ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 26.10.2023
Просмотров: 101
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2. Технико-технологическая часть
2.1 Характеристика современного состояния разработки
Выход второго карбонатного пласта (КТ-II) установлен по скважине № 23, заложенной над КТ-I в декабре 1980 г. и впоследствии затопленной.
Разработка месторождения началась в 1983 году. Введена в эксплуатацию первая промысловая установка карбонатного пласта КТ-I.
В 1985 г. утвержден Второй карбонатный пласт КТ-II (Протокол Господготовительного комитета СССР) с подсчетом запасов нефти, газа, конденсата и попутных компонентов. Разработка второго карбонатного пласта началась в Южном куполе эксплуатационной пачки ДН-I в 1988 г. Пачка ГВ-III была введена в разработку в 1989 г. после разработки Северного купола второго карбонатного пласта для разработки участков Д-III и ГН- III.
В производственном отделе один был идентифицирован как действующий. Три в первом карбонатном пласте и пять во втором карбонатном пласте КТ-II (пласты Д-Ш, Дн-II, Дв-I) связаны с пачками А, Б, В + ВСев. , блок D и слой Гв-III, Гн-III пучок D).
Выемка материалов первого карбонатного пласта КТ-I в равномерной треугольной сетке 500х500м, второго слоя КТ-I в материалах единой треугольной сетки 700х700м.
Рассмотрены два метода разработки пачек А и Б на толщине КТ-I: Для пачки С обеспечена нефтяная оторочка в режиме естественного упругого давления газовой шапки с частичным развитием режима растворенного газа + В` - Поверхностное затопление по 7-балльной системе.
По второму варианту все производственные блоки разрабатывались с барьерным заводнением на блоках А и Б. На блоке Б+С’ барьерное заводнение предполагалось использовать только на Северном куполе, а на Южном куполе сохранялось зональное заводнение. Из-за наличия нефти под закраиной газовой шапки по всей площади удара.
Пласт Б первоначально разрабатывался из одной скважины и впоследствии предлагался для дренирования из фонда извлекаемых скважин из пачки Д-III второго карбонатного пласта КТ-III.
Группа G определила четыре элемента развития. Объекты для Г-И в первом блоке (южный участок). второй блок Г-II; два изделия - верхний Г-III и нижний Гн III третьего блока. На пачке D выделяются три элемента разработки: верхний DV-I и нижний DN-I первого блока (северная часть) D-III. Объекты ГВ-III, ГН-III, ДВ-I и ДН-I были определены в качестве основных объектов, а Объект Г-I будет разрабатываться за счет возвратного фонда скважин. Материалы G-P и D-III имеют плохие коллекторские характеристики и меньшие запасы.
Затем месторождения ГВ-III и ГН-III были объединены в единый производственный комплекс Г-III. Эти нефтегазоконденсатные отложения имеют одинаковые ГНК и ВНК, представляют собой одну и ту же гидродинамическую систему и характеризуются сходством коллекторских свойств и насыщающих их флюидов. Рекомендуем вариант разработки с подачей воды в центральную зону газовой шапки и разрешением колонн по 3-х колоночной системе. По этому варианту масло заменяется водой. Поэтому желательно вскрывать залежи GV-III и Gn-III в одном и том же районе ГНК в одной и той же единой сетке добывающих скважин.
Временная консервация скважин месторождения Д-III представляется менее продуктивной. В ходе эксплуатации новые данные показали, что отложения D-III обладают наибольшими коллекторскими характеристиками по сравнению с другими во второй карбонатной формации. Поэтому введение месторождений D-II было задумано как одна из основных целей разработки.
Таким образом, было выявлено 10 действующих объектов.
Четыре были идентифицированы в первом карбонатном слое. Объект B, C + C' - основной объект, объект A - возвратный. Во втором карбонатном слое основными объектами являются объекты Г-III (включая некоторые объекты Г-II), Д-III, ДВ-I и ДН-I, а возвратными объектами являются объекты Г-I.
В проект разработки были внесены следующие коррективы.
⦁ Сокращение площади бурения и количества проектных скважин за счет увеличения минимальной и максимальной глубины бурения с 8 м до 16 м;
⦁ Применение 3-рядной системы заводнения материалов второго карбонатного слоя,
⦁ Усовершенствованная разработанная система воздействия фокусных органов на объекты КТ-И.
Все идентифицируемые продуктивные объекты первого карбонатного пласта КТ-1 представляют собой одну и ту же гидродинамическую систему.
Горнорудный комплекс Б находится в разработке с 1984 года. Притоки из этого учреждения начались только в 1991 году. Средневзвешенное пластовое давление в северной эксплуатационной зоне месторождения составило 25,2 МПа, в южной - 23,0 МПа. На месторождении на 1 января 2014 г. добыто 5301 586 тыс. т. Состояние В структуре Б имеется гидродинамическая связь между водоносным горизонтом и нефтяной границей блока Б.
Замеры пластового давления выполнены на скважине №745 в районе сооружения пробки Б. Значение Pre (27,4 МПа) свидетельствует о снижении давления в газовой пробке на 2,6 МПа по сравнению с начальным давлением.
Действующая установка Б была запущена в эксплуатацию в 1983 году. Закачка воды началась с четвертого года разработки. По состоянию на январь 2014 года среднее пластовое давление в северной зоне водозаборной залежи составило 23,8 МПа, что на 6,3 МПа ниже начального давления. Обратите внимание, что промежуточных измерений мало, поэтому среднее пластовое давление не может быть определено с какой-либо уверенностью. 114,6 тыс. тонн сырой нефти при перепаде 0,1 МПа в северной выпуклости давления.
По величине пластового давления на данный момент можно судить о режиме работы залежей. В хранимом комплексе Всев в зоне добычи наблюдается упругий режим, переходящий в режим растворенного газа. В районе газовой пробки на скважине №393 Рпл составило 23,9 МПа. Такой перепад давления между начальным давлением (6,1 МПа) свидетельствует о проникновении газа в пласт.
Вообще-то автор всегда говорил, что озеро в спусковом крючке. По состоянию на январь 2014 г. средневзвешенное пластовое давление в южном пласте приемной зоны достигает 25,2 МПа, что на 4,8 МПа ниже начального давления. Следует отметить, что более точно определить давление наносов невозможно из-за малого количества измерений. Падение давления осадконакопления составляет 0,1 МПа в южном куполе на 72,48 тыс. тонн нефти.
По сравнению с северным пластом южный пласт объекта Б содержит на 0,1 МПа меньше запасов. В целом Ppl снижается на 0,48 МПа по сравнению с давлением насыщения. В бассейне имеются области с частичным переходом в газорастворенные области в некоторых зонах.
Эксплуатация Г-III началась в 1988 году. Закачка воды началась в 1995 году. По состоянию на 1 января 2014 года среднее гравитационное давление в залежи составило 28,0 МПа. На изобарах продуктивного участка видно, что пластовое давление упало до 25,2 МПа.
В районе скважин № 2382 и 2251 пластовое давление составляет 27,0 и 26,65 МПа. Давление, заложенное от 11 МПа за 12 лет разработки по сравнению с исходным давлением (39 МПа), приводит к преждевременному поддержанию пластового давления.
Минимальная производственная единица на 0,1 МПа составляет 54,0 тыс. монет. Тенге сравнивается с объектом. В целом в пластах мода давления – упругая вода, которая в зонах разработки – мода растворенного газа.
Эксплуатационный комплекс Д-III был запущен в 1988 году. Закачка воды началась в 1995 году. По состоянию на 1 января 2014 года среднее давление в пласте составило 30,1 МПа. Согласно карте изобар площади месторождения, пластовое давление на месторождениях отсутствует. 2361 и 2372 решили 29.4. Правительство гибкое.
Операция по разработке была запущена в 1986 году. Закачка воды началась в 1992 году. По состоянию на 1 января 2013 года средневзвешенное давление в залежи составило 26,6 МПа. Падение давления 12,8 МПа за такое десятилетие свидетельствует о подвижном режиме коллектора.
2.1.1 Технические индикаторы разработки
Разработка ранее велась по проекту разработки, выполненному институтом «Гипросто Кнефть». В настоящее время разработка ведется в соответствии с «Технической схемой разработки Жанажолского нефтяного месторождения», реализуемой совместно Синьцзянским научно-исследовательским институтом нефти и газа с НИПИ «Каспиймунайгаз» (г. Атырау) и утвержденной 14 июня 2011 года ( Протокол ЦК КР № 13). В технической схеме зафиксирована добыча нефти и газа по годам.
По сравнению с показателем разработки Жанажолского нефтяного месторождения за аналогичный период 2014 года добыча нефти увеличилась на 632,4 тыс. тонн, объем попутного газа увеличился на 209,8 млн м3, а средний дебит на скважину увеличился на 7,6 тонн в сутки. делал. Объем закачанной воды увеличился на 1 194 276 000 м3.
При сравнении проектной и фактической добычи нефти добыча нефти отклоняется от расчетной в сторону увеличения, а добыча газа – в сторону уменьшения. Точных расчетов в определении количества добываемого попутного газа нет. Оценка объемов производится на основе данных по газовым факторам, но ее измерения также не носят систематического характера и выполняются не для всех скважин.
Как показывает анализ заборов и закачек за первое полугодие 2012 года, закачка воды в пласты задерживалась при переполнении добычи.
2.1.2 Характеристики фонда скважин
На площадке А пробурено 24 скважины, из них 8 фонтанирующих, 481 действующая, 4 бездействующих и 44 наблюдательная.
С северной стороны имеется 9 скважин, из них 4 действующие, скважина 412 нагнетательная, его 4 скважины 123, 505, 507 и 510 механизированная откачка. Он находится в перерыве в ожидании перехода на
На участке Б пробурено 114 скважин, из них 54 эксплуатационные, в том числе 75 скважин на юге, 15 из 17 нагнетательных скважин, 1 скважина не используется, 555 скважин скважины. , 745-я скважина – наблюдательная. На северном участке эксплуатационный фонд включает 34 скважины. Глубина имплантации 7 лунок, все в процессе. Одна эксплуатируется SRP, а две являются наблюдательными скважинами.
На Всевском участке пробурено 96 скважин, 68 скважин добывающих в эксплуатации, из них 3 скважины №№ 333, 603 и 604 бездействующие и 6 скважин бездействующие. Фонд нагнетательных скважин на северном участке составляет 21 скважина, из них 20. Наблюдение за скважинами №502 и №393 при закачке и освоении.
На участке Вьюг пробурено 64 скважины, 49 скважин находятся в эксплуатации, из них 5 скважин не используются. Все скважины текут. На Южном куполе имеется 13 фондов нагнетательных скважин, все они находятся в эксплуатации. Скважины 359 и 541 являются наблюдательными.\\\\
С августа 2009 года на объекте Г-III пробурено 137 скважин. Из них 102 самотечных, 2 ШРП, 8 газлифтных и 26 инертных.
На объекте D-III будет пробурено 96 скважин, из них 6 добывающих и 3 нагнетательных.
На участке Дн пробурено 24 скважины. Из них 11 развивающихся, 8 СРП, 3 инъекционных и 2 недействующих.
2.2 Оборудование, используемое в полевых условиях
В случае негерметичности скважины подача продукта на поверхность осуществляется гидростатическим напором разработанной установки.
Оборудование для газоконденсатных скважин
Газовые и газоконденсатные скважины имеют наземную, подземную и скважинную установки.
Наземное или головное оборудование предназначено для подачи газа из ствола скважины в газосборную сеть, подвески труб, герметизации обсадных колонн, установления, регулирования и поддержания определенного режима ствола скважины.
Наземное оборудование включает струнные головки, елки, блоки коллекторов, посты управления и смазочные подушки.
Головка оболочки является нижней частью заземляющего устройства и предназначена для связывания между собой верхнего конца шнура оболочки и проводника, герметизирующего кольцевое пространство. Внизу головки обсадной трубы находится широко опертый пьедестал, который навинчен на наружную резьбу обсадной колонны и болтами к бетонному фундаменту. Опорный постамент прикреплен к верхней части постамента, чтобы служить паузой в производственной последовательности. Накладки прикреплены к коническим ребрам внутри опорной стойки для подвешивания и обеспечения производственной последовательности.
Для герметизации кольцевого пространства опорной стойки установлен сальник. Он состоит из специального уплотнителя, зажатого между двумя кольцами и нажимной гайкой.
К оголовку колонны, состоящей из трубчатого оголовка и елочки, крепится елочка.
Трубная головка представляет собой двухфланцевую катушку, предназначенную для подвешивания трубы и герметизации кольцевого пространства между трубой и эксплуатационной колонной. Головка трубы состоит из тройника и змеевика. Диаметр поперечного вала 155мм. Крестовина имеет два выхода диаметром 65 мм. Один предназначен для обработки скважин (откачки газа или жидкости при очистке и очистке скважины). При этом устанавливается манометр для измерения давления в затрубном пространстве (давление должно быть равно 0). Кроме того, на выходе имеется задвижка, которая открывается в рабочем режиме и закрывается при необходимости. Тройник оголовка имеет отвод и может снабжаться газом или сжатым воздухом при заливке скважины. С помощью резьбовой втулки трубка навинчивается на дно змеевика.