Совершенствование систем разработки нефтяного месторождения Кумколь. Курсовая работа (т). Геология.
⚡ 👉🏻👉🏻👉🏻 ИНФОРМАЦИЯ ДОСТУПНА ЗДЕСЬ ЖМИТЕ 👈🏻👈🏻👈🏻
Вы можете узнать стоимость помощи в написании студенческой работы.
Помощь в написании работы, которую точно примут!
Похожие работы на - Совершенствование систем разработки нефтяного месторождения Кумколь
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Скачать Скачать документ
Информация о работе Информация о работе
Нужна качественная работа без плагиата?
Не нашел материал для своей работы?
Поможем написать качественную работу Без плагиата!
.2 Характеристика геологического
строения
.3 Физические свойства нефти и газа
.1 Анализ текущего состояния
месторождения
.1 Проект разработки АЗГУ Спутник
принцип действия и назначение
.2 Принцип процесса работы установок
. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ, ОХРАНА ТРУДА
И ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
.1 Мероприятия по охране труда на
месторождении
.2 Мероприятия по охране окружающей
среды
В настоящее время минерально-сырьевой комплекс
Казахстана и его важнейшая составляющая - нефтегазовая индустрия вызывают со
стороны отечественных и зарубежных инвесторов повышенный интерес. И это не
случайно - по разведанным запасам углеводородного сырья республика входит в
десятку крупнейших нефтяных держав мира, уступая лишь отдельным государствам
Ближнего Востока, Латинской Америки, а также России и США. Доля Казахстана в
общемировых разведанных запасах углеводородов составляет по нефти 3,2% (4,8
млрд. т), а по газу - 1,5% (2,2 трлн. м3).
По объемам нефтедобычи Казахстан в настоящее
время занимает 18-е место в мире (и 2-е в СНГ) после стран Ближнего Востока,
России, Венесуэлы, Китая, Норвегии, Канады, Великобритании, Индонезии, Бразилии
и некоторых африканских государств. При этом следует отметить, что основными
потребителями углеводородов являются США, Япония, Китай, Корея, Индия и
европейские страны (60% мирового потребления).
Оценочный объем добычи нефти в 2010 году по
Республике составил 80 млн. тонн.
В перспективе, прогнозируемая добыча нефти в
Казахстане в 2015 году составит около 100 млн. тонн.
Такой дисбаланс между уровнем добычи и уровнем
потребления обуславливает лидерство на мировом энергетическом рынке
государств-экспортеров нефти.
Следует отметить (по данным 2009 года) наиболее
крупных нефтеимпортеров: Евросоюз -571 млн. тонн, Китай - 200млн. тонн. и
нефтеэкспортеров: Россия -248 млн. тонн, Иран- 118 млн. тонн, Ирак- 90 млн.
тонн, Казахстан - 68 млн. тонн, Азербайджан - 44 млн. тонн.
Таким образом, Казахстан, как и другие
страны-экспортеры, будучи нетто экспортером нефти, находится между двумя
крупнейшими рынками.
По итогам 2010 года на трех отечественных НПЗ
переработано -13,7 млн. тонн товарной нефти или 112,8% к 2009 году. Объем
производства нефтепродуктов по видам также вырос - с 7,3% до 31,1%. Из
указанного объема переработанной товарной нефти 6,1 млн. тонн товарной нефти
(44,5%) - это импорт из России, в основном на Павлодарский НПЗ ориентированный
на переработку западносибирской нефти.
В 2010 году обеспечена стабильность поставок ГСМ
на внутренний рынок, преодолены скачкообразные изменения в динамике цен, были
обеспечены дешевым топливом посевные и уборочные работы.
Министерством нефти и газа Республики Казахстан
разработана программа по реконструкции и модернизации перерабатывающих заводов,
которая предполагает активную реализацию многих высокотехнологичных мега
проектов в республике.
увеличить суммарную мощность
нефтеперерабатывающих заводов РК по переработке нефти до 17 млн. тонн в год;
обеспечить полную потребность РК
высококачественными нефтепродуктами, соответствующих требованиям стандартов
ЕВРО;
снизить выбросы загрязняющих веществ в
атмосферу, улучшить экологию;
создать механизм государственного регулирования
цен на социально чувствительные нефтепродукты, исключить непрогнозируемые
колебания цен на ГСМ;
вывести с рынка нефтепродуктов «посреднические
структуры», негативно влияющие на развитие конкуренции на данном рынке.
Программа будет завершена к концу 2014 года.
Сегодня реальные перспективы развития
нефтегазодобывающей отрасли Казахстана связаны, прежде всего, с шельфом Каспия.
По оценкам Министерства природных ресурсов Российской Федерации, наибольшим
нефтяным потенциалом на Каспии располагают Казахстан и Азербайджан. Кроме того,
по утверждениям азербайджанских нефтяных компаний, разведанные запасы
высококачественной нефти шельфа Азербайджана составляют 2,3 млрд. т. По
оперативным подсчетам Государственного комитета по запасам РК, запасы
составляют 4,8 млрд. тонн.
На первом этапе возникновения нефтедобывающей
промышленности из-за ограниченной потребности в нефти она добывалась из
небольшого числа месторождений, разработка которых не представляла сложности.
Основным способом добычи подъема нефти был на поверхность был самый простой -
фонтанный. Соответственно примитивным было и оборудование, применяемое для
добычи нефти.
На втором этапе потребность в нефти увеличилась,
а условия добычи нефти усложнились, возникла потребность добычи нефти из
коллекторов на больших глубинах из месторождений с более сложными
геологическими условиями. Возникло множество проблем, связанных с добычей нефти
и эксплуатированием скважин. Для этого были разработаны технологии подъема
жидкости газлифтным и насосным способами. Было создано и внедрено оборудование
для эксплуатации скважин фонтанным способом, оборудование для газлифтной
эксплуатации скважин с мощными компрессорными станциями, установки для
эксплуатации скважин штанговыми и бесштанговыми насосами, оборудование для
сбора, перекачки, разделения продукции скважин. Постепенно начало складываться
нефтяное машиностроение. Одновременно возникла быстрорастущая потребность в
газе, что привело к формированию газодобывающей промышленности, в основном на
базе газовых и газоконденсатных месторождений. На этом этапе промышленно
развитые страны начали развивать топливно-энергетические отрасли и химию за
счет преимущественного развития нефтегазовой промышленности. Данный этап
характеризуется резким усложнением добычи нефти и газа в современных условиях
для добычи нефти и газа в нужных количествах стало необходимым разрабатывать и
внедрять принципиально новые технологические процессы, для чего и создаются
машины и оборудование, о которых и пойдет речь в данном курсовом проекте.
. Совершенствование систем разработки нефтяного
месторождения Кумколь;
. Выбор оборудования АЗГУ «СПУТНИК»;
. Принцип действия и назначение АЗГУ.
Вся деятельность компании АО "Тургай
Петролеоум" по разведке и добыче осуществляется на территории 80 000 км2 в
Южно-Тургайском бассейне на юге Центрального Казахстана. В настоящее время у АО
"Тургай Петролеоум" 5 разведочных лицензионных территорий общей
площадью около 16 тыс. км2. Всего АО "Тургай Петролеоум" имеет долю в
11 месторождениях.
Как правило, продуктивные зоны месторождений
компании АО "Тургай Петролеоум" расположены на относительно небольшой
глубине - от 760 до 1830 м, а некоторые из недавно пробуренных скважин достигли
продуктивных слоев на глубине от 2300 м до 3550 м. Нефтеносные слои
месторождений АО "Тургай Петролеоум" имеют высокую пористость и
высокий уровень проницаемости, находящаяся в них нефть - легкая, малосернистая,
с плотностью от 37° до 44° по шкале API и содержанием серы менее 0,4%. Эти
благоприятные характеристики позволяют АО "Тургай Петролеоум"
разрабатывать свои месторождения, вести добычу и перерабатывать нефть при
низких затратах.
Месторождение Кумколь расположено в южной части
Тургайской низменности, ограничено географическими координатами 46025'-46034'
с.ш. и 65030'-65043' в.д. и административно входит в состав Жездинского района
Кызылординской области Республики Казахстан (рис.1).
Ближайшим населенным пунктами являются
железнодорожные станции Жалагаш (150 км), Жусалы (210 км), Карсакпай (180 км) и
пос. Сатпаев (250 км). Расстояния до областных центров г. Кызылорда и г.
Жезказган составляют 160 км и 290 км соответственно. На расстоянии 230 км к
востоку от месторождения проходит нефтепровод Омск-Павлодар-Шымкент, а в 20 км
к северо-востоку проходит ЛЭП Жусалы-Ленинск.
Непосредственно в районе расположения
месторождения местное население в летний период занимается отгонным
животноводством (для этой цели площадь передана в аренду Кызылординской
области). Район экономически слабо освоен. На площади месторождения имеются
только грунтовые дороги. Для обеспечения транспортной связи г. Кызылорда с
месторождением Кумколь, согласно утвержденной схеме развития района, ведется
строительство автодороги Кызылорда-Кумколь протяженностью 190 км.
В орографическом отношении площадь месторождения
представляет собой степь с абсолютными отметками рельефа 106-169 м над уровнем
моря.
Непосредственно территория месторождения Кумколь
приурочена к поверхности обширной древней озерной котловины в виде
неправильного овала вытянутой в субмеридиальном направлении. С северной и
восточной сторон котловина обрамлена плато обрамленными возвышенностями с
пологими склонами с северо-запада и с запада плато спускается в котловину в
виде крутого уступа.
В южной части, особенно в юго-западной части,
развита серия песчаных массивов эолового генезиса, самый крупный из которых
пески Арыскум, возвышающиеся над окружающей местностью на 10-15 м.
К югу от месторождения расположен песчаный
массив Арыскум, сложенный грядово-бугристыми полузакрепленными песками, и почти
полностью высохшее соленое озеро Арыс. В 15 км к западу находится чинк высотой
70-90 м, отделяющий низменную часть равнины от плато с отметками рельефа
200-250 м. К северу от площади низменная равнинная степь полого вздымается до
отметки рельефа 150-200 м, и на северо-востоке сочленяется с горной системой
Улытау.
Абсолютная отметка самой возвышенной части 240,1
м. Минимальная абсолютная отметка дна котловины 75,1 м. С плато в долину
спускается целый ряд сухих русел, самые крупные из которых (русло Аклит и
Терескенеске) приурочены к северо-восточному и юго-восточному склонам. Наиболее
пониженные участки котловины, как правило, заболочены, в них обнажается большое
количество родников и колодцев с пресной водой.
Рисунок - 1 Обзорная карта
месторождение Кумколь
.2 Характеристика геологического
строения
Литолого-стратиграфическая
характеристика.
Разрез месторождения Кумколь изучен
довольно хорошо, стратиграфическое расчленение осадочного комплекса,
залегающего на выветренной поверхности фундамента, освещено в ряде
производственных отчетов ЮКНРЭ и ГАО "Южнефтегаз" и научных
публикациях. С целью уточнения стратиграфической принадлежности разреза
продуктивных горизонтов проведены палеонтологические исследования в лаборатории
геологии закрытых регионов Института геологических наук им. Сатпаева НАН РК.
Разрез месторождения Кумколь представлен отложениями мезокайнозоя, залегающими
на глубоко выветрелой поверхности фундамента раннепротерозойского.
Гетерогенный фундамент
протерозойского возраста вскрыт более чем в 15 скважинах и представлен в
большинстве скважин серо-зелеными массивными гидрослюдистыми-каолинитовыми
глинами (кора выветривания), постепенно переходящими в выветрелые
кварц-биотитплагиоклазовые гнейсы. Лишь в скважине №3 вскрыты измененные
метасамотиты. Породы сильно дислоцированы и ожелезнены. Наибольшая вскрытая
толщина 245м. (скв.№2)
Отложения мезозой-кайнозоя в
пределах месторождения Кумколь расчленяются на два структурных подэтажа:
юрский-тарфогенный и мелпалеогеновый-платформенный.
В предыдущих работах юрские
отложения на структуре Кумколь расчленялись на дощанскую, карагансайскую,
кумкольскую (акшабулакскую) свиты.
Полученные новые данные о строении
Арыскумского прогиба позволили установить выклинивание (типа подошвенного
прилегания к фундаменту) отражающего горизонта ОГ-IY на южных и западных
крыльях Кумкольского поднятия, почти по всей площади которого ранее выделялись
карагансайская и дощанская свиты нижней-средней юры. Площадь Кумколь
представляла единственный участок прогиба, на котором данные свиты в своем
распространении по имевшимся представлениям выходят на территорию
горст-антиклиналей разделяющих грабен-синклинали.
Отражающий горизонт ОГ-IY,
являющийся наиболее ярким и динамически выраженным горизонтом, хорошо
увязывается с кровлей карагансайской свиты, поэтому его вклинивание на крыльях
структуры Кумколь не вызывает сомнений. Из вышесказанного следует, что
стратиграфическое расчленение средне-юрского разреза по Кумкольскому поднятию
сделано неверно и выделенные здесь отложения карагансайской и дощанской свит
должны быть отнесены к осадкам кумкольской свиты.
Кумкольская свита (J3km) залегает на
размытой поверхности фундамента и расчленяется на основе цикличности в
осадконакоплении на три подсвиты: нижне(J3km1)-средне(J3km2)- и
верхне(J3km3)-кумкольскую.
Общая толщина кумкольской свиты
изменяется от первых десятков метров на горст-антиклиналях до 500-650м в
грабен-синклиналях.
Кумкольская свита отличается низкими
электрическими сопротивлениями пород по сравнению с более древними породами. В
нижнекумкольской подсвите они составляют, в основном, 5-8 ом/м, в средне- и
верхнекумкольской подсвитах 2.0-3.5 ом/м, для водоносных коллекторов они
уменьшаются до 0.5-1 ом/м.
Возраст свиты по СПК Х и XI
относится к оксфордскому и кимериджскому ярусам верхнеюрского отдела. С
вышележащей преимущественно глинистой акшабулакской (ранее коскольской) она
связана постепенным переходом, что затрудняет определение ее кровли.
Акшабулакская свита (Jза)
расчленяется на нижнюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита сложена темно-серыми
и зеленовато-серыми
глинами и глинистыми алевролитами с
отдельными прослоями песчаника.
Верхняя подсвита сложена
пестроцветными (серыми, серовато-зелеными, коричневыми, фиолетовыми, желтыми)
глинами и глинистыми алевролитами с прослоями песчаника, количество которых
возрастает в верхней части разреза. Местами в толще глин встречаются горизонты
песчаника толщиной до 50 м, развитые локально и относимые к аллювиальным
русловым отложениям. Нижняя сероцветная подсвита распространена неповсеместно
(в грабен-синклиналях и в седловинах горст-антиклиналей). По корреляции
разрезов сероцветные и зеленоцветные породы переходят в пестроцветные,
залегающие на кумкольской свите.
Электрическое сопротивление пород
составляет 2-3.5 ом/м, уменьшаясь вниз по разрезу. Толщина свиты изменяется от
50-100 м на горст-антиклиналях до 950 м в грабен-синклиналях.
Возраст свиты по СПК XII относится к
волжскому ярусу верхнего отдела юры.
К этому подэтажу относятся отложения
мела и палеогена. Меловые отложения расчленены на нижний отдел в составе
даульской свиты, сероцветной терригенно-карбонатной толщи, карачетауской и
баймуратской свит, а верхний отдел в составе курганбекской, балапанской свит,
толщи красноцветов верхнего турона и нижнего коньяка, пестроцветов и сероцветов
сантона, сероцветов кампана и маастриха. Нижний отдел представлен, в основном,
континентальными отложениями, а верхний морскими и континентальными,
расчлененными по фауне и литологическим признакам, в частности, по окраске
пород. В практике поисково-разведочных работ сложилось упрощенное расчленение
меловых отложений, обусловленное, в основном, отсутствием реперов по ГИС для
более детального расчленения. Разрез мела расчленен на даульскую свиту неокома,
карачетаускую апта-нижнего-среднего альба, баймуратскую верхнего альба-сеномана
и нерасчлененные отложения турона-сенона. Даульская свита (K1d) расчленяется на
нижнедаульскую нижнего (KIпс1) и верхнедаульскую верхнего (КІпс2) неокома
подсвиты.
Нижнедаульская подсвита расчленяется
на два горизонта: нижний-арыскумский (К1а) и верхний (KІпc12).
Арыскумский горизонт (К1а)
представляет базальную толщу нижнего мела, с перерывом, стратиграфическим и
угловым несогласием, залегающую на отложениях верхней юры и фундамента
горст-антиклиналей, разделяющих грабен-синклинали. Он сложен в кровле и в
нижней половине песчано-аллювиальными и делювиальными отложениями, в подошве
которых выделяются тонкие гравийные пласты, в средней части красноцветными
глинистыми алевролитами. Толщина горизонта изменяется от 30-40 м до 123 м. В
кровле этого горизонта повсеместно прослеживаются отражающий горизонт Па.
Верхний горизонт нижнедаульской подсвиты представлен красноцветными глинами,
иногда алевролитистыми. Толщина горизонта изменяется от первых десятков в
бортах до 150 м. С кровлей его связан отражающий горизонт Па.
Арыскумский горизонт четко
выделяется по ГИС, имеет высокое (до 10-15 ом/м) электрическое сопротивление
при сопротивлении глин верхнего горизонта 1.5-2 ом/м, и высокие значения по
НГК.
Верхнедаульская подсвита
представлена красноцветными глинами, глинистыми алевролитами и
слабосцементированными песчаниками (песками). Последние преобладают в основании
подсвиты, развиты в ее средней части. В верхней части преобладают глины и
глинистые алевролиты с отдельными прослоями песчаника. Толщина подсвиты
изменяется от первых десятков до сотен метров. В кровле свита трассируется
ОГ-ІІІ.
Неокомский возраст даульской свиты
обоснован фауной остракод, определениями спор и пыльцы, находками костей
динозавров.
Карачетауская свита (К1кг)
представлена сероцветными, преимущественно песчаными отложениями, в основании
содержит горизонты гравелитов, в средней части слои темносерых глин, свита
обогащена растительным детритом. В ней найдены фораминиферы, указывающие на
накопление в прибрежно-морских и континентальных условиях. Толщина свиты 85-250
м. В распространении она уходит за пределы прогиба. В кровле свиты
прослеживается ОГ-П. Свита выделяется высокими (до 30-40 ом/м) электрическими
сопротивлениями и высокими значениями НГК.
Баймуратская свита (Ki-2a3-cm)
сложена пестроцветными глинистыми алевролитами, глинами со слоями песчаника,
развитыми преимущественно в ее средней части. Толщина свиты 50-150м. Она
выделяется более низкими электрическими сопротивлениями и значениями НГК,
повышенными ГК относительно карачетауской свиты и перекрывающих отложений
турона-сенона. Возраст определяет СПК.
Турон-сенон (K2-t-sn) представлен
пестроцветными в средней, сероцветными в низах и в верхней части преимущественно
песчаными морскими и континентальными отложениями толщиной 370-600 м.
Электрические сопротивления 6-20 ом/м.
Палеоген представлен карбонатными
песчаниками и алевролитами, серыми глинами палеоцена, толщей серых и
зеленовато-серых глин с горизонтом песчаного известняка в основании среднего
эоцена и пестроцветными глинами (20-30 м) олигоцена. Возраст палеоцена и эоцена
определен морской фауной континентального олигоцена - СПК. Толщина до 250 м.
Палеоген выделяется низкими (3-4 ом/м) электрическими сопротивлениями
карбонатных песчаников в основании разреза. Неоген-четвертичные отложения
развиты неповсеместно, в основном, во внутренней части Арыскумского прогиба,
представлены палевыми глинистыми алевролитами, суглинками, эоловыми песками
толщиной до 60м.
Месторождение Кумколь находится в
пределах Арыскумского прогиба Южно-Тургайской впадины, являющейся
северо-восточной частью Туранской плиты.
В пределах Арыскумского прогиба
выделяется пять линейно-вытянутых грабен-синклиналей рифтового происхождения,
разделенных между собой горстовыми поднятиями.
В структурном плане поднятие Кумколь
расположено в южной наиболее погруженной части Сорбулакского
горст-антиклинального выступа, разделяющего Акшабулакскую и Сарыланскую
грабен-синклинали Арыскумского прогиба.
В районе Кумкольского поднятия в
юрских отложениях по данным сейсморазведки прослеживаются две структурные
поверхности. Первая из этих поверхностей совпадает с IIIа -отражающим
горизонтом, приуроченным к кровле кумкольской свиты (на месторождении Кумколь
эта кровля Ю-1 продуктивного горизонта). Ко второй поверхности приурочен
III1а-отражающий горизонт, который совпадает с кровлей среднекумкольской
подсвиты верхней юры.
По кровле Ю-1 продуктивного
горизонта размеры поднятия составляют 19.0 х 8.0 км по изогипсе - 1200 м, при
амплитуде 120 м. Структура представляет собой вытянутую антиклиналь
северо-западного простирания, ограниченная с востока тектоническим нарушением.
По данным эксплуатационного бурения
восточное крыло антиклинали имеет более крутое погружение.
Структурные планы по IIIа и ІІІ1а-
отражающим горизонтам совпадают.
Толщина кумкольской свиты (от
поверхности фундамента до кровли Ю-1 горизонта) колеблется от 50 до 250 м.
Уменьшение толщины отложений кумкольской свиты происходит за счет примыкания к
воздымающей поверхности фундамента нижних частей разреза.
Толщина отложений Акшабулакской
свиты (глинистая часть разреза верхней юры) колеблется от первых десятков до
100 и более метров. Однако, утончение Акшабулакской свиты происходит сверху, в
результате регионального размыва в преднеокомское время.
В разрезе нижненеокомских отложений
четко прослеживается отражающий горизонт IIа, совпадающий с кровлей
Арыскумского горизонта (продуктивный горизонт M-I).
По IIа-отражающему горизонту
структура Кумколь представляет собой двухсводовую линейную антиклинальную
складку субмеридионального простирания со смещением к югу свода.
Размеры структуры составляют 14.5 х
4.5 км по изогипсе - 990 м, при амплитуде 40 м. Северный купол более пологий и
имеет амплитуду 30 м.
По данным эксплуатационного бурения
восточное крыло структуры (также как и по юрским горизонтам) имеет более крутое
погружение.
При сопоставлении структурных планов
меловых и юрских горизонтов, видно заметное выполаживание поверхностей меловых
горизонтов.
.3 Физические свойства нефти и газа
Общая площадь территории
месторождения Кумколь 23 143 га. Контрактная территория (территория отведенная
АО «Кумколь-ЛУКойл») - неразбуренная и не обустроенная северо-западная часть
месторождения Кумколь в координатах горного отвода. Площадь Контрактной
территории углеводородного месторождения Кумколь составляет 15 881 га.
Для Кумкольской нефти характерно
низкое содержание серы и асфальтенов, однако в ее составе присутствует 10-16 %
парафина, 6-10 % смол, 52-55 % асфальтенов, 20-28 % масел и механических
примесей, но по сравнению, например с Тенгизской нефтью Кумкольская нефть имеет
незначительное количество агрессивных компонентов, то есть в составе нефти
месторождения Кумколь в процентном соотношении доля сероводородов, углекислоты,
намного меньше чем в Тенгизской нефти.
.1 Анализ текущего состояния
месторождения
На месторождении пробурено 438
скважин, то есть 56,9 % от проекта (770 единиц). Из них на территории ОАО
"ХКМ" находится 308 скважин - 40,0 %, остальные 16,9 % или 130
скважин пробурены на территории АО "Тургай-Петролеум" (таблица 3).
Из 308 скважин (ОАО "ХКМ")
222 входят в эксплуатационный (добывающий) фонд, 62 - в нагнетательный, 2
скважины - газовые, 1 - разведочная, 3 - наблюдательные, 15 - водозаборных
скважин для ППД, 3 скважины - ликвидированные.
Из 222 скважин эксплуатационного
фонда дают продукцию 192, в бездействии - 25 скважин, 2 скважины - во временной
консервации, в освоении - 3.
По способам эксплуатации в действующем
фонде насчитывается 137 фонтанных и 55 механизированных скважин или 71,3% и
28,7% соответственно.
За I полугодие 1998 года введено из
освоения 11 скважин:
№№ 2066, 327, 2104, 320, 3027, 326,
4001, 329, 325, 324. Из них три скважины №№ 327, 3027, 329 находятся в
освоении. Из остальных скважин добыто 23714,5 тонн нефти, что составляет 2,38 %
от уровня общей добытой нефти за I полугодие.
Введено из бездействия прошлых лет
10 скважин: №№ 336, 2026, 404, 3009, 143, 2004, 302, 3056, 414, 400.
Дополнительная добыча составила 12820,5 тонн нефти или 1,28 % от общей добытой
нефти с начала года.
Введено из бездействия текущего года
за I полугодие б скважин. Дополнительная добыча по этим скважинам составила
7353,2 тонн нефти или 0,74 % от общей добычи (таблица 4).
На механизированный способ
эксплуатации (ШГН) переведено 12 скважин. После перевода из этих скважин
дополнительно добыто 29518,4 тонн нефти, что составляет 2,97 % от общей добычи
нефти за I полугодие (таблица 5). Также получена дополнительная добыча за счет
перестрела и дострела фонтанных скважин. Перестрел и дострел произведен всего
по б скважинам. Дополнительная добыча нефти получена из скважин № 3020, 2058,
2050 в количестве 5247,97 тонн.
На месторождении пробурено 438 скважин,
то есть 56,9 % от проекта (770 единиц). Из них на территории ОАО
"ХКМ" находится 308 скважин - 40,0 %, остальные 16,9 % или 130
скважин пробурены на территории АО "Тургай-Петролеум" (таблица 3).
Из 308 скважин (ОАО "ХКМ")
222 входят в эксплуатационный (добывающий) фонд, 62 - в нагнетательный, 2
скважины - газовые, 1 - разведочная, 3 - наблюдательные, 15 - водозаборных
скважин для ППД, 3 скважины - ликвидированные.
Из 222 скважин эксплуатационного
фонда дают продукцию 192, в бездействии - 25 скважин, 2 скважины - во временной
консервации, в освоении 3.
По способам эксплуатации в
действующем фонде насчитывается 137 фонтанных и 55 механизированных скважин или
71,3% и 28,7% соответственно.
За I полугодие 2010 года введено из
освоения 11 скважин:
№№ 2066, 327, 2104, 320, 3027, 326,
4001, 329, 325, 324. Из них три скважины №№ 327, 3027, 329 находятся в
освоении. Из остальных скважин добыто 23714,5 тонн нефти, что составляет 2,38 %
от уровня общей добытой нефти за I полугодие.
Введено из бездействия прошлых лет
10 скважин: №№ 336, 2026, 404, 3009, 143, 2004, 302, 3056, 414, 400.
Дополнительная добыча составила 12820,5 тонн нефти или 1,28 % от общей добытой
нефти с начала года.
Введено из бездействия текущего года
за I полугодие б скважин. Дополнительная добыча по этим скважинам составила
7353,2 тонн нефти или 0,74 % от общей добычи (таблица 4).
На механизированный способ
эксплуатации (ШГН) переведено 12 скважин. После перевода из этих скважин
дополнительно добыто 29518,4 тонн нефти, что составляет 2,97 % от общей добычи
нефти за I полугодие (таблица № 3). Также получена дополнительная добыча за
счет перестрела и дострела фонтанных скважин. Перестрел и дострел произведен
всего по б скважинам. Дополнительная добыча нефти получена из скважин № 3020,
2058, 2050 в количестве 5247,97 тонн.
Таблица - 3 Состояние фонда скважин
месторождения Кумколь
Таблица - 4 Динамика фонда скважин I объект
Динамика добычи нефти, попутного газа и попутной
воды
Таблица - 5 Основные показатели по добывающим
скважинам по объектам и месторождению за 2010г.
Динамика закачки воды и пластового давления
Таблица - 6 Основные показатели по
нагнетательным скважинам по объектам и месторождению за 2010г.
На I объекте проведены 34 замера пластовых
давлений по 28 скважинам и 66 замеров забойных давлений по 38 скважинам.
Сопоставление среднеарифметического значения
пластовых давлений по скважинам, замеренных в 1 полугодии 2010 года с данными
на конец 2009 года показывает снижение давления в следующих скважинах:
Таблица - 7 Сопоставление среднеарифметического
значения пластовых давлений по скважинам
Снижение пластового давления на 1.07. 2010 г. на
западной части залежи наблюдается в скв. № 9р, 1023, 3018, что, видимо, связано
с недостаточным объемом закачки в нагнетательную скважину № 1025.
В северо-восточной части залежи снижение Рпл
произошли в скв. № 10р. На скважину 10р закачка не оказывает влияния, так как
она находится в третьем ряду от нагнетательной скважины № 103.
На поддержание пластового давления в скважинах №
1005 и 1006 должны оказывать влияние нагнетательные скважины № 1002, 1009, но в
нагнетателную скв. № 1009 закачивается недостаточный объем технической воды.
В целом по месторождению недостаточный объем
закачки наблюдается в нагнетательных скважинах 24, 101, 102, 103, 1008, 1009,
1025. Из них скв. № 1008 работает в циклическом режиме. В остальных скважинах №
24, 101, 102, 103, 1009, 1025 необходимо увеличить объем закачиваемых вод.
За I полугодие текущего года недобор добычи
нефти по I объекту насчитывает 89.85 тыс. т. Одной из причин отставания отборов
от проектных показателей является не соответствие количества добывающих скважин
против проекта. По I объекту количество эксплуатационного фонда фактически
меньше на 14 ед. от проектного, а фактический действующий фонд скважин меньше
на 3 ед. от проекта.
низкий коэффициент компенсации отборов закачкой.
За I полугодие дефицит закачки по 1 объекту составил 282,8 тыс.м3.
Одним из факторов не позволяющим достижения
проектных уровней компенсации является отставание начала закачки от отборов
(закачка начата через 1.5 года после ввода месторождения в разработку).
.1 Проект разработки АЗГУ Спутник принцип
действия и назначение
Для контроля за разработкой месторождений на
каждой скважине необходимо замерять дебиты жидкости. Кроме того, следует знать
количество механических примесей в продукции скважин. Эти данные дают
возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом,
что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений.
Для измерения дебита применяют
сепарационно-замерные установки. Для измерения количества каждого компонента
продукции скважины сначала следует отделить их друг от друга, т.е. необходим
процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые
сепарационно-замерные установки.
Безопасный спуск скребка в скважину через
лубрикатор.
Для спуска дистанционных приборов и скребков в
скважины применяют лубрикаторы со специальным сальником, который состоит из
корпуса, двух уплотнений с буферной емкостью между ними, штуцера для отвода
просочившейся жидкости через нижнее уплотнение.
Скважина должна быть оборудована рабочей
площадкой с лестницей и перилами. Перила должны быть высотой 1,25 м с
продольными планками, расположенными на расстоянии 40 см друг от друга и бортом
15 см.
Специальный лубрикатор должен быть оборудован
самоуплотняющимся сальником, отводом с трехходовым краном и манометром.
1. Установить лубрикатор на восемь шпилек.
2. Заново прикрутить ловильную головку к
проволоке, если спуск скребка осуществляется через устьевой ролик или перед
этим пропустить проволоку через лубрикаторный ролик, зажимной болт и
сальниковый уплотнитель лубрикаторной головки.
3. После установки лубрикатора необходимо
проверить его на герметичность постепенным
Похожие работы на - Совершенствование систем разработки нефтяного месторождения Кумколь Курсовая работа (т). Геология.
Сочинение: Рецензия на рассказ В. П. Астафьева "Жизнь прожить"
Курсовая работа: Развитие и коррекция графо-моторных навыков у детей с ОНР. Скачать бесплатно и без регистрации
Сочинение Памятный День 1 Сентября
Реферат по теме Тропы и стилистические фигуры
Реферат по теме Алжир
Дипломная работа по теме Теории мышления в отечественной психологии
Реферат по теме Антон Иванович - белый генерал
Дипломная работа по теме Особливості самооцінки молодших школярів з різним рівнем навчальних успіхів
Сочинение По Литературе Родина
Доклад по теме Эликсиры Любви
Отчет По Учебной Практике Страховое Дело Заочное
Новые Производственные Технологии Реферат
Дипломные Работы Мади
Реферат: Забруднення навколишнього середовища по місту Коломия
Реферат: Велосипедный спорт. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат по теме Династии Ланкастеров и Йорков
Курсовая работа по теме Кримінологічна характеристика особистості злочинця-розбійника
Курсовая работа: Учет торговых операций на предприятии
Реферат На Тему М В Ломоносов
Преодоление Профессионального Выгорания Диссертация
Реферат: Наличный и безналичный расчет предприятий
исполнения является обращение взыскания на имущество должника . В отличие от
Сочинение: Молитва перед поэмой Вступление к поэме Братская гэс