Нефтяное месторождение Жанажол

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1 Общий обзор месторождения Жанажол

1.1 Стратиграфия

1.2 Тектоника

1.3 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

1.4 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

2 Технико-технологическая часть

2.1 Газлифтная эксплуатация добывающих скважин на месторождении Жанажол

2.2 Критерии подбора скважин на газлифтный способ эксплуатации и выбор оптимального режима работы скважин

2.3 Эксплуатация скважин компрессорным газлифтом (кгл) на месторождении Жанажол

Введение

Казахстан - крупная нефтяная держава. По геологическим запасам он занимает второе место в СНГ (на первом Российская Федерация) и десятое место в мире. Однако из 164 открытых месторождений углеводородного сырья в разработке находятся только 58. При эффективной эксплуатации всех месторождений Казахстан по своему нефтяному потенциалу достигнет Ирака, Кувейта, Ливии, Объединенных Арабских Эмиратов, которые считаются крупнейшими нефтеэкспортирующими странами.

Ещё в древние времена жители западных регионов Республики знали о местах и о некоторых свойствах нефти. Они собирали нефть из неглубоких ям и лечили кожные заболевания животных, смазывая ею пораженные лишаем участки тела.

К 1899 году на месторождении Карагунгул пробурена 21 скважина с глубиной от 38 до 275 метров. Со скважины №7 глубиной 40метров получен первый нефтяной фонтан с суточным дебитом 22-25 тонн, положившим начало развитию нефтяной промышленности в Казахстане.

Большая часть Актюбинской области располагается в пределах восточного борта Прикаспийской впадины, где поисково-разведочные работы на нефть имеют более чем 70 летнюю историю. Первые нефтяные месторождения в надсолевом комплексе отложений Шубар-Кудук и Джаксымай были открыты соответственно в 1931 и 1933 годах.

Развитие полевой геофизики и рост технической оснащённости бурения позволили в 60-е годы развернуть детальное изучение геологического состояния этого района, перспективная площадь в отношении нефтегазоносности составляет более 100 тыс. кв. км.

Надсолевой комплекс месторождения Кенкияк открыт в 1959году и находится в разработке с 1966 года. Нефть высоковязкая с наличием песка.

Ярким событием в развитии нефтегазовой отрасли Казахстана является открытие в 1979 году и освоение в 1991 году Тенгизского месторождения, за счет которого предусматривается обеспечить запланированный на перспективу прирост добычи углеводородного сырья. На базе этого уникального месторождения создано совместное предприятие с американской фирмой «Шеврон» - «Тенгиз-Шевройл». Здесь вместе с Королевским месторождением извлекаемые запасы составляют более 1 млрд. т.

Настоящей нефтяной академией стало освоение- первого подсолевого комплекса - Жанажольского месторождения, открытого в 1978 году в Актюбинской области и введенного в эксплуатацию в 1983 году. Это первое месторождение с содержанием сероводорода и углекислого газа до 6% объёмных каждого, парафина до10%, с большим газовым фактором.

В 1995 году было освоено месторождение Матин, где в 1996 году планировалось сдать в эксплуатацию 55 нефтяных скважин и 10 скважин для закачки воды.

Геологоразведчиками открываются все новые и новые месторождения нефти и газа. Только в 1995 году АО «Акбота» проводилась разведка на площадях Айтыртау, мырзалы, восточный, кемерколь, было открыто месторождение нефти Тобеарал в междуречье Урал-Волга, получен прирост запасов на площадях Сазанкурак, Кемерколь, Кожа.

Нефть занимает большое значение в экономике Республики Казахстан: нефтепродукты применяются во всех отраслях промышленности и сельского хозяйства. Ежегодно извлекается из недр в пределах 27 млн. тонн нефти. В ближайшие годы намечается добывать только по Тенгизу 36 млн. тонн / год. Запасы нефти Казахстана на 1.01.98г. составляют 861,2 млн. тонн (см. журнал Нефтяное хозяйство 1999 г.).

Нефть гораздо сложнее воды по составу. Она является сырьём не только для получения бензина, керосина, дизельного топлива, но и для получения других продуктов. Эта смесь тысяч различных веществ. Сегодня, при наличии самых совершенных средств анализа - не все вещества определены.

Нефть находится в порах, трещинах пород продуктивных пластов. Чтобы извлечь её из недр земли необходимо применять не только насосы, газ, но и своеобразные вытеснители её из породы продуктивных пластов в скважины.

Чаще всего для этой цели используют обыкновенную или минерализованную воду с добавками различных хим. реагентов, для увеличения эффективности процесса заводнённости пластов. Её закачивают в пласт взамен такого же количества добытой продукции. Таким образом, давление в пласте поддерживается практически постоянным.

Проблема максимального извлечения нефти и газа из месторождений встала ещё в 30-е годы. Академик И.М. Губкин писал по этому поводу: «Современными способами добычи не удаётся извлечь из нефтяного пласта больше половины содержащейся в ней нефти. Это значит, что примерно 50% нефти продолжают пребывать в недрах, когда современные нефтяники считают месторождение истощенным. Не хищническая ли это система эксплуатации? Смогут ли с этим мириться нефтяники будущего? Конечно, нет. Уже сегодняшний уровень нефтяной науки и техники говорит о том, что на эти оставшиеся в недрах огромные количества нефти нельзя смотреть, как на безнадёжно пропавшие».

Чтобы полнее использовать запасы природной кладовой предложены и испытаны, кроме закачки воды, нагнетание углеводородного газа. Ведь известно, что нефть и эти газы взаимно растворимы: извлечь же из подземной кладовой газоконденсатную смесь намного легче, чем жидкость. Это даёт возможность теоретически увеличить нефтеотдачу пласта до 90%. Призабойная зона пласта при эксплуатации скважин изменяет физические свойства вследствие загрязнения от проникновения жидкостей, а также физико-химических и механических нарушений.

Для восстановления проницаемости в основном применяются простые соляно-кислотные обработки при этом определенная часть скелета пласта вступает в реакцию, растворяется, увеличивая проницаемость, т. к. в породе образуются каналы растворения. Это происходит при первых обработках, когда пластовое давление больше гидростатического, т. к. в этом случае соляно-кислотным воздействием будет охвачена почти вся мощность пласта призабойной зон, а при пластовом давлении ниже гидростатического соляно-кислотный раствор будет проходить по высокопроницаемым пропласткам, ускоряя прорыв закачиваемой воды в добывающие скважины.

Применение пенокислотных обработок предотвращает прорыв воды в добывающие скважины и увеличивает эффективность обработок, повышает приемистость скважин. Сдерживание прорыва воды и газа в добывающие скважины - одна из основных проблем при разработке нефтяных месторождений.

1 ОБЩИЙ ОБЗОР МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЖАНАЖОЛ

Месторождение Жанажол расположено на территории Актюбинской области в Мугалжарском районе. Месторождение открыто в 1978 году скважиной №4, в которой из верхней карбонатной толщи подсолевых отложений был получен приток нефти промышленного значения. Согласно схеме комплексного физико-географического районирования Казахстана, рассматриваемая территория расположена в полупустынной ландшафтной зоне умеренного пояса Сагиз-Эмбинского района, Уил-Эмбинского округа, Узень-Урало-Эмбинской провинции, Северо-Каспийской области, Прикаспийско-Тургайской страны, на Подуральском денудационном плато.

В административном отношении входит в состав Мугалжарского района Актюбинской области. Месторождение расположено в 130 км к югу от г. Октябрьска. Областной центр г. Актобе находится в 240 км севернее рассматриваемого месторождения. С Жанажолом его соединяет асфальтированная трасса. Район населен слабо. В 15 км. К северо-востоку от месторождения расположена усадьба совхоза Жанажол. Ближайшая железнодорожная станция Эмба находится в 100 км. К востоку от площади. В 35 км к северо-западу от Жанажольской структуры разрабатывается нефтегазовое месторождение Кенкияк. Нефтепровод Гурьев-Орск проходит на расстоянии около 100 км.

Рельеф местности представляет собой слабо всхолмленную равнину, расчлененную балками, оврагами. Абсолютные отметки колеблются от +125 до 270 м. Минимальные отметки приурочены к длине реки Эмба, с юго-запада ограничивающей территорию месторождения. Основная часть территории -

степь. Климат резко континентальный с продолжительной холодной зимой, устойчивым снежным покровом до 20 см. и сравнительно коротким, умеренно жарким летом. Характерны большие годовые и суточные колебания температуры воздуха от +40^о С летом, до -40^о С зимой, поздние весенние и ранние осенние заморозки, глубокое промерзание почвы.

Равнинность территории создает благоприятные условия для интенсивной ветровой деятельности. Зимой господствуют ветры западного направления, вызывает бураны. Летом преобладают ветры северо-восточных направлений, способствующих быстрому испарению влаги и иссушению верхнего горизонта почвы.

Гидрографическая сеть представлена тремя реками с постоянным стоком. Среди них самая крупная р. Эмба. Она берет начало с западного склона Мугалжарских гор. Русло реки теряется среди солончаков вблизи Каспийского моря Атырауской области. Ее длина 712 км. Она протекает в 2-14 км к юго-западу от месторождения. Вода минерализованная и используется для технических нужд. Для бытовых целей используется вода из колодцев. Река Эмба является рыбохозяйственной рекой. Состав ихтиофауны: щука, плотва, карась, окунь, лещ, сазан. Нерест всем на протяжении реки.

Река Темир берет начало в 17 км к северо-западу от поселка Георгиевка Темирского района, впадает в р. Эмба. Протяженность 213 км. Состав ихтиофауны: щука, карась, окунь, ерш, плотва, лещ. Нагул рыбы на всем протяжении реки. Нерестовые зоны, зимовальные ямы не отмечены.

Река Тамда берет начало из родника у пос. Шабаевского, впадает в р. Илек. Является местом нереста промысловых рыб: подуста, сазана, леща, сома, окуня, судака, жереха.

Также имеется еще четыре небольших речки: Сазда, Акжар, Карагеш, Талды-Су, не имеющих постоянных стоков и часто пересыхающих.

Растительность формируется только за счет атмосферных осадков, что, в свою очередь, обусловило ее характер. Травостой природных пастбищ изреженный и бедный. Основу его составляет ковыльно-полынно-типчаковые группировки.

Среднегодовое количество осадков 170 мм.

Глубина промерзания почвы зимой составляет 1,5-1,8 м.

Абсолютная минимальная температура наружного воздуха -42^о С.

Абсолютная максимальная температура наружного воздуха +43^о С.

Таблица 1 - Среднемесячные и годовая температура воздуха по метеостанции Эмба.

месяцы	I	II	III	IV	V	VI	VII	VIII	IX	X	XI	XII	Год
Средняя температура, о С	-15,2	-14	- 7,3	6,2	15,7	21,4	23-21,6	21,8	14,4	5,1	-3,8	-11,2	4,8

Таблица 2 - Сведения о повторяемости и направлений и средней скорости ветра

Месяц	Повторяемость направления ветра, %	Повторяемость штилей, %
	Средняя скорость ветра по направлении, м / с
	С	СВ	В	ЮВ	Ю	ЮЗ	З	СЗ
Январь	9 / 3	28 / 3,5	10 / 3,9	15 / 5,2	14 / 4,3	5 / 4,5	5 / 4,5	4 / 4,3	20
Июль	18 / 4	20 / 3,7	8 / 3,5	8 / 3,7	7 / 3,4	10 / 3,8	12 / 4,2	17 / 4,6	12
Средне-годовая повторяемость, %	13,5	24	9	12,5	10,5	12	8	10,5

нефть месторождение жанажол тектоника

Средняя месячная относительная влажность воздуха в 13 часов:

- наиболее холодного месяца 77%

- наиболее жаркого месяца 29%

Толщина снежного покрова зимой 20 см. Растительный покров характерен для степной полосы и полупустыни.

1.1 Стратиграфия

Геологические разрезы месторождения Жанажол представлены породами, характерными для осадочной толщи.

В верхней части породы представлены суглинками с галькой песчаника и мергеля, разнозернистыми песками, мергелистыми глинами, песчаниками, алевролитами. Средняя часть разреза характеризуется плотными известковистыми глинами, мелкозернистыми, известковистыми песчаниками, тонкослоистыми алевролитами, каменной солью и массивными крепкими ангидратами. В дальнейшем идут перемещающиеся породы-аргиллиты с пропластками алевролитов, песчаника и гравелитов. Алевролиты с пропластами песчаника и гравелита крупнозернистые полимиктовые песчаники, мелкообломочные гравелиты с конгломератами карбонатного состава. Крупнокристаллические ангидриты; известняки, доломиты различной трещиноватости и кавернозности.

Состав пород по количеству, качеству и интервалам приведен в табл. 3.

Таблица 3 - Литологическая характеристика разреза

Интервал залегания, м.	Наименование пород	Состав к-ва в толще, %	Характеристика залегающих пород
0,5	суглинки	100	Суглинки, местами с галькой песчаника и мергеля
5-85	Пески	50	Пески серые разнозернистые, полимикговые
	Глины	30	Глины серые, зеленоватые, мергелистые
	мергели	20	Мергели беловато-серые
85-475	Глины	50	Глины серые, плотные, алевристые
	Пески	30	Пески мелко-зернистые
	песчаники	20	Песчаники серы
475-600	Глины	50	Глины серые, разнозернистые
	пески	50	пески серые, слоистые
600-800	Глины	50	Глины серые, слюдистые алевролистые
	Алевриты	35	Алевролиты среднезернистые, глинистые
	песчаники	15	Песчаники кварцево-слюдистые, средезернистые
800-2290	Глины	65	Глины темно-серые, плотные, известковистые, местами красного цвета
	Песчаник	15	Песчаник пестро-цветный, мелкозернистый, известковистый
	Алевролиты	15	Алевролиты, тонкослоистые
	ангидриты	5	Ангидриты серые, массивные, крепкие
2290-2400	Каменная соль	55	Каменная соль белая, кристаллическая с прослоями слюдистой глины
	Ангидриты	40	Ангидриты серые, плотные, массивные
	глины	5	Пропласткн глин монглюрикловатых, серо-зеленых
2400-2450	Аргиллиты	75	Аргиллиты серые, плотные, слюдистые
	Алевриты	25	Алевролиты серые, глинистые
2450-2560	Аргиллиты	55	Аргиллиты с пропластками песчаника и гравелита
2560-2690	Ангидриты	30	Ангидриты темно-серые, крупнокристаллические
	Аргиллиты	30	Аргиллиты темно-серые
	Известняки	30	Известняки светло-серые
	Доломиты	10	Доломиты светло-серые, белые, трещиноватые, перекристаллизованные
2690-2760	Известняки	90	Известняки серые, микрокристаллическне доломитгизированные, пористо кавернозные
	аргиллиты	10	Аргиллиты темно-серые, плотные, слоистые
2760-3310	Известняки	45	Известняки светло-серые, трещиноватые, кавернозные
	Аргиллиты	25	Аргилиты зеленовато -серые, плотные
	Алевролиты	15	Алевролиты серые, слоистые
	Песчаники	10	С глубины 30075 м терригенные породы представлены аргиллитами, алевролитами
	Доломиты	5	Слоистыми песчаниками, серыми доломитами
3310-3546	Известняки	90	Известняки серые. Органогенные, трещиноватые, кавернозные
	Аргиллиты	10	Аргиллиты серые, плотные
3540-3900	Известняки	90	Известняки серые. Органогенные, трещиноватые, кавернозные
	Аргиллиты	10	Аргиллиты серые, плотные
3600-3740	Известняки	90	Известняки серые. Органогенные, трещиноватые, кавернозные
	Аргиллиты	10	Аргиллиты серые, плотные
3740-3900	Известняки	90	Известняки серые. Органогенные, трещиноватые, кавернозные

Вскрытый и изученный разрез осадочной толщи месторождения Жанажол представлен отложениями каменноугольной системы (нижний, средний и верхний отделы), пермской системы (нижний и верхний отделы), триасовой, юрской и меловой систем, а также четверичными отложениями антропогеновой системы. Средне-нормальный литолого-стратиграфический разрез месторождения, вскрытый на площади Жанажол, являются терригенные осадки средневизейского возраста. Кровля этих отложений вскрыта только в скв 1-с. Поэтому полная характеристика этих отложений в работе не дается. На соседних с Жанажолом площадях Кожасай, восточный Тобускен, восточный Торосколь.. Вскрытая терригеная толща среднего - нижнего визе и турнейского яруса превышает 1000 метров. Выше по разрезу терригеные осадки сменяются карбонатной толщей пород верхневизейского (окский надгоризонт) и серпуховского возрастов, представленной известняками и доломитами с редкими прослоями темно-серых аргиллитов. Толщина окских отложений нижнего карбоната достигает 308 м, толщина окских отложений около 150 м, серпуховских 140 м.

Средний карбон (С2) представлен отложениями Башкирского и Московского ярусов. Отложения Башкирского полностью пройдены только скважиной 1-е. Полная толщина достигает 224 м (3892-3668). Представлены они известняками серыми и светло-серыми, органогено-комковатыми, массивными доломитизированными, со стилолитовыми швами, с редкими прослоями аргиллитов. В составе Московского яруса (С2 т) выделяется два подъяруса: нижнемосковский и верхнемосковский. Отложения нижнемосковский и верхнемосковский. Отложения нижнемосковского подъяруса, представленные верейскими и каширскими горизонтами, вскрыты скважиной 23 в интервале 3803-3647 м и CKB. I-C в интервале 3668-3560 м.

Вскрытая толщина подъяруса колеблется в пределах 108-156 м. Сложены они карбонатными породами с единичными прослоями аргиллитов небольшой толщины. Комплекс карбонатных отложений верхнего визе - нижнемосковского подъяруса, вскрытая толщина которого достигает 30 м образует так называемую «нижнюю карбонатную толщу» пород, обозначенный индексом КТ-П, в котором установлено наличие промышленных запасов нефти.

Верхнемосковский подъярус представлен подольскими мячковскими горизонтами. Нижняя часть подольского горизонта сложна преимущественно терригенной толщей пород, состоящей из переслаивания аргиллитов, песчаников, алевролитов, гравелитов, реже известняков толщиной от 266 м (скв. 33) до 366 м (скв. 23). Верхняя часть горизонта представлена известняками, прослоями микрозернистыми, массивными, крепкими. Толщина карбонатных отложений подольского горизонта колеблется в пределах 144-220 м. Мячковский горизонт вскрыт практически всеми скважинами и представлен органогенными обломочными, мелкозернистыми, массивными крепкими. Толщина его варьирует от 115 до 164м.

Верхний карбон (Сз) представлен касимовским и гжельским ярусами. Касимовский ярус в метологическом отношении на большей части сложен известняками и доломитами. В северо-восточной части сложен известняками и доломитами состоящей из глины, алевритов, реже гравелитов толщиной от 24 до 109 метров. Мощность касимовского яруса 50-97 м.

Гжельский ярус на юге и юго-западе представлен аргоногенными известняками, на 65-85%, состоящими из обломков фауны и водорослей. В северо-восточной части усиливается ангидритизация разреза до полного перехода в ангидриты. Здесь же значительное распространение получают аргиллитоподобные глины. Толщина яруса 53-136 метров. Комплекс карбонатных отложений подольского и мячковского горизонтов московского яруса, касимовской и гжельского ярусов верхнего карбона отнесен к так называемой «Верхней карбонатной толще» (KT-I), к которым приурочены основная газонефтеконденсатная залежь месторождения. Суммарная толщина карбонатной толщи изменяется от 427 (скв. З) до 537 м (скв. 5) Надкарбонатная часть разреза представлена терригенной пачкой пород гжельского яруса, (996 (скв. 12) Минимальная - 7 м (скв 3).

Пермская система (Р) представлена нижним P₁ и верхним P₂ отделами. Нижний отдел (P₁) представлен отложениями ассельского, сакмарского и кунгурского ярусов. Асcельско- сакмарская терригенная толща образует на Жанажольском месторождении региональный флюидоупор. Толщина этих отложений в значительной степени глинистой по составу изменяется в широких пределах от 16 м (скв. 24) до 598 м (скв. 8), имея тенденцию к уменьшению с севера на юг. Литологически - эта толща представлена переслаиванием аргиллитов, песчаников, алевритов и глинистых известняков. Кунгурский ярус - P_1kg представлен сульфатно-терригенными породами (ангидриты и аргиллоподобные глины с мощностью до 60 м). Выше залегает толща галогенных пород (каменная соль) с прослоями аргиллитов, песчаников, алевролитов и ангидритов. Максимальная толщина галогенной толщи в пределах месторождения достигает ангидритизированы. Степень ангидратизации разреза постепенно увеличивается снизу вверх от отдельных гнезд и включений до сплошных (толщиной 5-10 м.) пластов и ангидритов.

В верхней части кунгура залегает терригенно- сульфатная пачка, сложенная в основном ангидритами толщиной 4-84 м. Верхний отдел - (Р₂) представлен пестроцветными терригенными породами (глины, аргиллиты, мелкозернистые глинистые песчаники и алевролиты) с отдельными выдержанными прослоями (3-5 до 15 м) ангидритов. Мощность верхней перми изменяется от 633 (скв. 10) в своде северного купола до 1808 м (скв. 6) на восточной переклинали.

Отложения триасовой, юрской и меловой систем подставлены терригенными породами, чередованием глин, песчаников, алевролитов. Толщина триаса колеблется в пределах 65-371 м, юры- 60-246 м, мела 320-560 м. Отложения мела верхнего повсеместно перекрывается четвертичными отложениями небольшой толщины (2-3 м), которые представлены суглинками и суписями.

1.2 Тектоника

В тектоническом отношении район месторождения Жанажол расположен в восточной при бортовой части Прикаспийской впадины, которая отделена от Уральской геосинклинальной зоны Ащисайским и северо-Кокпектинским разломами. Одной из характерных черт геологического развития явилось интенсивное опускание территории и формирование мощного осадочного чехла (7-10 км). Основную часть осадочных пород составляет подсолевой комплекс. Поверхность подсолевых отложений монокинально погружается на запад, от 2 км близ Ащисайского разлома до 5,5-6,0 км на меридиане купола Беттау. В пределах указанной моноклинали выделено ряд обособленных ступеней. С востока на запад выделяются Жанажольская, Кенкиякская, Коздысайская и Шубаркудукская система ступеней, в пределах которых кровля подсолевых отложений соответственно отличается на глубинах 3,0-3,5 км, от 3 до 4 км и ниже 5 км.

Жанажольское поднятие имеет по длине оси 28 км и представляет собой брахиантиклинальную складку субмеридиального простирания. Складка состоит из двух локальных поднятий. Северное - в районе скв. 50, южной - в районе скв. 19 размеры структуры по контору нефтеносности составляет 28 х 7 км.

Амплитуда поднятия в изученной бурением части составляет порядка 250 м, более крутое (8-10^о) относительно восточного (4-7^о). По всем горизонтам разреза сохраняется унаследованная структурная форма.

1.3 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

В результате сопоставления разрезов верхней карбонатной толщи установлено наличие трех продуктивных пачек коллекторов (сверху вниз пачки (А, Б, В), по которым представлен подсчет запасов газа, конденсата и нефти.

В стратиграфическом отношении пачки «А» и «Б» приурочены к Гжельскому и Касимовскому ярусам верхнего карбона. В пределах северного купола структуры в районе скв. 10, 13 и 50 выделена четвертая пачка «В», продуктивность которой имеет ограниченное распространение.

Литологические породы всех пачек представлены известняками, доломитами и переходными между ними разностями. Известняки органогенно - обломочные, детритованные, органогенно-колековатые, микрокристаллические, редко псевдоолитовые. Известняки органогенного происхождения наиболее характерны для верхней пачки «А» (гжельский ярус). Это серо-цветные породы, состоящие из органических остатков и детрита (фораминиферы, водоросли, брахиолоды, иглокожие и др.) сцементированных кальцитом различной зернистости. Перекристаллизация чаще всего охватывает цементирующую часть известняков. Основную емкость пород представляют вторичные поры выщелачивания и перекристаллизации. Поры неправильной, щелевидной, заливообразной, полигональной формы. Размеры пор.) 0,005-0,5 мм, реже до 1. 0 мм, каверзные 1-5 мм. Стилолитизация и трещиноватость развиты слабо. Микрокристаллические известняки в различной степени заглинизированы, однородные, в основном плотные, участками перекристаллизованые до мелко среднезернистых, с резкими органическими остатками. Вторичная пористость развита слабо, стилолитизация и трещиноватость - несколько шире, чем в органогенных известняках. Микрокристаллические известняки встречаются в виде маломощных прослоев среди органогенных известняков, а также образуют самостоятельные пачки в низах гжельского яруса.

Доломиты широко распространены в разрезе продуктивных пород. Это однородные массивные буровато-серые породы, часто с пятнами от пропитывания битумом, кавернозно-пористые с редкими микро трещинками и стилолитами. Доломиты вторичные метасамотически замещают известняки. Замещение развито преимущественно в отложениях касимовского и мячковского горизонтов (пачки В и Б) Пористость, проницаемость, начальные нефтенасыщенность и газонасыщенности.

Пачки «А», «Б» и «В» верхней карбонатной толщи удовлетворительно освещены керновым материалом. По пачке А выполнено 34 определения пористости и проницаемости - 8 Mq. Пористость определялась также по НТК в скважинах. Среднее значение пористости по НТК близко к керновым определениям. Для проектирования принимается пористость, равная 12%, и проницаемость - 8 Mq. Нефтенасыщенность, определяемая по промыслово-геофизическим, равна 80%.

По пачке Б исследовано 215 образцов на пористость и 186 образцов на проницаемость по 7 скважинам. Среднее значение пористости равна 13,7%, а проницаемость - 171 Mq. Пористость, определенная по НТК, равна 13,8%. Нефтенасыщенность равна 87%. Эти параметры и принимаются для проектирования.

По пачке В выполнено 164 определения пористости и 82 определения проницаемости. Среднее значение пористости составляет 10,2%, а проницаемости - 175 МД. По НТК пористость определялась по 12 скважинам. Всего выполнено 65 определений. Среднее значение пористости составило 11%. Учитывая, что керн исследовался лишь по 6 скважинам, а геофизические определения пористости проводились по 12 скважинам, для пачки В пористость принимается по НТК, равной 11%. Проницаемость принимается равной 175 МД, а нефтенасыщенность 86%.

Пачка В керном не охарактеризована. Все параметры по ней принимаются по аналогии с пачкой «В». Нижняя карбонатная толща изучена недостаточно. Пористость определялась по образу одной скважины. Определений проницаемости нет. Среднее значение пористости по керну - 11%. Пористость, определенная на основе промыслово-геофизических исследований по 4 скважинам составила 9,8%. Для проектирования принимается пористость - 10%. «А» нефтенасыщенность - 75%.

Первая карбонатная толща (КТ-I) в антологическом отношении представлена известняками, доломитами и их переходными разностями. Встречаются редкие прослои глины. В разрезе карбонатной толщи КТ-I установлено наличие трех продуктивных пачек коллекторов (сверху вниз пачки А, Б, В). В стратиграфическом отношении пачки А и Б приурочены к Гжельскому и Касимовскому ярусам верхнего карбона, а пачка В к московскому ярусу среднего карбона.

Коллекторские свойства продуктивных пачек изучались по керну и комплексу промыслово-геофизических исследований. Для обоснования подсчетного параметра пористости использовались результаты лабораторных исследований кернового материала и данные геофизических исследований. Среднеарифметические значения пористости по керну для нефтенасыщенной части пачек А, Б и В состояния соответственно: 11,5%, 13,7% и 10,2%.

Газонасыщенность пачек А, Б и В газовых шапках соответственно принято равной 79%, 82%, 81%.

По результатам ГИС средневзвешенное значение пористости получилось равным: по пачке А-12%, по пачке Б-13,8% и пачке В-11,5%. Из выше приведённых данных, по пачкам А и Б видно, что вначале значения пористости по керну и ГИС достаточно близки, поэтому есть все основания принять значение пористости по пачке А-12%, по пачке Б-14%. Учитывая, что керн по пачке В исследовался лишь по 7 скважинам, а геофизические определения пористости проводились по 12 скважинам, рекомендуется принять пористость по НГК равной 11%. Для обоснования фильтрационной характеристик проницаемости продуктивных пачек А, Б и В использовались только керновые данные. Среднее значение проницаемости по пачкам А, Б и В составили соответственно: 0,008 мкм², 0,171 мкм², 0,114 мкм². Начальная нефтенасыщенность по пачкам А и Б определена по результатам промыслово-геофизических исследований, и равняется соответственно 80% и 88%. По пачке В - Кн освещена данные по керну и ГИС. В виду ограниченности керновых данных по площади залежи, отдается предпочтение начальной нефтенасыщенности оценённой по ГИС, то есть 86%. Пачка В1 керном охарактеризована слабо. Все параметры по ней принимаются по аналогии с пачкой В. В литологическом отношении карбонатные породы второй карбонатной толщи (КТ-II) в основном представлены известняками, доломиты встречаются эпизодически.

В стратиграфическом отношении пачка Г приурочена к каширскому горизонту московского яруса, а пачка Д верейскому горизонту московского яруса, башкирскому ярусу и протвинскому горизонту серпуховского яруса. В работе по ТЭО в соответствии с кондиционными критериями к коллекторам были отнесены породы с пористостью более 7% и проницаемостью более 0.7 мд. Было показано, что между пористостью и проницаемостью по керну существует довольно тесная связь (ч = 0.74), характерная для коллекторов порового типа. При рассмотрении ТЭО КИН на защите в ГНЗ СССР нижний придел пористости был увеличен до 8,5%, а проницаемость до 0.0031 мкм².

Для проектирования рекомендуется следующие значения пористости: для пачки Г-I - 9,5%, Гв-III - 10,9%, Гн-III - 12,6%, Дн-I - 10,8% и Д-III - 9,8%.

Для обоснования проницаемости продуктивных пачек использовались данные кернового материала, геофизических и гидродинамических исследований. В виду относительной ограниченности керновых данных и неравномерности их распределения, как по разрезу, так и по площади залежи следует отдать предпочтение определениям проницаемости по известной пористости пачек по каротажным исследованиям. Выполненные по результатам гидродинамического исследования керна скважин определения проницаемости в целом оказались близки к определению на В (Кпр) по ГИС. Для проектирования при гидродинамических расчетов можно рекомендовать ряды распределения проницаемости внесённой по зависимости от пористости.

Для проектирования предлагается принять следующие значения проницаемости: по пачке Г-I - 0,0185 мкм², Гв-III, Гн-III, - 0,0824 мкм² Дн-I, Дв-I - 0,0603 мкм² Д-III - 0,0263 мкм²

Общая нефтенасыщеность определялась лишь по результатам геофизических исследовании скважин, и принимаются для пачек:

Дн-I, Дв-I и Д-III соответственно; 89%, 85%, 73% газонасыщенность газовых шапок Гн-III и Гв-III соответственно; 78% и 83%.

В связи с официальной пород и условиями осадка скопления, толщины как продуктивных пачек в целом, так и слагающих их отдельных пропластков, носят непостоянный характер и изменяются в довольно широком диапазоне.

Так, по продуктивной толще КТ-I толщины продуктивных пачек А, Б, В и В1 в основном составляют 30-60 метров, но в ряде скважин сокращается до 5 и даже 2 метров. Наибольшие величины их наблюдаются в пачках Б и В, достигая в отдельных скважинах 100-109 метров. Толщина плотных прослоев, разделяющих пачки обычно достигают нескольких десятков метров и лишь в отдельных скважинах сокращаются до 2-5 метров, и даже сокращаются до 0.

Общие толщины пачки А изменяются от 2,4 метра до 89,4 метра, общие эффективные толщины изменяются от 3,4 метра до 66,5 метра, нефтенасыщенные толщины достигают максимального значения 36 метров.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составила 12 метров, газонасыщенная 26 метров. В пачке Б общие толщины изменяются от 4 до 104,8 метра, эффективные толщины изменяются от 3,4 до 64 метров, нефтенасыщенные от 1 до 47,3 метра.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина в целом по залежи равно 12 метрам, газонасыщенная 14 метрам.

Пачка В так же как и пачка Б характеризуется большими различиями толщин, так общая толщина пачки В изменяется от 10 до 108,8 метров, эффективная толщина изменяется от 6 до 40 и выше метров. Максимальные значения нефтенасыщенных толщи достигает 55 метров.

Средневзвешенные нефтенасыщенные толщины составили на южном куполе 13 метров, на северном 20,9 метра.

Толщина пачки В изменяется от 28,2 метра до 73 метров, нефтенасыщенная толщина пачки В1 достигает 30,8 метра 88,6 м.

Средневзвешенная нефтенасыщенная толщина составила 5,6 метра на южном куполе и 7,4 метра на северном куполе карбонатная толща КТ-II характеризуется изменением в интервале от 603 метра на юге структуры до 827 метров на севере. Представляющие её продуктивные пачки Г и Д также непостоянны своей толщиной: в I блоке их толщины несколько сокращены относительно северного. Обе пачки сложены чередованием проницаемых и плотных пропластков. Общие толщины пачки Гв-III изменяются от 4,2 метра до 84 метров, пачки Гн-III от 4 до 218 метров.

Максимальная нефтенасыщенная толщина пачки Гв-III достигает 30,2 метра, пачки Гн-II - 71,2 метра, пачки Дв-I - 115,4 метра, пачки Дн-I - 83,8 метра.

Сравнение величины толщи одного проницаемого пропластка по блокам близки между собой и равны 2,4-3,1 метра.

1.4 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Свойства нефти, газа месторождения Жанажол изучались по результатам исследований 9 глубинных проб из 9 скважин. Исследования выполнены ЦНИЛом объединения «Эмбанефть» (глубинная проба из скважины 5, поверхностная проба из скважин 4), центральной лабораторией объединения «Гурьевнефтегазгеология» (глубинные пробы из скважин 5, 11, 16 - два исследования, 19, поверхностные пробы из скважин 4 - три исследования, 5 - четыре исследования, 11, 16, 26) Актюбинским отделением КАЗНИГРИ поверхностные пробы из скважины 4 - два исследования, 5) лабораторией геохимии нефти и газа КАЗНИГРИ (поверхностная проба из скважин 4) институтом «Волгоград НИПИ нефть (глубинная проба из скважины 5), институтом «Гипровостокнефть» (глубинные пробы из скважин 17 и 25).

Стандартное разгазирование глубинных проб проводится при условиях, не соответствующих работе сепарационных установок на месторождении. Поэтому параметры нефти и газа по скважинам 17 и 25 определялись не только при однократном разгазировании глубинных проб в стандартных условиях сепарации экспериментально на установке PVT-12, а также расчетами по компонентному составу пластовой нефти с использованием констант равновесия на ЭВМ «Мине 32».

Значение полученных параметров нефти и газа по этим скважинам близки между собой. Кроме того, как отмечалось выше, получена хорошая сходимость экспериментальных данных и расчетных. При изучении остальных проб определены отдельные параметры нефти и газа, значения которых по разным исследованиям настолько различны, что использовать их для расчета средних параметров по залежи не представляется возможным. Поэтому в настоящей работе приняты параметры нефти и газа, определенные по скважинам 17 и 25. За среднее значение параметров нефти и газа по залежи приняты параметры, рассчитанные как среднеарифметические величины по скважинам 17 и 25. По результатам стандартных исследований глубинных проб из скважин 17 и 25 плотность пластовой нефти равна, соответственно, 0,7215 и 0,7205 г / см³, давление насыщения нефти газом при пластовой - 250,0 и 263,3 м^т (объем газа к 20° С и 760 мм рт. ст.) динамическая вязкость пластовой нефти - 0,36 и 0, 39 спз. Температура насыщения нефти парафином при пластовом давлении, определенная по скважинам 17 и 25, также одинаковая и равная 12, OxIO'⁵ 1 / ат. Относительная плотность газа по воздуху - 0,758 и 0,743. При ступенчатом разгазировании в рабочих условиях, за счет сохранения части легких фракций, плотность нефти относительно однократного разгазирования при стандартных условиях снижается.

Физико-химические свойства нефти и газа нижней карбонатной продуктивной толщи КТ-П не изучались, поэтому параметры нефти и газа для этой толщи принятые по аналогии с KT-I. На месторождении Жанажол при опробовании пласта KT-I верхней карбонатной толщи было отобрано и исследовано 9 проб пластовой воды из 7 разведочных скважин. Вода, отобранная из скв. 23 (1981 г) и скв. 3 (1982 г) имела пониженную минерализацию, порядка 63,0 г / л, что, вероятно, было связано с распреснением техническим раствором. По химическому составу эта вода представляет собой высокоминерализованные (минерализация 90-134 г / л) метаморфизованные. (ч Na / С1-). 74-0,85) рассолы, относящиеся к хлоркальциевому типу. Содержание кальция в них колеблется от 2,6 до 4,8 г / л магния от 1.0 до 2.1 г / л, сульфатов - от 1.3 до 2.2 г / л. Вязкость в среднем составляет 0,66 сп. Газонасыщенность вод 1,75 м^т.

Характеристика вод нижней карбонатной толщи (пласт КТ-П) на данной стадии разведочных работ не дается ввиду отсутствия данных

2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Газлифтная эксплуатация добывающих скважин на месторождении Жанажол

Разработка месторождения Жанажол было начато в октябре 1983 г по «Уточненной технологической схеме опытно-промышленной разработки нефтяного залежей первой карбонатной толщи и проекту пробной эксплуатации второй карбонатной толщи…» составленной Гипровостокнефть в 1982 г.

В настоящее время разработка месторождения Жанажол выполняется согласно «Технологической схемы разработки нефтегазоконденсатного месторождения Жанажол Актюбинской области. Заказ-наряд 86.25.23. этап I. Куйбышев. Гипровостокнефть 1986».

В связи со спецификой месторождения технология разработки ведется по не имеющей аналогов в отечественной нефтяной отрасли. Этому способствует высокое содержание сернистых углеводородов 0,8-1,21%; сероводорода 1,99-4,34%, большая глубина залегания продуктивных горизонтов 2700-2840 м (КТ-I); 3800-3840 м (КТ-II), значительные давления насыщения 24,14-32,37 МПа, газонасыщенность продуктивных пластов 235,3-382,3 м³ / т.

Технология разработки заключается во смешивающимся вытеснении нефти свободным газом газовой шапки, при поддержании пластового давления в газовой шапке, путем закачки воды в ее центральную часть. При этом нефть вытесняется газом высокого давления, а газ в свою очередь водой. При вводе в разработку новых скважин на месторождении Жанажол пластовой энергии достаточно для подъема нефти из скважины. На первоначальном этапе скважины предусматривается эксплуатировать за счет пластовой энергии в фонтанном режиме работы. Фонтанирование нефтяных скважин может происходить при пластовом давлении меньшем, гидростатическое давление столба жидкости в скважине. Это обусловлено большим количеством растворенного в нефти газа. Со снижением давления во время подъема продукции скважины в колонне НКТ выделяется растворенный газ и образуется газожидкостная смесь плотностью _см (_{см ж)}. При этом соблюдается условия фонтанирования нефтяных скважин.

Рпл > _см х g Н

По мере разработки месторождения ухудшаются условия эксплуатации скважин (обводнение скважин, снижение пластового давления в зоне отбора добывающих скважин и т. д.). Это приводит к нарушению условия естественного фонтанирования нефтяных скважин:

Рпл ? _см х g Н

Как вариантом продолжения искусственного фонтанирования институтом «Гипровостокнефть» было предусмотрено переводить фонтанные скважины на горизонтальный способ эксплуатации, при увеличении обводненности свыше 20-30% и на глубинно-насосную эксплуатацию при увеличении обводненности 90%. «Схемой комплексного обустройства II очереди …» т-I часть 3 выполненной институтом «Гипровостокнефть» в 1983 г. было предусмотрено перевести на непрерывную компрессорную газлифтную эксплуатацию 94 скважин. «Схемой комплексного обустройства III-очереди…» уже предусматривалось перевести 127 скважин на месторождении Жанажол.

Основным сдерживающим условием введения компрессорного непрерывного газлифта на месторождении Жанажол являлись большие первоначальные капитальные затраты. Газлифтная эксплуатация на месторождении Жанажол была испытана в 1997 г. (скв 2086, 2133) при этом была использована технология непрерывно-дискретного газлифта. Испытание технологии газлифтной эксплуатации скважин показала положительный результат. Организационно-технологическими мероприятиями на 2001 год предусмотрено перевести на непрерывный компрессорный газлифт 25 скважин.

2.2 Критерии подбора скважин на газлифтный способ эксплуатации и выбор оптимального режима работы скважин

Проектирование перевода скважин на непрерывный газлифтный способ эксплуатации начинается с анализа информации о геологических характеристиках месторождения, о свойствах нефти, газа и воды и т. д., на основании которых, определяют техническую возможность применения данного способа эксплуатации скважин.

В зависимости от конкретных условий месторождения и геолого-технических характеристик скважин применяют непрерывный и периодический газлифтные способы эксплуатации. В первом случае газ непрерывно вводят на заранее установленной глубине в подъемную колонну. Во втором газ подают периодически, по мере накопления определенного объема жидкости в подъемных трубах выше запланированного места ввода газа. Решение о возможности применения непрерывного или периодического газлифта в малодебитных скважинах (для газлифтных скважин Qж 40 м^З / сут) зависит от двух факторов:

- рациональное использование газа, т. е. обеспечение нормальной работы скважины при минимальном удельном расходе газа Rr;

- определение рациональной депрессии на пласт во избежание разрушения его.

Область применения непрерывного газлифта - высокодебитные скважины с высоким газовым фактором и забойным давлением ниже давления насыщения.

В соответствии с этим положением можно в первом приближении провести границу между средне дебитными и высокодебитными скважинами, для определения минимального дебита для скважин переводимых на непрерывный газлифт.

Q = 4 \ l0^4l / H,

где Q - дебит скважины, м^З / сут.

Н - высота подъема жидкости, при условии если динамический уровень на глубине скважины для КТ1 : Н = 2800 м, КТ11 : Н = 3840 м.

Для КТ1 : 0 = 4 х 10⁴ / 2800 = 14,3м³ / сут х 0,82 = 12 т / суг.

Для КТ11 : Q = 4 х 10⁴ / 3840 = 10,4м³ / сут х 0,82 = 9 т / суг.

Следовательно, дебит по жидкости переводимых скважин на непрерывный газлифт должен быть не менее 9-12 т / сут (соответственно для КТ1 и КТ11), что подтверждается эксплуатационными условиями методов расчета газожидкостного потока скважин переводимых на газлифт.

- В соответствии с «Едиными правилами разработки нефтяных и газовых месторождений Республики Казахстан» (с23):

Конструкция скважин намеченных на эксплуатацию газлифтным способом, должны удовлетворять требованиям, предъявленным к конструкции газовых скважин.

Выбор оптимального режима работы скважин. Точно определить значение газового фактора по скважинам месторождения Жанажол невозможно, поэтому после окончания ремонта и проведения СКО скважину испытывают не менее чем на 4 режимах работы (для определения оптимальной величины нагнетаемого газа). Данные исследования анализируются и выбирается оптимальный режим работы. Выбор оптимального режима работы рассмотрим на примере подбора режима работы скважины. Скважина исследовалась при 5 точках, соответствующих технологическим режимам, работы данной скважины. Данные исследования заносились в Карточку исследования:

Таблица 4

№ Точки	Дата	Суточный расход рабочего агента, м3' / сутки	Среднесуточный дебит, т	Boдa, %t	Удельный расход рабочего агента, м3 / т
			нефти	воды	всего
I	20-23 / V	19300	8.7	286,2		294,9	97.0	66
II	18-19 / V	20700	10.0	297,5		307,5	97.0	68
III	4-10 / V	22400	13,2-	301,8		315,0	97.0	71
IV	11-12 / V	24000	10,2	300,3		310,5	97.0	77
V	13-16 / V	25200	11,5	287,5		2990	96,0	82

Для достижения установившегося режима работы скважины, нагнетание рабочего агента осуществлялось в течении не менее 2 суток. После этого проводились по 3-5 замеров дебита скважины (по жидкости, нефти и воде), из которых вычислялись средние значения дебита, приведенные в графе «Среднесуточный дебит».

Соединив полученные точки плавной кривой получим кривую Qт = f (Vo). Далее исследования проводились по методу разработанному АзНИИ ДН.

Проводят исследование компрессорной скважины при неизменном диаметре штуцера (т. е. при неизменном противодавлении на устье скважины), но регулируя отборы жидкости изменением Давления подачи рабочего агента. Кривая Q = f(Vo) параболического вида имеет четыре характерные точки.

Точка 1 - находится на некотором удалении от начала координат, т. к. лифт начинает работать не сразу после начала подачи рабочего агента, а спустя некоторое время, пока накопившейся в кольцевом пространстве сжатый газ отдавливает жидкость к башмаку подъемных труб и далее в трубы (в этом проявляется «инертность» в работе газлифтного подъемника).



Рисунок

Точка 2 - определяет работу лифта при наименьшем расходе рабочего' агента, но еще не при максимальном отборе жидкости. Для определения местоположения этой точки на кривой Q = f(Vo) надо на эту кривую опустить перпендикуляр из начала координат / Точка пересечения их даст точку 2.

Точка 3 - точка перегиба кривой Q = f(Vo). Она соответствует максимальному дебиту скважины при данных диаметрах штуцера, подъемных труб и глубине спуска их в скважину. Эта точка характерна тем, что дальнейшее увеличение расхода рабочего агента Vo уже приводит не к увеличению дебита скважины, а к его снижению. При этом в струе выбрасываемой жидкости уже ощущается избыток рабочего агента.

Точка 4 - если и далее продолжить нагнетание рабочего агента в скважину, то можно прийти к такому положению, когда вовсе прекратиться поступление жидкости из пласта в скважину ив трубы будет пролетать чистый газ. Этому моменту соответствует точка 4 на кривой Q = f(Vo), когда дебит жидкости равен нулю, а количество подаваемого рабочего агента имеет максимальное значение.

Как видно из кривых 1 и 111,максимальное количество жидкости (315т / сут) и соответствующее ей максимальное количество нефти (13,2 т / сут) получается при нагнетании в скважину 22400 м³ / сут рабочего агента. Удельный расход рабочего агента на тонну жидкости при этом составляет 71 м³ / т. Из карточки исследования СКВ 1277 видно, что дальнейшее увеличение подачи рабочего агента до 24000-25200 м³ / сут уже не приводит к увеличению дебита жидкости и нефти, а наоборот - к его снижению.

2.3 Эксплуатация скважин компрессорным газлифтом (кгл) на месторождении Жанажол

При газлифтном способе эксплуатации газ, нагнетаемый с поверхности или поступающий из пласта, вводится в поток продукции скважин. В этом случае плотность газожидкостной смеси уменьшается, давление становится достаточным для обеспечения заданного отбора продукции и транспорта ее до сборного пункта.

Согласно организационно-технических мероприятий на 2001 год по ОАО «СНПС-Актобемунайгаз» на месторождении Жанажол планируется перевести на непрерывный компрессорный газлифт (НКГ) 25 скважин, в соответствии с:

1. «Комплексное обустройство II очереди нефтяною месторождения Жанажол ПО «Актюбинскнефть». Том 1. Сбор и транспорт нефти и газа. Книга З. 7225-02-00-00. Куйбышев «Гипровостокнефть» 1983 год.

2. «Комплексное обустройство III очереди нефтяного месторождения Жанажол ПО «Актюбинскнефть». Том 2. Сбор и транспорт нефти и газа. Книга!. 7942-03-00-ОО. Куйбышев «Гипровостокнефть» 1988 год. Технологическая схема газлифтной эксплуатации на месторождении Жанажол следующая:

Часть газа после установки полготовки (УПГ) давлением 3,4 МПа и температурой 38° С поступает на сепаратор С - (301, затем на газомоторный компрессор ГК-1301 / 1-2 и выходит с давлением 11,5 МПа. После каждой ступени компремирования газ последовательно проходит маслоотделители, воздушные холодильники, где охлаждается после первой ступени до 45 С, после второй ступени до 70° С, а затем поступает на газлифт. Для сбора масла, углеводородного конденсата, воды из маслоотделителей и сепараторов предусматриваются продувочные емкости Е-1305 / 1-2, Е-1306 / 1-2. Снабжение газомотокомпрессоров пусковым поч духом осуществляется от компрессора пускового воздуха.

Продукцией установки УПГ является газ, который должен соответствовать требованиям ОСТ 5140-83:

Таблица 5

Компоненты % объёмные	Азот	Метан	Этан	Пропан	Изо-бутан	11 бутан	(ho-псптан	Н пентан	Гек-сан	Плотность кг / м3
Проектные данные	134	83,9	9,61	4,16	0,36	0,49	0.06	0,07	0,01	0,856
Фактические (5. 04. 99г.)	2,45	82,7	8,12	4,76	0,65	0,95	0.24	0,14	слаб.	0,712

Подготовленный газ должен отвечать требованиям ГОСТ-5542-87(газы(природные).

Таблица 6

Массовая концентрация	ГОСТ-5542-87	Очищенный газ(22. 04. 99г.)
Сероводород	0,02 г / м3	0,015 г / м3
Меркаптановая сера	0,036 г / м3	0,032 г / м3
Кислород	1%	----
Мех. примеси	0,001 г / м3	---
Конденсат	не допускается	-----

После газлифтной компрессорной станции пп 1(11С газ no газопроводам 159 х 7 и далее но 89 х 5 мм [5] поступает на БГРЛ. Распределение газа по газлифтным скважинам и осуществление функций контроля и управление расходом газа осуществляется в блочной установке для газлнфтной эксплуатации «Газлифт» 7177.00.007.000.

Техническая характеристика БГРА-2.

- рабочее давление газа 160 кг / см²

- степень подготовки газа - попутный, очищенный

- температура газа 278-253 К

- общий расход газа через установку 24-640 тыс. м³ / сут

- пропускная способность на скважинной линии 2830 м³ / час

- число скважинных линий полного блока-8 шт.

БГРА-2 с локальной системой регулирования состоит из технологического и аппаратного блоков. Блоки размещаются па площадках замерных установок. После БГРА газ по газопроводам 57 х 4 мм [5] распределяется по скважинам переводимым на газлифт.

Размещено на Allbest.ru