Месторождение характеризуется двумя периодами активного разбуривания. В
начальный период 1970-1980 гг. при темпах бурения 55-80 скв/год были введены в
разработку Ю-XIII, Ю-XII, Ю-X и Ю-VIII горизонты. Второй период 1986-1990 гг.
связан с внедрением Решений Управления разработки проекта (1984 г.) - вводом в
разработку Ю-Vаб, Ю-Vв+VI, Ю-IX горизонтов и дальнейшим разбуриванием Ю-XII и
Ю-X горизонтов. Темп бурения достиг 117 скважин в 1988 г. С начала 90-х годов
темпы бурения снижаются от 38 до 8 скважин в 1994-1995 гг. и прекращаются в
1998 г.
На месторождении Жетыбай в промышленной разработке находятся 11 объектов.
По состоянию на 01.07.2006 г. на месторождении отобрано 62,690 млн. т. нефти,
109,3 млн. т. жидкости и 9136 млн. м³ газа. От утвержденных извлекаемых
запасов нефти месторождения отобрано 48,6%, нефтеотдача составила -18,8%. В
пласты закачано -186306,3 тыс. м³ воды, в том числе: холодной -
177041,3 тыс. м³; горячей 9265 тыс. м³.
С начала разработки месторождения отборы нефти
характеризуются тремя периодами роста и снижения добычи. Первый период -
1967-1984 гг., второй период охватывает 1984-1998 гг., третий - с 1998 г. по
01.07.2006 г. как показано на рисунке 5.
Первый период характеризуется достижением
максимального уровня годовой добычи нефти в 3,9 млн. т., который поддерживался
на протяжении двух лет (1972-1973 гг.), затем на протяжении трех последующих
лет (1974-1976 гг.) стабильной добычей нефти в 3,4-3,6 млн. т. Это
обуславливается бурением новых скважин, активной эксплуатацией и последующим
истощением базового и наиболее продуктивного горизонта Ю-ХII, по которому в
период 1972-1977 гг. обеспечивался 50-90% годовых отборов нефти месторождения.
Стабилизация добычи в 1974-1976 гг. связана с вводом в разработку Ю-ХШ горизонта
и отдельных, наиболее продуктивных участков залежей Ю-V, Ю-VIII, Ю-Х1
горизонтов, что не скомпенсировало дальнейшее снижение добычи по Ю-ХII
горизонту. С 1977 г. добыча нефти снижается с 3,1 млн.т. до 1,2 млн. т. в 1984
г.
Динамика добычи жидкости аналогична динамики добычи
нефти, но характеризуется большим периодом стабильной добычи на протяжении
шести лет с 1973 по 1978 гг., и амплитуда снижения значительно меньше (43% от
максимального), чем по нефти (69%).
Во втором периоде разработки реализовывались проектные
решения 1984г. по дальнейшему разбуриванию и обустройству месторождения. В 1989
г. достигнут максимальный уровень добычи нефти за этот период в 1,8 млн. т. С
1988 г. по 1990 г. отборы нефти держались на уровне 1,7-1,8 млн. т. В этот период
были введены в разработку Ю-Vаб, Ю-Vb+VI, Ю-IХ горизонты и дальнейшее
разбуривание Ю-VIII, Ю-X, Ю-ХII горизонтов, обустройство скважин и другие
мероприятия по активной разработке месторождения.
После составления проекта (1985-1989 гг.) наблюдается
небольшое увеличение фактических отборов нефти. В дальнейшем в период 1991-1998
гг. по месторождению наблюдается монотонное снижение добычи нефти 13-21% в год.
Рисунок 5 - График разработки VIII продуктивного горизонта месторождения
Жетыбай
Аналогичная картина просматривается с отбором жидкости
- снижение в 4,5 раза с 1991 г. по 1998 г., при снижении отборов нефти в 3,9
раза.
Первым двум периодам соответствует и динамика бурения
скважин: в первый период разработки были введены в разработку горизонты -
Ю-VIII, Ю-Х, Ю-ХII, Ю- XIII при темпе бурения 55-80 скв/год. Во втором периоде
темп бурения достигает 117 скв/год в 1988 г., и с начала 90-х годов темпы
бурения снижаются с 38 до 8 скв/год (1994-1995гг.), и прекращаются в 1998 г.
Третий период разработки месторождения характеризуется
стабильным уровнем отбора нефти 0,38-0,45 млн. т. (1998-2000 гг.) и дальнейшим
постепенным ростом добычи нефти до 1,147 млн. т. в 2005 г. За первое полугодие
2006 г. отобрано 595,5 тыс. т. нефти. Увеличение добычи нефти связано с
интенсивным проведением на месторождении геолого-технических мероприятий по
увеличению производительности скважин, по работе с бездействующим фондом.
Стабильный отбор жидкости совпадает с отбором нефти
(1998-2000 гг.) и дальнейшее увеличение при практической неизменной
обводненности 45-54%.
.2.2 Анализ структуры фонда скважин и их текущих дебитов, технологических
показателей разработки
Характеристика фонда скважин по горизонтам и в целом по месторождению
представлена в таблице 1.2.2.1. Как видно из таблицы, наибольшее количество
скважин приходится на шесть объектов - Ю-Vаб, Ю-Vв-VI, Ю-VIII, Ю-IX, Ю-X и
Ю-XII, где пробурено около 93% из всего фонда. Движение фонда в процессе
эксплуатации также происходит в основном между этими объектами. К настоящему
времени общий эксплуатационный фонд по выше перечисленным объектам составляет
96% фонда месторождения.
С 1997 г. механизированным способом в целом по месторождению было добыто
4,1 млн. т. нефти, или 99,8% от общей добычи. Основную долю отборов из них
обеспечил глубиннонасосный способ добычи (4,1 млн. т.). За счет фонтанирования
скважин добыто всего 7,8 тыс. т. Наибольшей добычей нефти механизированным
способом характеризуется Ю-VIII горизонт, по которому было отобрано в период с
1997 г. около 1 млн. т. нефти, что составляет 99,6% от общей добычи по
горизонту.
Суммарный отбор нефти при помощи винтовых насосов составил всего 9,2 тыс.
т.
Количество скважин с дебитами нефти менее 5 т/сут составляет 65% от
действующего фонда, при среднем дебите по нефти и жидкости 4,6 т/сут и 11,0
т/сут соответственно. Количество скважин дающих безводную продукцию-1, с
обводненностью более 90% - 19 скважин. Средняя приемистость характеризуется как
наиболее высокая по сравнению с другими объектами и составляет 186,4 м3/сут,
50% действующего фонда имеет приемистость более 200 м 3 /сут.
На месторождении по состоянию на 01.01.2006 г. общий фонд пробуренных
скважин составляет всего 1500, в том числе добывающих - 1285 и нагнетательных -
215. За время разработки месторождения было ликвидировано 254 скважин, в том
числе из добывающего фонда 158 и нагнетательного - 96 как показано на рисунке
6.
Коэффициент эксплуатации в целом за 2004 г. по месторождению составил
0,879, из них по добывающим скважинам 0,870 и 0,925. Эффективность
использования эксплуатационного фонда в целом по месторождению составил 51%, из
них 56,6% по добывающим и 33,8% по нагнетательным скважинам.
На месторождении по состоянию на 1.01.2006
Похожие работы на - Особенности проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай Дипломная (ВКР). Геология.
Реферат: Алкадиены. Каучук
Профессиональная И Должностная Карьера Реферат
Реферат: Гендерные исследования в лингвистике
Курсовая работа по теме Криптографический алгоритм шифрования Хаффмана, его реализация в виде приложения
Курсовая работа по теме Понятие о системе методического обеспечения социально-культурной деятельности
Сочинение по теме Кобо Абэ. Чужое лицо
Дневник Преддипломной Практики Доу
Курсовая работа по теме Технология лесоперерабатывающих цехов
Курсовая работа: Современные возможности дактилоскопических исследований
Реферат: Power Authority And Corruption In Macbeth Essay
Доклад по теме Висцеральный сифилис
Контрольная Работа На Тему Основные Задачи И Функции Логистики
Реферат по теме Христианская мысль перед тайной личности
Реферат: Правила психологического консультирования. Скачать бесплатно и без регистрации
Медицинская Реабилитация Реферат Заключение
Реферат: Counselors Essay Research Paper INTRODUCTIONAccording to the
Практическая Форма Социальной Работы
Реферат по теме Комплексная географическая характеристика Ставропольского края
Любовь В Наше Время Сочинение
Курсовая работа: Совершенствование технологии ремонта испарителей бытовых холодильников
Похожие работы на - Создание механики стратегии в реальном времени
Реферат: Понятие и сущность права, определение права
Похожие работы на - Концепция устойчивого развития