Главная Коллекция "Otherreferats" Геология, гидрология и геодезия Проектирование пласта месторождения

Проектирование пласта месторождения

Общие сведения о месторождении Узень, стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность. Характеристика энергетического состояния залежи, фонда скважин. Система поддержания пластового давления. Анализ технико-экономических показателей. Расчет амортизации.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 05.11.2016
Размер файла 369,2 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

3

Введение

месторождение скважина нефтегазоносность

Нефтяное месторождение Узень было открыто в 1961 году и введено в промышленную эксплуатацию в 1965 году.

В административном отношении территория месторождения входит в состав Мангыстауской области Республики Казахстан.

Ближайшими населенными пунктами являются г. Жана-Озен, пос. Жетыбай - 65 км и г. Актау - 145 км. ОАО «Узеньмунайгаз» является градообразующим предприятием.

Месторождение Узень расположено на полуострове Мангышлак Мангистауской области в южной пустынной части.

Климат района континентальный. Лето жаркое и продолжительное. В отдельные годы температура воздуха повышается до плюс 45°С. Зима малоснежная с сильными ветрами, нередко буранами. Количество осадков не превышает 50-60 мм в засушливые и 200-270 мм в наиболее влажные годы.

Растительный и животный мир характерен для пустынь и полупустынь.

Орфографически район месторождения Узень представляет собой слабовсхолмленное плато, слегка наклоненное к юго-западу, в сторону моря, с абсолютными отметками от +260 м на севере до +24 на юге.

Рельеф в районе месторождения имеет сложное строение. В центральной и южной частях района располагаются обширные бессточные впадины, из которых наиболее крупной является впадина Карагие, имеющая минимальную абсолютную отметку -132 м. центральную часть занимает плато, расположенное между двумя бессточными впадинами Узень и Тунгракшин. На западе и северо-западе в пределах площади месторождения плато круто обрывается в уступов в сторону впадины Узень.

Район характеризуется почти полным отсутствием пресных вод. Поэтому, для технических целей и для ППД, на месторождении используется вода Каспийского моря и сточная нефтепромысловая вода.

Дорожная сеть представлена дорогами, пригодными для передвижения автотранспортом круглый год.

Нефть месторождения транспортируется на ЦППН, затем, по магистральному нефтепроводу Мангышлак-Самара, для дальнейшей переработки.

Месторождение Узень эксплуатируется ОАО "Узеньмунайгаз", которое структурно состоит из 2-х нефтегазодобывающих управлений (НГДУ), цеха поддержания пластового давления (ЦППД), цеха подготовки и переработки нефти (ЦППН), Казахского газоперерабатывающего завода (КазГПЗ), базы производственного обслуживания, "Узеньэнергомунай" (для энергоснабжения). Бурение осуществляется буровой организацией - управлением буровых работ (УБР).

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Нефтяное месторождение Узень было открыто в 1961 году и введено в промышленную эксплуатацию в 1965 году.

В административном отношении территория месторождения входит в состав Мангыстауской области Республики Казахстан.

Ближайшими населенными пунктами являются г.Жана-Озен,пос. Жетыбай - 65 км и г. Актау - 145 км. ОАО «Узеньмунайгаз» является градообразующим предприятием.

Месторождение Узень расположено на полуострове Мангышлак Мангыстауской области в южной пустынной части.

Климат района континентальный. Лето жаркое и продолжительное. В отдельные годы температура воздуха повышается до плюс 45єС. Зима малоснежная с сильными ветрами, нередко буранами. Количество осадков не превышает 50-60 мм в засушливые и 200-270 мм в наиболее влажные годы.

Растительный и животный мир характерен для пустынь и полупустынь.

Орфографически район месторождения Узень представляет собой слабовсхолмленное плато, слегка наклоненное к юго-западу, в сторону моря, с абсолютными отметками от +260 м на севере до +24м на юге.

Рельеф в районе месторождения имеет сложное строение. В центральной и южной частях района располагаются обширные бессточные впадины, из которых наиболее крупной является впадина Карагие, имеющая минимальную абсолютную отметку -132 м. Центральную часть занимает плато, расположенное между двумя бессточными впадинами Узень и Тунгракшин. На западе и северо-западе в пределах площади месторождения плато круто обрывается в уступов в сторону впадины Узень.

Район характеризуется почти полным отсутствием пресных вод. Поэтому, для технических целей и для ППД, на месторождении используется вода Каспийского моря и сточная нефтепромысловая вода.

Дорожная сеть представлена дорогами, пригодными для передвижения автотранспортом круглый год.

Нефть месторождения транспортируется на цех пункт подготовки нефти (ЦППН), затем, по магистральному нефтепроводу Мангышлак-Самара, для дальнейшей переработки.

Месторождение Узень эксплуатируется ОАО» Узеньмунайгаз», которое структурно состоит из 2-х нефтегазодобывающих управлений (НГДУ), цеха поддержания пластового давления (ЦППД), цеха подготовки и переработки нефти (ЦППН), Казахского газоперерабатывающего завода (КазГПЗ), базы производственного обслуживания, «Узеньэнергомунай» (для энергоснабжения). Бурение осуществляется буровой организацией - управлением буровых работ (УБР).

Рисунок 1.1 - Обзорная карта района

1.2 Геологическое строение месторождения

Месторождение Узень открыто в декабре 1961 г. Промышленная разработка его блоков 2а - 3 начата в 1965 г.

Поисково-разведочным бурением на месторождении Узень вскрыты осадочные отложения толщиной до 3000 м. Разрез месторождения представлен породами триасовского, юрского, мелового, палеогенового, неогенового и антропогенового периодов.

Месторождение Узень приурочено к крупной антиклинальной складке субширотного простирания размерами 45*10 км и амплитудой 340 м, по замкнутой изогибсе 1140м углы падения пород на северном крыле складки составляют 3 , а на южном достигают 5-6 .

На Узеньской структуре установлено 4 тектонических нарушения, одно из которых прослежено по результатам бурения скважин, остальные обосновываются несоответствием результатов опробования в соседних скважинах и, следовательно, изолированностью залежей.

Продуктивная толща на месторождении охватывает стратиграфический диапазон от сеномарского яруса верхнего мела до нижнеюрских отложений. При этом с меловыми отложениями связаны газовые залежи, а с юрскими, в основном, нефтяные и небольшие газовые и нефтегазовые залежи. Причем почти 95% запасов нефти приурочены к XIII - XVIII продуктивным горизонтам. Юрская продуктивная толща на месторождении Узень представлена терригенными отложениями от келловийских до нижнеюрских, толщиной почти 1000 м.

Рассматриваемая часть месторождения связана с блоками 2а - 3, которые расположены в пределах основного свода. Размеры участка по кровле XIII горизонта составляют 4000 м в ширину и 1050 м в пределах контура нефтеносности на севере и юге. В промышленной разработке находятся залежи нефти с XIII по XVIII горизонты.

Залежи нефти в XIII-XVIII горизонтах Узеньского месторождения имеют близкие по абсолютным отметкам водонефтяные контакты (ВНК) и многими исследователями рассматриваются, как единая пластово-массивная залежь. Колебания ВНК по площади залежи происходит в пределах 10 м, без видимых закономерностей. Колебания раздела нефть-вода связано со сложным строением природного резервуара, вызванным частым замещением коллекторов непроницаемыми породами.

Продуктивная толща представляет собой переслаивание терригенных пород, алевролитов и глин. Наиболее выдержанные по площади глины являются разделами между горизонтами, а в их пределах выделяются пачки коллекторов.

1.2.1 Стратиграфия

Месторождение Узень многопластовое, имеет исключительно сложное строение. В разрезе меловых и юрских отложений выделено 25 продуктивных горизонтов (I-XXV).

Из них I-XII горизонты (в нижнемеловых отложениях) стратиграфический относятся к туронским (I-горизонт), сеноманским (II-горизонт), альбским (III-XI горизонты) и неокомским (XII-горизонт) отложениям, состоящим из переслаивающих песчаных, алевролитовых и глинистых пород.

Рисунок - 1.2 Стратиграфический диапазон нефтегазоносности.

По литологическим особенностям эти отложения четко разделяются на два комплекса: верхний терригенный (II-XI горизонты) и нижний терригенно-карбонатный (XII-горизонт). Пласты-коллекторы этих горизонтов газонасыщены, этаж газоносности более 700м. XIII-XVIII в основном нефтенасыщенные горизонты юрского возраста, относятся к верхнему этажу нефтегазоносного разреза и залегают на глубине 1080-1370 м. В них сосредоточены основные запасы уникальных по составу и свойствам нефти, залежи нефти указанных горизонтов по типу пластовые сводовые. В основных продуктивных горизонтах (XIII-XVIII), протяженность которых по оси складки в 4-5 раз больше их ширины, выделен 51 нефтяной пласт: XIII-12, XIV-14, XV-8, XVI-1, XVI-3, XVII-6, XVIII-7. Глубокими разведочными скважинами на Узеньской площади вскрыта мощная толща осадочных отложений мезо-кайнозойского возраста.

Максимальная мощность разреза (около 2000 метров) пройдено скважинам № 5 и № 33. На Узеньской площади в 1965 году было закончено бурение скважины № 53 глубиной 2200 метров, изучение керна из которого позволило установить в разрезе нижнеюрские и триасовые отложения.

Триасовая система - T

Отложения уверенно относимые к триасу вскрыты на Узеньской площади лишь в скважине № 53 в кернах, поднятых с глубины 2154-2120 метров, были определены комплекс пор и пыльцы, которые по заключению палеонтолога ВНИТРИ Менышковой, характерен для среднего и верхнего триаса. В порово-пыльцевом комплексе: пор - 42-62 % пыльцы -37-56%.

Вскрытая мощность отложений триаса составляет в скважине № 5- 39 метров, в скважине № 53 - 58 метров. Литологический они представлены аргеллитом микро прослойками в виде тонкозернистого песчаника и алевролита.

Юрская система -J

В разреза юрской системы выделяются 3 отдела: нижнеюрский отдел, среднеюрский отдел и верхняя юра.

Нижнеюрский отдел - J1

Нижнеюрские отложения представлены песчаниками, алевролитами, глинами и аргеллитами. Песчаники мелкозернистые, а также алевролито-глинистые. Песчаники и алевролиты плотно сцементированы кварцем и полевым шпатом. Глины и аргеллиты представлены аналогично песчаником. В разрезе также встречаются обуглившийся растительные осадки.

Средний отдел - J2

Отложения средней юры вскрыты в скважинах № 1,5, 42, 53, 57, 60. Большинство 3 яруса, однако единая точка зрения на объемах этих подразделений отсутствует. Сказанное в большей степени относятся к границе между байосским и батским ярусами. Положение яруса Оалена определяется более достоверно и однозначно. К отложениям этого яруса относятся мощная песчано-гравилитовая толща, в которой в виде маломощных прослоев отмечаются пропластки глин и алевролитов.

Байосскии ярус представлен толщей терригенных пород, песчано- алевролитового и глинистого состава. Мощность этого яруса составляет 515-520 метров. Отложения представлены песчано-алевролитовыми породами, разделенными глинистыми прослоями и пачками.

Верхняя юра - J3

Верхнеюрские отложения в пределах Узеньской площади подразделяются на 2 яруса: келловейский и оксфордский.

Келловейский ярус представлен преимущественно глинистой толщей пород мощность 110 метров.

В нижней части имеется чередование песчаников, алевролитов и глин. Породы обогащены растительной органикой, пропитаны нефтью. К этому ярусу приурочены XIII и верхняя часть XIV горизонтов.

Оксфордский ярус сложен глинами, мергелями, мощностью до 150 метров. Имеются включения растительной органики.

1.2.2 Тектоника

Узеньская структура расположена в северной приподнятой части Жетыбай-Узеньской тектонической ступени, приуроченной к северному горизонту Южно-Мангышлакского прогиба. Она занимает наиболее высокое структурное положение и выделяется своими крупными размерами. Узеньская структура на севере граничит с южно-восточной периклиналью, от соседнего Тенгизского поднятия. Узеньская складка соседствует с Карамандыбасской структурой. Структура Узень относятся к типу брахиантиклинальной. Отношение длины оси к короткой в пределах изогипса увеличивается до 411 метров. Узеньская структура протянулась в направлении с востока и юго-востока на запад и северо-запад. Ось складки изогнута. Одной из характерных особенностей Узеньской складки является ее слабая дислоцированность разрывных нарушений.

На структурных картах, построенных по XIII горизонтам выделяется пять нарушений, из которых два являются более достоверным, чем остальные. К достоверным нарушениям относятся два нарушения в районе скв. 517, 668 (III-разрезающий ряд), в районе скв. 51, 62 (VI-А разрезающий ряд). К предполагаемым нарушениям - три в районе скв. 82, 87 (между рядами IV-A и IV).

Первое тектоническое нарушение (считая с востока на запад) северо-восточное (III- ряд) проводится условное между скв. 1177 -1045. Оно предполагается на основании несовпадения линий изотип. Здесь неясно строение складки северо-восточного крыла структуры.Второе дизъюнктивное нарушения (III-А ряд) проводится достаточно обоснованно. Для прослеживания этого нарушения были построены ряд профилей через скв. 214, 228 и 514, 465. Нарушение хорошо прослеживается в скв. 517 и подтверждается скважиной 668.

В этой скважинах выпадение части продуктивного разреза составляет величину около 35 м. В разрезе скв. 517 отсутствует нижняя часть XIII горизонта мощного 9 м., на северном крыле складки, в районе скв. 270-265, и на юге от района скв. 1198-309, нарушение пока ее выявляется, возможно потому, что на севере и на юге от района скв. 517 и 668 амплитуда нарушения уменьшается и оно затухает. Эти нарушения являются практически первым, которые установлены по результатом сопоставления разрезов ряд скважин.

Сопоставление структурных карт составленных по меловым отложениям, кровле XIII горизонта и нижележащих продуктивных горизонтов, показывает полную идентичность форм и ориентированность структур по различным горизонтам средней, верхней юры, нижнего и верхнего мела. Это обстоятельство показывает, что основные черты строения складки с глубиной полностью сохранятся. Наряду с этим сопоставление указанных структурных карт указывает на закономерность увеличения со стратиграфической глубиной углов падения пластов и амплитуды складки.

1.3 Нефтегазоносность

Продуктивная толща на месторождении Узень охватывает большой стратиграфический диапазон: от сеномарского яруса верхнего мела до нижней юры. К меловым отложениям приурочены залежи газа. К юрским - нефтяные и нефтегазовые залежи с XIII горизонта.

На основании данных комплексного геолого-промыслового изучения месторождения Узень, с учетом сложившейся истории и фактического состояния его разработки, необходимости достижения утвержденного коэффициента извлечения нефти по блокам 2а и 3 выделен следующий объект разработки: XIII горизонт.

В разделе проанализированы имеющиеся геолого-промысловые материалы с учетом новых скважин пробуренных в пределах основного свода в блоках 2а-3, которые ограничены с севера на юг контурами нефтеносности, с востока и запада разрезающими рядами.

На структурной карте по кровле коллектора XIII горизонта видно, что большинство новых скважин, пробуренных в блоке 2а, расположены в сводовой части структуры и единичные на крыльях. В блоке 3 вновь пробуренные скважины расположены, в основном, в сводовой части структуры и единичные на северном крыле. На южном крыле нет ни одной новой скважины.

Общие толщины продуктивных горизонтов колеблются в пределах 15-65 м. данные горизонты подразделяются на пачки, которые в свою очередь состоят из пластов.

По XIII горизонту общая толщина колеблется от 18,3м (скважина 6623) до 53,6м (скважина 469). Прослеживается 12 пластов-коллекторов, которые по принятой схеме расчленения продуктивного разреза объединены в 5 пачек. А, Б, В, Г, Д. Эффективная нефтенасыщенная толщина горизонта колеблется от 0.6м (скважина 2724) до 27,7м (скважина 318) и в среднем составляет 8,6 м. причем в блоке 3 горизонт является более выдержанным по разрезу по сравнению с блоком 2а. В блоке 2а максимальная толщина (20 м) достигается только в одной скважине 4309. В блоке 3 эффективные нефтенасыщенные толщи более 20 м не имеют многие скважины, максимальная толщина (27.7 м) выделена в скважине 318.

На профильном разрезе, проходящем через 3 блок вкрест простирания структуры с учетом новых скважин, видно, что в XIII горизонте по вновь пробуренным скважинам выделены пласты с высокопроницаемыми зонами в скважинах 4 324 (пласт а2), 4358 (пласт а2), 4326 (пласт б1+2) и 3133 (пласты а1, а2) .

Все вновь пробуренные скважины по залежам XIII горизонта находятся в пределах нефтяной зоны.

Таким образом, в результате обработки материалов ГИС по новым скважинам уточнилось положение внутреннего контура нефтеносности и произошло сокращение площади нефтеносности.

Сточные воды, как смесь пластовых вод продуктивных горизонтов месторождения, представляют собой высокоминерализованные рассолы хлоркальциевого типа. Минерализация составляет 42-65 г/л, гидрокарбонатов - 128-756 мг/л, сульфатов - 146-805 мг/л, сероводород обнаруживается в количестве 0.66-4.35 мг/л, сульфатовосстанавливающих бактерий 102 - 105 клеток в миллилитре.

Таблица 1.1 - Положение ГНК и ВНК по залежам

Горизонт

Залежь

Положение на структуре

Абсолютная отметка ГНК, м

Абсолютная отметка ВНК, м

XIII

север

-1126

запад

-1133

юг

-1137

XIV

запад

-1133

остальная часть

-1140

XV

-1140

XVI1

-1140

XVI2

-1140

XVII

А

-1036

-1141-1151

Б

-1064

-1151

XVIII

А

-1145

Б

-1142

В

-1150

Таблица 1.2 - Начальные геологические запасы нефти. Структура запасов по проницаемости коллекторов блоки 2а-3

Горизонт

Начальные геологические запасы нефти (тыс.т) в диапазонах проницаемости, мкм2*10-3

Структура начальных геологических запасов нефти (%) в диапазонах проницаемости

10-60

60-240

> 240

Всего

10-60

60-240

> 240

XIII

28882

3696

526

33104

87

11

2

XIV

42774

31157

6001

79932

54

39

7

XV

25890

16739

2097

44726

58

37

5

XVI

10976

20845

7266

39087

58

53

19

XVII

7198

20158

4836

32192

28

63

15

XVIII

8560

2739

963

12261

70

22

8

ИТОГО

124280

95334

21689

241303

52

39

9

Таблица 1.3 - Исходные геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов

Параметры

Объекты

XIII

XIV

XV

XVI

XVII

XVIII

Глубина залегания, м

1200

1220

1290

1320

1340

1380

Тип залежи

пластов. Сводовая

пластов. Сводовая

пластов

Сводовая

пластов. Сводовая

пластов сводовая

пластов, сводовая

Тип коллектора

терригенный полимиктовый

терригенный полимиктовый

териген

ный полимиктовый

теригенный

полимикт овый

терригенный полимиктовый

теригенный полимиктовый

Площадь нефтеносности, тыс. м2.

39820

32673

26984

18913

14151

11362

Средняя общая толщина, м.

48.8

67.8

46.6

40.3

51.3

51.3

Средняя нефтенасыщенная толщина, м.

11.3

21.7

15.6

17.5

21.0

19.1

Средняя пористость, доли ед.

0.27

0.25

0.24

0.24

0.23

0.23

Средняя проницаемость по ГИС, мкм2.

0.045

0.116

0.082

0.13

0.16

0.079

Средняя проницаемость по керну, мкм2.

0.203

0.212

0.15

0.2

0.199

0.098

Коэффициент нефте насыщенности,

доли ед.

0.63

0.64

0.61

0.63

0.63

0.57

Коэффициент песчанистости, доли ед.

0.23

0.32

0.34

0.43

0.52

0.46

Коэффициент расчленённости, доли ед.

5.4

8.3

5.6

3.6

4.8

4.5

Пластовая температура, оС

57.2

59.1

62.6

65

66.1

68.0

Начальное пластовое давление, МПа

10.4

10.9

11.3

П.7

12.1

12,9

Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с

5.4

4.5

4.6

4.4

4.7

4.1

Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 , при 20 оС.

866.5

866.4

864.8

867.4

864.7

862.7

Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед

1.14

1.16

1.159

1.16

1.155

1.165

Содержание серы в нефти,%

0.2

0.2

0.2

0.2

0.18

0.17

Содержание парафина в нефти, %.

18.5

19.7

19.2

18.7

20.4

21.2

Давление насыщения

нефти газом, МПа.

5.8

6.4

6.3

7.5

6.7

7.9

Газосодержание, м3т.

50

53

51

53

51

54

Вязкость воды в пластовых условиях, мПа*с.

0.72

0.7

0.67

0.65

0.63

0.61

Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3.

1.08

1.08

1.08

1.08

1.08

1.08

Таблица 1.4 - Характеристика толщин пластов

Горизонт

Толщина

Наименование

Газонефтяная зона пласта

Нефтяная

зона пласта

Водонефтяиая зона пласта

По горизонту в

целом

Общая

Средняя. м

34.6

34.6

Х111

Коэф. вариации, д.ед

0.31

0.31

Интервал изменения, м

18.3-53.6

18.3-53.6

Эффек тивная

Средняя, м

8.6

8.6

Коэф. вариации, д.ед

0,29

0.29

Интервал изменения,м

0.6-27.7

0.6-27.7

Средняя,м

8.6

X Г,

Коэф. вариации, д,ед

0.29

0.29

Интервал изменения,м

0.6-27.7

0.6-27.7

XIV

Общая

Средняя,м

50.6

53.8

51.6

Коэф .вариации, д.ед

0.06

0.03

0.06

Интервал изменения.м

35.6-55.4

44.4-60.6

35.6-60.6

Эффективная

Средняя.м

21.1

24.1

21.2

Коэф. вариации, д.ед

0.12

0.07

0.12

Интервал изменения ,м

4.0-46.0

11.0-41.8

40-46.0

Нефтена- сыщенная

Средняя.м

21.1

11.2

20.8

Коэф вариации, д.ед

0.12

0.40

0.13

Интервал изменения.м

4.0-46.0

1.4-20.6

1.4-46

XV

Общая

Средняя ,м

45.8

36.2

43.2

Коэф.вариации, д.ед

0.220

0.074

0.219

Интервал изменения,м

24.8-61.2

28.2-42.4

248-61.2

Эффективная

Средняя,м

13.5

11.9

13.2

Коэф.вариации, д.ед

0.321

0.215

0 331

Интервал изменения.м

0.6-47.2

3.8-18.0

0.6-47.2

Нефтенасыщ

Средпяя,м

13.4

8.1

12.6

Коэф. вариации, д.ед

0.324

0.302

0.321

Интервал изменения,м

0.6-47.2

2.0-14.6

0.6-47.2

XVI

Общая

Средняя ,м

27.5

31.2

28.5

Коэф. вариации, д.ед

0.067

0.393

0.061

Интервал изменения.м

14.8-46.4

20.8-36.4

14.8-46.4

Эффективная

Средняя ,м

17.2

17.7

17.3

Коэф. вариации, д.ед

0.126

0.455

0 121

Интервал изменения,м

1.6-52.4

7.0-27.0

1.6-52.4

Нефтенасыщ

Средняя,м

17.2

10.9

16.4

Коэф. вариации, д.ед

0.126

0.181

0.107

Интервал изменения,м

1.6-37.9

2.6-23.4

1.6-37.9

XVII

Общая

Средняя,м

52.6

46.7

444

51.3

Коэф. вариации, д.ед

0.058

0.297

0.093

0.222

Интервал изменения,м

39.0-64.8

41.2-64.8

39.0-50.0

39 0-64.8

Эффективная

Средняя, м

27.И

16.7

23 1

204

Коэф. вариации, д.ед

0.109

0.355

0.112

0.284

Интервал изменения,м

6.4-49.4

3.8-47.4

4.8-36.2

3.8-49.4

Нефтепасыш

Средняя,м

18.6

16.7

12.9

17.0

Коэф. вариации, д.ед

0.273

0.355

0.327

0.328

Интервал изменения,м

2.0-43.8

3.8-47.4

2.2-30.6

2.0-47.4

XVIII

Общая

Средняя.м

53.6

52.4

53.0

Коэф. вариации, д.ед

0.110

0.041

0 085

Интервал изменения,м

34.6-56.4

46.8-53.0

34.6-56.4

Эффективная

Срсдняя.м

21.4

24.7

22.6

Коэф. вариации, д.ед

0.127

0.071

0.112

Интервал изменения,м

4.4-37.4

4.6-35.4

4.4-37.4

Нефтенасыщ

Средняя.м

21.2

13.6

18.4

Коэф вариации, д.ед

0.128

0.261

0.197

Интервал изменения,м

1.2-36.8

1.2-29.6

1.2-36.8

1.4 Характеристика энергетического состояния залежи (динамика фонда скважин сбора нефти, газа, попутной воды, среднего дебита скважин, пластового давления)

XIII горизонт характеризуется наибольшей послойной и зональной неоднородностью, самыми худшими из рассматриваемых горизонтов емкостно-фильтрационными свойствами пластов-коллекторов. К низкопроницаемым коллекторам приурочено 87% запасов нефти блоков 2а и 3 XIII горизонта.

Действующие добывающие и нагнетательные скважины расположены бессистемно, расстояния между действующими добывающими и ближайшими нагнетательными скважинами составляет от 250м до 1200 м. Плотность сетки действующих скважин составляет 0,315 км.

По состоянию на 01.01.2005г. в эксплуатационном фонде добывающих и нагнетательных блока 2а числится 550 скважин, из них в эксплуатационном фонде добывающих скважин - 348 ед., в эксплуатационном фонде нагнетательных скважин - 202 ед. Распределение скважин по категориям следующее:

1) фонд добывающих скважин

пробурено - 57 скважин

возвращено с других горизонтов - 4

временно дающие нефть - 1

всего - 62; в том числе:

действующие - 58. Из них:

фонтанных ШГН - 58

бездействующих - 1

передано под закачку - 1

контрольные - 2

ликвидированные - 1

2) фонд нагнетательных скважин

пробурено - 83

переведено из добывающего фонда - 3

всего - 86, в том числе:

действующие - 42

бездействующие - 8

ликвидировано - 34

переведено в контрольные - 2

Основной способ эксплуатации действующего фонда - глубинно-насосный. Газлифт отсутствует, а фонтанным способом эксплуатируются 4 скважины.

За последние 3 года по месторождению Узень в блоках 2а - 3 действующий фонд увеличился за счет ввода скважин из бездействующего фонда. Бездействующий фонд скважин на 01.01.05 г., по сравнению с анализом, проведенным в проекте разработки, изменился в сторону уменьшения. Основными категориями бездействия остаются (в скобках указано количество скважин):

по добывающему фонду - авария с ПО (3), обводненность (2), дефект эксплуатационной колонны (14), нет забоя (2), оставлена бригадой КРС (12), ожидание возврата скважины на вышележащий горизонт (6), ожидание возврата скважины на вышележащий горизонт из-за обводненности скважины (2), ожидающие ликвидацию (42);

по нагнетательному фонду - авария с ПО (8), дефект эксплуатационной колонны (13),межколонные проявления (4), нет забоя, не проход по колонне (5), оставлена бригадой КРС (4), смещение эксплуатационной колонны (6), ожидающие физическую ликвидацию (73).

Пластовые давления, предоставленные ОАО "Узеньмунайгаз", определены расчетным путем, из-за трудностей определения забойных и пластовых давлений прямыми методами, т.е. глубинными исследованиями, из-за большого фонда ШГН, а также физико-химических и прочих условий эксплуатации месторождения (увеличение обводненности, вязкости нефти и т.д.). Определение этих параметров осуществляется косвенными методами, а именно, на основе динамометрирования. Это приводит к возможным погрешностям полученных значений. По данным пластовых давлений в данной работе построены зависимости пластового давления от накопленных отборов нефти и от времени. При изучении построенных диаграмм отмечается стабильное падение пластового давления, вызванное общим ухудшением процесса поддержания пластового давления, что привело к снижению дебитов нефти и жидкости.

При значительно больших объемах нагнетаемой воды и отборах жидкости, в связи с дисбалансом, должны были бы существенно возрасти пластовые давления и давления на устьях нагнетательных скважин. Однако, на практике, согласно промысловым данным, это не отмечается. В зонах отбора и нагнетания пластовые давления выше давлений насыщения нефти газом.

По XIII горизонту двух блоков наблюдается более высокий темп снижения пластового давления. В настоящее время пластовое давление составляет по блоку 2а - 8,9 МПа против начального - 10,4 МПа. Это на 1,5 МПа ниже начального и на 0,6 МПа выше давления насыщения. Это вероятно связано с характерным для всего месторождения состоянием процесса ППД.

После 1990 г., с уменьшением фонда действующих скважин и разрушением систем воздействия, на фоне продолжающегося снижения средних дебитов нефти и жидкости, опять наступил период постепенного снижения добычи нефти, которая в 1998 г. составила 38,9 тыс.т. В 1999г. добыли 52,2 тыс. т. нефти.

На месторождении Узень пластовое давление поддерживается с помощью закачки в пласт воды. Сопровождаемое при этом обводнение залежей влечет существенные изменения физико-химических свойств нефти и состава нефтяного газа. Изменения, в первую очередь, связаны со снижением газосодержания и процессами окисления.

В настоящее время текущая обводненность нефти на 2а-3 блоках в среднем по горизонтам составляет 60-90 %.

Таблица 1.5 - Свойства пластовой нефти. Участки охваченные заводнением

Наименование

ХIII

ХIV

ХV

ХVI

ХVII

ХVIII

Давление насыщения нефтигазом, МПа

5.8

6.4

6.3

7.5

6.7

7.9

Газосодержание, м3/т

50

53

51

53

51

54

Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т

Р1=0.5 МПа, Т1=40 оС

40.4

42.7

41.6

43.5

41.9

44.4

Р2= 0.2 МПа, Т2= 60 оС

4.5

4.8

4.4

4.3

4.2

4.4

Р3= 0.1 МПа, Т3= 60 оС

2.6

2.8

2.3

2.3

2.2

2.4

Суммарный газовый фактор, м3/т

47.5

50.3

48.3

50.1

48.3

51.2

Плотность, г/см3

0.801

0.789

0.793

0.791

0.794

0.789

Вязкость, мПа*с

5.4

4.5

4.6

4.4

4.7

4.1

Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.

1.14

1.16

1.159

1.16

1.155

1.165

Температура насыщения нефти парафином, оС

55.4

55.2

55.4

55.4

55.6

55.3

Коэффициент сжимаемости *10-4, 1/МПа

13.97

13.66

13.84

13.83

13.34

12.83

Таблица 1.6 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти. Участки охваченные заводнением

Наименование

Горизонт

XIII

XIV

XV

XVI

XVII

XVIII

Плотность, кг/м3, при 20 оС

866.5

866.4

864.8

867.4

864.7

862.7

Вязкость, мПа*с, при 20 оС

-21.5

-21.2

-19.1

-22.3

-18.1

- 16.6

Температура застывания, оС

+34

+34

+34

+34

+34

+34

серы

0.2

0.2

0.2

0.2

0.18

0.17

смол, асфальтенов

17.9

17.0

17.4

17.8

18.1

15.9

парафинов

18.5

19.7

19.2

18.7

20.4

21.2

2. Технико-технологическая часть

2.1 История разработки и проектирования месторождения

Месторождение Узень открыто в 1961 году и введено в промышленную разработку в 1965 году согласно Генеральной схемы разработки месторождения.

Основные положения утвержденного варианта генсхемы следующие:

1) выделение четырех объектов эксплуатации:

I объект - XIII-XIV горизонты;

II объект - XV-XVI горизонты;

III объект - XVII горизонт;

IV объект - XVIII горизонт;

2) обязательность поддержания пластового давления и пластовой температуры с начала разработки месторождения;

а) осуществление разработки I и II объектов путем разрезания их рядами нагнетательных скважин на блоки шириной 4 км;

б) проведение разработки XVII горизонта в первое время с применением законтурного заводнения через 8 нагнетательных скважин;

в) осуществление разработки XVIII горизонта без поддержания пластового давления;

г) уточнение системы дальнейшей разработки XVII и XVIII горизонтов после получения данных об эффективности их разработки при принятых условиях и результатов внутриконтурной закачки горячей и холодной воды в верхние объекты;

д) в пределах каждого блока в I объекте располагается 5, во II объекте - 7 рядов добывающих; расстояние между нагнетательными скважинами для I объекта - 500, для II - 250 м;

е) уточнение технологических показателей и совершенствование системы разработки месторождения на основе данных продолжительной пробной эксплуатации всех горизонтов.

Для закачки воды в продуктивные горизонты месторождения прелагалось использовать воду Каспийского моря, имеющую сходный с пластовой водой состав солей, но в 10 раз меньшую минерализацию. В 1977 году был составлен Комплексный проект разработки всех нефтяных горизонтов месторождения Узень (XIII-XXIV), в котором, кроме технологических, были освещены и технические вопросы. В целях улучшения эксплуатации месторождения разработаны организационно-технические мероприятия и программа исследований по решению научно-технических проблем.

Комплексный проект разработки утвержден Миннефтепромом (протоколы №37 от 14.11.1977 года и №84 от 07.02.1978 года). В связи с уточнением геологического строения продуктивных горизонтов нижнего этажа нефтеносности (XIX-XXIV) и утверждением балансовых и извлекаемых запасов нефти, в 1982 году был составлен проект разработки нефтяных залежей Парсумурунского, Северо-Западного и Хумурунского куполов месторождения Узень. В 1976-1978 годах была предложена новая система воздействия на многопластовые залежи аномальных нефтей с целью повышения эффективности закачки горячей воды для поддержания пластового давления и температуры, интенсификации процесса разработки - ступенчатое термальное заводнение. В 1979 году была составлена техническая схема разработки XIII-XIV горизонтов на опытном участке в блоках III, IIIа, IV при ступенчатом термальном заводнении (СТЗ).

2.2 Состояние разработки

2.2.1 Объем добычи нефти и газа. Характеристика основных показателей разработки блоков 2а и 3

Анализ основан на данных из официальной документации ОАО «Узеньмунайгаз».

Основными характеристиками состояния разработки месторождения являются: коэффициент извлечения нефти (КИН), темп отбора от извлекаемых запасов и выработка извлекаемых запасов нефти.

Максимальный текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) достигнут по XVI горизонту. Темпы отбора по горизонтам разные 0,67% -- 1,24%. Максимальный отбор от извлекаемых запасов нефти из XVI и XVII горизонта 71,0 % и 67,7 %, соответственно.

Таблица 2.1 - Текущий КИН, темп отбора и выработка извлекаемых запасов по блокам 2а, 3

Горизонты

Утверждённый КИН, %

Текущий КИН по состоянию на 01.01.2004 г., %

Темп отбора от извлекаемых запасов, %

Отбор от извлекаемых запасов, %

XIII

45

20.9

1.24

46.3

XIII горизонт на блоках 2а и 3 характеризуется наибольшей послойной и зональной неоднородностью. К низкопроницаемым коллекторам (0.01- 0.06 мкм2) приурочено 87 % запасов нефти.

Как видно из карт текущих отборов действующие добывающие и нагнетательные скважины расположены бессистемно, расстояния между действующими добывающими и ближайшими нагнетательными скважинами составляют от 250 до 1200 м. Плотность сетки действующих скважин составляет 0,315 км2.

Блок 2а. По состоянию на 01.01.2005 г. накопленная добыча нефти составила 2993,3 тыс.т и жидкости 5626,3 тыс.т

С 1995 по 2005 год в целом наблюдается увеличение добычи нефти с 43,56 тыс.т до 139,2 тыс.т, за исключением 1998 г., в котором произошло заметное снижение уровня добычи нефти относительно предыдущего года на 10 тыс.т нефти. Аналогично добыче нефти изменялась и годовая добыча жидкости с 95,05 тыс.т в 1995 до 417,5 тыс.т в 2005 году.

Среднесуточный дебит скважин по нефти значительно вырос с 2,8 т/сут (1995 г) до 4,9 т/сут (2005 г). Аналогично и по жидкости с 6,1 до 14,9 т/сут.

Обводненность добываемой продукции также увеличилась с 54,2 % до 69,8 %. Максимальная обводненность приходится на 2001 г. (72.5%).

Закачка воды в пласт за анализируемый период увеличилась с 422,96 тыс.м3 (1995г) до 578,4 тыс.м3.

Отмечено снижение текущей компенсации отборов закачкой с 388,7% до 141,6%, и накопленная компенсация на конец 2004 года составила 275,3%.

Блок 3. По состоянию на 01.01.2005 г. накопленная добыча из рассматреваемого объекта разработки составила 3911,3 тыс.т нефти и 7091,4 тыс.т жидкости.

Динамика показателей разработки блока 3 аналогична с динамикой показателей 2а блока. В целом по 3 блоку добыча нефти увеличилась с 31.16 тыс.т нефти (1995 г) до 91,05 тыс.т нефти в 2005 году, и опять же в 1998 году наблюдалось снижение добычи нефти на 3,02 тыс.т. Подобно добыче нефти изменялась и добыча жидкости с 74,26 тыс.т в 1995 до 471,30 тыс.т в 2005 году. В 1998 году добыча жидкости снизилась по сравнению с 1997 годом на 13,93 тыс.т.

Среднесуточный дебит скважин по нефти с 1995 г. увеличился почти в 2 раза и составил 4,7 т/сут , по жидкости почти в 3 раза и составил 18,7 т/сут.

Обводненность добываемой продукции увеличилась с 58 % в 1995 до 75.8 % в 2005 году. Пик обводненности пришелся на 2001 г. (78.2%).

Закачка воды с 1995 по 1998 год снизилась с 277,66 тыс.м3 до 206,0 тыс.м3. С 1999 по 2005 год закачка воды увеличилась с 214,07 тыс.м3 до 514,30 тыс.м3.

Текущая компенсация отборов жидкости закачкой снизилась с 349,7 % в 1995 до 134.0 % в 2005 году. Накопленная компенсация в 2005 году составила 242,4 %.

Анализ техники и технологии добычи

За время после 1973 г. годовая добыча нефти уменьшилась в 4 раза до 41,5 тыс. т. в 1994 г. Но в этот период было увеличение добычи нефти в 1990 г. до 118,9 тыс. т. (на 20-30 % больше, чем в предыдущий и в последующий годы), связанное с увеличением фонда действующих добывающих и нагнетательных скважин до максимального количества за всю историю разработки данного объекта, внедрением системы ступенчато-термального заводнения (СТЗ) и площадного заводнения, в связи с чем пластовое давление в зоне отбора в 1991 г. увеличилось до максимального значения за все время разработки - 11.5 МПа. Закачка воды в 1990 г. была на 46 % больше, чем в предыдущий год, текущая компенсация отбора жидкости закачкой воды составила 260 %. Средняя приемистость нагнетательных скважин в 1990 г. была на 31 % больше, чем в 1998 г.

Закачку воды в XIII горизонт блока 2а начали в четвертый год разработки (1970 г.) и к 1976 г. довели до 641.6 тыс. куб. м. в течение 1977-1993 г.г. закачку воды осуществляли в объеме 400-500 тыс. куб. м. в год, только с 1978 г., 1986 г., 1990 г. и 1993 г. ее увеличили до 716-861 тыс. куб. м. В 1999 г. закачали 429.9 тыс. куб. м воды.

Текущая компенсация отбора жидкости закачкой воды изменялась за годы разработки XIII горизонта в блоке 2а от 66 % (в первый год закачки воды) до 721 % в 1994 г. На 01.01.2003 г. текущая компенсация отбора закачкой равна 308 %, накопленная - 278 %.

В 1999 г. технологические показатели разработки блока 2а в XIII горизонте улучшились по сравнению с 1998 г. Увеличилась добыча нефти и жидкости, закачка воды, средние дебиты нефти и жидкости 1 скважины стали больше.

Анализ показывает, что коэффициенты охвата заводнением по пластам меняются в широком диапазоне от 0,06 до 0,91, в целом по горизонтам (объектам эксплуатации) - от 0,27 до 0,79. Самым низким коэффициентом охвата характеризуется XIII горизонт, наибольшим - 0,79 - XVI горизонт. Это может быть связано с различиями в геологическом строении пластов-коллекторов рассматриваемых горизонтов, характеризующихся такими параметрами, как коэффициент расчлененности и распространения и, в первую очередь, с различиями в их фильтрационно - емкостных свойствах.

2.3 Состояние фонда скважин

Структура фонда добывающих и нагнетательных скважин блока 2а.

По состоянию на 01.01.05 г. эксплуатационный фонд добывающих скважин - 355, нагнетательных - 192 с учетом второго разрезающего ряда. Распределение скважин по категориям и горизонтам представлено в таблице 2.2.

Таблица 2.2 -- Характеристика фонда скважин по 2а блоку месторождения Узень по состоянию на 01.01.05 г.

Характеристика

Фонда скважин

Горизонты

Итого

По

Блоку

XIII

XIII

XIV

XIV

XV

XV

XVI

XVI

XVII

XVIII

I. Фонд добывающих скважин

Эксплуатационный*

65

112

70

48

40

20

355

Действующий

59

5

99

62

5

40

40

19

329

Бездействующий

1

-

8

3

-

3

-

1

16

В освоении, после бурения

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Контрольные

1

-

1

-

-

-

-

-

2

Ликвидированные

9

-

11

8

2

4

2

-

II. Фонд нагнетательных скважин

Нагнетательный фонд

50

58

36

19

20

9

192

Действующие

43

50

29

14

15

9

160

В т.ч 2 разр ряд

12

16

3

2

1

-

34

Бездействующие

7

8

7

5

5

-

32

В т.ч. 2 разр. ряд

1

1

2

1

1

-

6

Контрольные

-

3

2

2

4

-

11

Ликвидировано

34

42

17

17

15

2

127

* скважино-объекты

Из 355 скважино-объектов эксплуатационного добывающего фонда 329 скважин - действующие, 16 скважин находятся в бездействии. 2 скважины относятся к категории контрольных.

Все скважины эксплуатируются штанговыми глубинными насосами (ШГН).

Из 10 действующих добывающих скважин, эксплуатирующих два горизонта совместно, 5 скважин приходится на горизонты XIII и XIV, и 5 Нагнетательный фонд блока 2а представлен разрезающими рядами 2, 2а и очаговыми скважинами. Очаговые скважины XIII - XIV горизонтов размещаются по площади нефтяных залежей в виде горизонтальных нагнетательных рядов, входящих в систему ступенчатого термального заводнения, которое применялось на Узеньском месторождении с 1984 года, количество рядов ступенчато-термального заводнения (СТЗ) на XIII, XIV, XV и XVI горизонтах, на данный период, существуют только отдельными элементами, т.е. метод ступенчато-термального заводнения (СТЗ) на 2а и 3 блоках не применяется.

Их 192 скважин нагнетательного фонда, действующих нагнетательных скважин 160 и бездействующих -- 32, контрольных -- 11, ликвидированных -- 127.

Структура фонда добывающих и нагнетательных скважин блока 3.

По состоянию на 01.01.2005 год эксплуатационный фонд добывающих скважин - составил 323. Нагнетательный фонд представлен 145 скважинами с учетом разрезающего ряда 2а. Распределение скважин по категориям и горизонтам представлено в таблице 2.3

Таблица 2.3 -- Характеристика фонда скважин 3 блока месторождения Узень по состоянию на 01.01.05 г.

Горизонты

Итого

По

Блоку

XIII

XIII

XIV

XIV

XIV XV

XV

XV

XVI

XVI

XVII

XVIII

I. Фонд добывающих скважин

Эксплуатационный*

54

107

63

49

34

16

323

Действующий

44

9

95

1

58

3

44

33

16

303

Бездействующий

1

-

2

-

1

2

1

-

7

В освоении, после бурения

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Контрольные

1

-

2

-

1

-

2

-

-

6

Ликвидированные

8

-

11

-

10

-

9

9

-

-

II. Фонд нагнетательных скважин

Нагнетательный фонд

27

47

31

16

18

6

145

Действующие

23

38

21

13

14

4

113

В т.ч 2а разр.ряд

8

9

7

2

7

-

33

Бездействующие

10

14

11

3

4

2

44

В т.ч 2а разр.ряд

3

4

5

2

2

-

16

Контрольные

1

7

3

3

4

-

18

Ликвидировано

37

47

27

25

22

2

160

* скважино -объекты

Из 323 скважино-объектов эксплуатационного добывающего фонда 303 скважин - действующих, в том числе 13 скважин эксплуатирующие совместно два горизонта. Это 9 скважин на XIII и XIV горизонтах, 1 скважина на XIV и XV горизонтах, и 3 скважины на XV и XVI горизонтах. В бездействующем фонде находится 7 скважин. Контрольный фонд представлен 6 скважинами.

Механизированный способ эксплуатации штангово-глубинными насосами (ШГН) является основным способом эксплуатации скважин.

Действующих нагнетательных скважин 113. В бездействии числится 44 скважины. С начала разработки ликвидировано 160 скважин. Контрольный фонд составил 18 скважин.

Бурение скважин

После составления проекта разработки 2а, 3 блоков, в 2000-2005 годах пробурено 60 скважин. Из них согласно "Проекта разработки 2а -3 блоков нефтегазового месторождения Узень, 2000г." пробурено 11 скважин, местоположение остальных 49 скважин не соответствует проектному.

Характеристика бездействующего фонда скважин

После составления проекта разработки бездействующий фонд скважин, как эксплуатационных, так и нагнетательных, уменьшился. Скважины выводили из бездействия в эксплуатацию, или ликвидировали.

Основными причинами, по которым скважины выводились в бездействие, являются:

авария подземного оборудования (ПО);

высокая обводненность (98-99%);

дефект эксплуатационной колонны;

ожидание возврата скважины на вышележащий горизонт;

межколонные проявления;

не проход по эксплуатационной колонне;

смещение эксплуатационной колонны;

ожидающие ликвидации.

2.4 Система поддержания пластового давления

Разработка горизонтов проводится с поддержанием пластового давления путем закачки холодной воды.

По всем горизонтам, пластовое давление, за анализируемый период (2000-2003гг), увеличилось и стало больше начальных пластовых давлений за небольшим исключением--XVIII горизонт, блок 3.

Основной причиной увеличения давления являются большие объемы закачки воды, нежели предусмотренные проектом разработки.

По XIII горизонту пластовое давление изменилось с 9,1 МПа (2000 г.) до 10,98 МПа (2005 г.). По состоянию на 01.01.05 г. пластовое давление по блоку 2а составило 10,94 МПа, по блоку 3 -- 11,02 МПа. Превышение над начальным пластовым давлением составило для блока 2а --0.5 МПа, для блока 3--0,62 МПа. Прогноз давления показывает о необходимости снижения текущего давления до первоначального.

Анализ показателей разработки XIII-ХVIII горизонтов на блоках 2а и 3 свидетельствует об их улучшении за последние четыре года (исключение составляет прогрессирующая обводненность), что связано с:

1) увеличением эксплуатационного фонда добывающих нагнетательных скважин за счет ввода скважин в эксплуатацию из бурения;

2) увеличением фонда действующих добывающих и нагнетательных скважин за счет ввода скважин в эксплуатацию из бездействия, из контрольного фонда, переводом скважин из нижележащих объектов на вышележащие;

3) увеличением дебитов нефти и жидкости добывающих скважин и приемистости нагнетательных скважин, за счет проведенных профилактических работ по увеличению притоков и приемистости;

4) увеличением закачки воды;

5) увеличением коэффициента эксплуатации добывающих скважин действующего фонда, что связано с оборудованием скважин новыми НКТ, штангами и глубинными насосами комплектно, а также применением новых технологий: периодическое заполнение углеводородной смесью затрубного пространства добывающих скважин, при различных дебитах и обводненности продукции до 80%; дозировкой ингибитора парафиноотложения.

2.5 Эксплуатация скважин

Месторождение Узень разрабатывается более 30 лет и имеет очень сложные эксплуатационные условия. Такие факторы, как отложения парафина, солеотложения в подземном и наземном оборудовании (выкидных линиях), коррозия, связанная с наличием сероводорода и большая обводненность продукции осложняют эксплуатацию и снижают добычу. И это создает определенные условия и ограничения при выборе оборудования.

Анализ техники и технологии добычи нефти на месторождении проведен по промысловым данным. Действующий фонд добывающих скважин блока 2а составляет 284 скважины, блока 3 - 222 скважины. В настоящее время эксплуатация этих блоков ведется механизированным способом, установками ШСНУ (фонтанные скважины 1103, 2052 находятся в переводе на механизированную добычу), поэтому работа скважин и их характеристика оценивалась по основным текущим параметрам в зависимости от диаметра насоса, спущенного в скважину.

Наземное оборудование штанговая скважинная насосная установка (ШСНУ) представлено станками-качалками (СК) 6СК6, ПШНГ, 7СК8, СК12, (ИР12 - румынская), Лафкин (американская), грузоподъемность которых 6, 8, 12, 10 тонн соответственно.

Состояние подземного оборудования (НКТ, штанги и глубинные насосы) анализировалось с точки зрения работоспособности и рациональности применения в условиях месторождения.

3. Спецчасть

3.1 Текущее состояние действующей системы промыслового сбора продукции скважин

За продолжительный период промышленной разработки на месторождении создана обширная сеть объектов промыслового обустройства, включающая тысячи скважин, подключенных в систему промыслового сбора, сотни тысяч километров нефтегазоводопроводных труб различного диаметра и назначения, около 240 групповых и замерных установок, печи устьевого и путевого подогрева, объекты предварительной подготовки нефти и сточных вод, центральный пункт товарной подготовки нефти.

Высокопарафинистая нефть месторождения при снижении температуры характеризуется резким увеличением вязкости, а при температуре ниже плюс 32 єС теряет текучесть. Вязкость водонефтяной эмульсии при тех же условиях на порядок выше вязкости нефти. Поэтому, с самого начала разработки месторождения эксплуатация системы промыслового сбора и транспорта нефти оказалась наиболее сложной.

Работа малодебитного фонда скважин в холодный период года остается крайне ненадёжной из-за застывания нефти в выкидных трубопроводах. устьевой и путевой подогрев не обеспечивает надежность работы скважин с невысокими дебитами и выкидными трубопроводами протяжённостью более 300 м. Это послужило причиной объединения нескольких скважин в один выкидной трубопровод.

Действующий фонд скважин (13-18 горизонтов), работающий совместно по две и более в один выкидной трубопровод, составляет 1416, в том числе 134 скважины подключены к 27 блочным гребенкам (БГ) по 3-10 скважин.

Количественное распределение скважин совместно и раздельно подключенных к групповым и замерным установкам (ГУ и ЗУ) отражено на рис. 3.1.

Подробная информация по количеству и номерам скважин, работающим совместно в один трубопровод, с указанием объема жидкости, транспортируемый по трубопроводу, его общей длины, номеров ГУ и ЗУ, к которым подключены совместно работающие скважины, представлена в Приложении П167.

Рисунок 3.1 - Распределение фонда скважин по способам подключения к ГУ (ЗУ)

Как следует из данных, представленных на рис. 1.1 и в П167, почти половина действующего фонда скважин (47 %) объединена по несколько скважин в один выкидной трубопровод и работает совместно.

Эксплуатация системы промыслового транспорта на месторождении в основном обеспечивает подачу нефти от ГУ на объект ее подготовки и возврат сточной воды в систему ППД. Однако, с ростом обводненности добываемой продукции повышаются энергетические затраты на перекачку больших объемов вязкой застывающей эмульсии и агрессивных сточных вод, возникают осложнения, связанные с отложениями солей и интенсивной коррозией вследствие высокой агрессивности среды. В результате коррозионного износа возрастает частота порывов промысловых коллекторов. Агрессивность коррозионной среды обусловлена, прежде всего, высоким содержанием в водной фазе сероводорода порядка 16-38 мг/л, а также наличием значительного количества абразивных механических примесей, вызывающих коррозионно-эрозионный износ нижней образующей нефтепроводов. Наибольшему коррозионному износу подвержены нефтесборные коллектора и трубопроводы сточных вод. Аварийные ремонты трубопроводов создают перебои в технологическом процессе, нарушая температурный и гидравлический режим. Отсутствие надежных условий эксплуатации системы промыслового сбора и транспорта приводит к порывам выкидных трубопроводов, изливам нефти, дополнительным потерям нефти и газа, нарушению экологической обстановки на промыслах.

промысловые и лабораторные исследования позволили установить, что наиболее технологичным способом снижения отрицательных факторов повышенной вязкости эмульсии, ее «старения», повторного эмульгирования, застывания, коррозионного износа являются мероприятия, направленные на сокращение протяженности выкидных трубопроводов путем разукрупнения системы внутрипромыслового сбора, а также организация предварительного сброса воды непосредственно на промыслах.

По состоянию на 01.01.2005 г. на месторождении Узень система внутрипромыслового сбора и транспорта нефти включает:

2 установки предварительного сброса воды на плато и во впадине (УПСВ-1 и 2),

2 площадки предварительного сброса воды (ПС-3 и 4) и 25 манифольдных станций (МС) на блоке 3 разработки,

64 ГУ и 154 ЗУ, к которым подключены 3016 скважин действующего фонда (13-18 горизонтов), из них 1600 скважин подключены по самостоятельным выкидным трубопроводам.

Остальные, в основном малодебитные скважины, для повышения надежности работы, особенно в холодный период года, подключены в один выкидной трубопровод и работают совместно.

Промысловый сбор продукции скважин месторождения осуществляется по однотрубной герметизированной системе.

Существующий технологический процесс на ГУ

Технологический процесс на ГУ осуществляется по следующей схеме.

Продукция скважин по выкидным трубопроводам за счет избыточного давления на устье поступает на ГУ (ЗУ). выкидные трубопроводы от скважин к ГУ (ЗУ) прокладываются по лучевой схеме, не зависимо от пренадлежности к тому или иному эксплуатационному объекту. на ГУ (ЗУ) производится индивидуальный поочерёдный замер дебита каждой скважины на автоматизированной групповой замерной установке (АГЗУ) типа «Спутник АМ-40» или «Спутник Б-40», рассчитанных на различное количество подключаемых скважин (8, 10 и 14).

С замерной установки продукция всех скважин поступает в нефтегазовый горизонтальный двухфазный сепаратор первой ступени сепарации типа НГС-I-П-1,6-2400-1-Т и НГС-I-П-1,6-3000-1-Т, в котором происходит отделение газа от жидкости.

Жидкость, пройдя I-ю ступень сепарации, откачивается насосами НБ-125 или 9 МГР через печи огневого подогрева и счетчики суммарного учета жидкости по сточному трубопроводу в нефтесборный коллектор, по которому далее транспортируется на установки предварительного сброса воды УПСВ-1 или УПСВ-2.

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены