Нефтяное месторождение Жетыбай
Категория реферата: Рефераты по геологии
Теги реферата: дитя рассказ, экономические рефераты
Добавил(а) на сайт: Какошин.
Предыдущая страница реферата | 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 | Следующая страница реферата
Vаб горизонт. На 01,01,96 год по объекту реализовано бурение 72%
проектного фонда. В 1995 году пробурена 1 добывающая скважина против 5
проектных. Среднегодовой дебит скважин по нефти составил 4,2 тонн/сутки и
13,2 тонн/сутки по жидкости против проектных 9,6 и 39,6 тонн/сутки. С
начала разработки добыто 5910 тысяч тонн нефти и 11228 тысяч тонн жидкости, что меньше проектных на 14% по нефти (6910 тысяч тонн). Отобрано 47% НИЗ
при проектном 55%. Обводненность - 76%. Коэффициент нефтеизвлечения -
0,173 против 0,202 по проекту.
Применение площадной системы заводнения на горизонте позволило
обеспечить темп отбора на уровне 3% по нефти и поддерживать пластовое
давление на первоначальном уровне и даже выше. Текущее Р пл=19,9 МПа при
начальном 19,1. Закачано 21,4 миллионов м3 воды при компенсации 155%. В
1995 году закачано воды 2131 тысяч м.3, что соответствует проекту - 2113
тысяч м.3
Начиная с 1990 года идет постепенное снижение добычи нефти. В 1995 году
добыча нефти по сравнению с 1994 годом снизилась на 46,2 тысячи тонн (19%), а добыча жидкости 148,5 тысячи тонн (19%). Текущие показатели разработки
Vаб горизонта представлены в таблице 2.2.4. и на рисунке 2.2.4-5, откуда
видно их соответствие. Фактические показатели ниже проектных, кроме закачки
воды. Не выполнены годовые отборы по нефти на 49% (175,3 тысячи тонн
против355,3 тысячи тонн) и жидкости на 37%. Основными причинами снижения
добычи нефти является обводнение скважин , снижение продуктивности и
дебитов, загрязнение призабойной зоны пласта отложениями солей и АСП, остаточные объемы ГТМ против осложнений, нерациональный режим работы
скважинного оборудования.
ВЫВОДЫ.
1. Выполнена оценка степени реализации запроектированной технологии разработки. Показано, что по объектам эксплуатации, по схеме размещения и плотности сетки скважин, виду воздействия, осуществляемая схема разработки соответствует проекту. Однако технология заводнения на месторождении осуществляется в недостаточной степени - не реализована еще согласно проекту стабильно воздействующая и равномерная по площади ( по различным зонам ) система заводнения. Требования проекта разработки по давлению нагнетания не выполняются, фактическое давление нагнетания
9-11 МПа, что недостаточно для эффективного воздействия и вовлечения запасов в разработку зон с НПК. Недостаточно проводятся ремонтно - профилактические работы по поддержанию и стабилизации технологических приемов работы нагнетательных скважин и работоспособности фонда в целом.
2. Проведено сравнение проектных и фактических показателей разработки по объектам и в целом по месторождению. Выявлены основные причины их расхождения. Текущие показатели разработки месторождения в целом значительно отличаются от проектных, что обусловлено влиянием комплекса взаимосвязанных факторов, главным образом технического и организационно - технического характера. Причины снижения добычи нефти по объектам аналогичны и имеют общую характеристику. Как показано выше, основными из них являются: неуклонное уменьшение количества действующих скважин против проекта, недобор проектных объемов жидкости. Ухудшение состояния фонда и системы ППД, обводнение скважин, сопровождающееся рядом осложнений и снижением продуктивности пластов, неуклонное снижение объемов и качества реализаций ГТМ против осложнений в добыче, отсутствие профилактических мер и, как следствие, увеличение фонда малодебитных скважин и уменьшение действующего фонда, материально - техническая необеспеченность НГДУ, что непосредственно отражается на состоянии фонда скважин.
Надо отметить особенно интенсивное увеличение бездействующего фонда в последние два года, для сокращения которого требуются дополнительные мощности служб КРС и ПРС. Уменьшение фонда скважин против проекта связано также и недостаточным количеством бурения новых скважин. За период 1989-1995 годов недобурено по проекту 145 скважин, в том числе 67 добывающих и 78 нагнетательных из 583 запроектированных (426 добывающих + 162 нагнетательные).
II.3. АНАЛИЗ РАБОТЫ ФОНТАННОГО СПОСОБА ЭКСПЛУАТАЦИИ
II.3.1. ФОНТАННЫЙ СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Способ эксплуатации скважин , при котором подъем жидкости на поверхность происходит под давлением пластовой энергии, называется фонтанным.
Условия фонтанирования скважин.
Фонтанирование скважин происходит в том случае, если перепад давления между пластовым и забойным будет достаточным для преодоления противодавления столба жидкости и потерь давления на трение, тоесть фонтанирование происходит под действием гидростатического давления жидкости или энергии расширяющегося газа. Большинство скважин фонтанирует за счет энергии газа и гидростатического напора одновременно.
Газ, находящийся в нефти, обладает подъемной силой, которая проявляется в форме давления на нефть. Чем больше газа расстворено в нефти, тем меньше будет плотность смеси и тем выше поднимается уровень жидкости. Достигнув устья, жидкость переливается, и скважина начинает фонтанировать. Общим обязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет следующее основное равенство:
Рс = Рг+Ртр+ Ру; где
Рс - давление на забое, РГ, Ртр, Ру - гидростатическое давление столба
жидкости в скважине, расчитанное по вертикали, потери давления на трение в
НКТ и противодавление на устье, соответственно.
Различают два вида фонтанирования скважин:
. Фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьки газа - артезианское фонтанирование.
. Фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа облегчающего фонтанирование - наиболее распространенный способ фонтанирования.
Оборудование фонтанных скважин.
При фонтанной эксплуатации подъем газонефтяной смеси от забоя до устья скважины осуществляется по колонне насоснокомпрессорных труб, которые спускают в скважину перед освоением. Необходимость их спуска вызвана рациональным использование энергии газа, улучшением выноса песка, уменьшением потрь на скольжение газа и возможностью сохранить фонтанирование при меньших пластовых давлениях.
На устье скважины монтируют фонтанную арматуру, которая представляет собой соединение различных тройников, крестовиков и запорных устройств. Эта раматура предназначена для подвешивания насосно-компрессорных труб, герметизации затрубного пространства между трубами и обсадной колонной, контроля и регулирования работы фонтанной скважины.
Фонтанные арматуры изготовляют крестового и тройникового типов. Состоит она из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации затрубного пространства между ними и эксплуатационной колонной.
Фонтанная елка служит для направления продукции скважины в выкидные
линии, а также для регулирования и контроля работы скважины. Фонтанная елка
имеет две или три выкидные линии.Одна из них запасная. В тройниковой
арматуре нижняявыкидная линии - запасная. На рабочей линии (верхней)
запорное устройство всегда должно быть открыто, а на запасной - закрыто.
Стволовые запорные устройства должны быть открытыми. Запорное устройство, расположенное внизу ствола фонтанной арматуры, называется главным. В
тройниковой арматуре выкидные линии направлены в одну сторону. При выборе
типа фонтанной аппаратуры следует учитывать, что крестовины быстрее
разъедаются песком, чем тройники.
В соответствии с ГОСТ 13846-74 фонтанные арматуры должны выпускаться на рабочее давление 70, 140, 210, 350, 700 и 1000 кгс/см2.
Рекомендуем скачать другие рефераты по теме: медицинские рефераты, реферат экономическое развитие.
Предыдущая страница реферата | 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 | Следующая страница реферата