Анализ добывных возможностей УШГН на Таныпском Месторождении. Курсовой проект Аширов Э-60. Курсовой проект мдк 01. 02. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин пнко. 21. 02. 0102. Э60 пз разработал Р. Р. Аширов Руководитель В. А. Бертош

• Название: Курсовой проект мдк 01. 02. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин пнко. 21. 02. 0102. Э60 пз разработал Р. Р. Аширов Руководитель В. А. Бертош
• Анкор: Анализ добывных возможностей УШГН на Таныпском Месторождении
• Дата: 25.04.2022
• Размер: 199.45 Kb.
• Имя файла: Курсовой проект Аширов Э-60.docx
• Тип: Курсовой проект; #495469
• страница: 4 из 8

Физико-химические свойства нефти, газа, воды

На Таныпском куполе отобраны шесть кондиционных глубинных проб из скважин №№ 61, 62. По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти – 847кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 6,6МПа, динамическая вязкость пластовой нефти 6,08мПа с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти – 865кг/м3, газосодержание – 33,7м3/т, объёмный коэффициент – 1,065, динамическая вязкость разгазированной нефти –14,70мПа с. Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода – 2,67%, азота – 9,86%, метана – 34,50%.

По составу газ характеризуется как малометановый, высокожирный (52,38 % гомологов метана), малоазотный, высокосернистый.

Получены восемь качественных проб устьевой нефти в четырех скважинах. Во всех пробах нефть имеет сопоставимые физико-химические свойства. По усредненным данным она тяжелая (0,871г/см3), повышенной вязкости (14,70мПа*с), парафинистая (4,26% масс.), высокосмолистая (смол – 17,33% масс., асфальтенов – 3,44% масс.), высокосернистая (2,06% масс.), с высоким выходом светлых фракций (46% об.).

На Северо-Таныпском куполе отобраны две поверхностные пробы из скважин №№ 36 и 48, по результатам исследований которых составлена характеристика устьевой нефти: тяжелая (0,879г/см3), повышенной вязкости (14,83мПа*с), парафинистая (4,55% масс.), высокосмолистая (смол – 15,08% масс., асфальтенов – 5,24% масс.), высокосернистая (2,19% масс.), с высоким выходом светлых фракций (47% об.).

Пластовые воды продуктивных палеозойских отложений Таныпского месторождения представлены высокометаморфизованными (отношение rNа/rСl=0,70-0,86) рассолами хлоркальциевого типа с коэффициентами сульфатности (rSO4*100/rC1) для отложений московского комплекса – 0,29, для башкирских отложений – более 1, для тульско-бобриковских и радаевских отложений – до 0,04, для турнейских отложений – от большого недостатка сульфатных ионов в водах, достигающего 99%, до их полного насыщения в районах с повышенной сульфатностью пород. Воды месторождения характеризуются присутствием в них сероводорода. Плотность воды 1,186г/см3, вязкость воды 1,54сП.

6. Конструкция скважины

Направление диаметром 530-324мм. Спускается до 70м с целью перекрытия неустойчивых пород верхней части разреза.

Кондуктор диаметром 324-245мм спускается до 440м с целью перекрытия частичных зон поглощения, а также осыпей и обвалов пород.

Эксплуатационная колонна диаметром 168-146мм спускается на проектную глубину и цементируется до устья.

Схему конструкции скважин смотреть в Приложение А (Рисунок 1.6.1).

2. Техническая часть

7. Современное состояние разработки

Разработка башкирского объекта на Таныпском куполе начата в августе 1960 г. за счет ввода 4 скважин (скв. 61, 62, 64 и 66) из бурения на пласт C2b (Бш) с начальными дебитами безводной нефти от 3,0 т/сут (скв. 66) до 45,0 т/сут (скв. 64). В период 1968-1970 гг. были введены новые скважины (скв. 81, 102, 113, 127, 129, 201, 202, 209). Обводнение продукции скважин при разработке пласта на естественном режиме происходило медленными темпами.

Закачка воды организована в 1968г. в нагнетательную скв. 212 с начальной приемистостью 150м3/сут. Наращивание объемов закачиваемой воды до 285м3/сут и ввод новой скв. 216 с начальной приемистостью 576м3/сут привели к росту и достижению максимальной добычи нефти в 1975г. 65,6 тыс.т.

В результате интенсивного обводнения с 2% в 1967г. до 55% в 1977г. (темп обводнения 1% в месяц), закачку воды резко ограничили в 1977г. - 8,4 тыс.м3, в 1978г. - закачку не вели, в 1979г. объем закачки составил - 0,02 тыс.м3. В период 1977-1979гг. объем добычи нефти снизился до 3,5 тыс.т. Начиная с 1980г., с возобновлением закачки, добыча нефти увеличилась до 4,5 тыс.т, но из-за роста обводненности и выбытия скважин к 1992г. снизилась до 0,7 тыс.т при действующем фонде 4 скважины. С вводом новых скважин в период 1994-1995гг. добыча по объекту вновь увеличилась до 4,4 тыс.т в 1998г. и 7,0 тыс.т. в 2005г., а обводненность снизилась до 57,3% за тот же период. Уровни добычи остаются относительно на стабильном уровне. Средняя обводненность скважин также остается на уровне 70%.

В 2020г. добыча нефти - 3,7 тыс.т и 10,8 тыс.т жидкости. Действующий фонд добывающих скважин - 11. Средний дебит нефти - 1,1т/сут, жидкости - 3,1т/сут. Накопленные показатели по нефти и жидкости составили - 765 тыс.т и 1817 тыс.т. Среднегодовая обводненность – 65,5% при отборе от НИЗ – 86,1%

График разработки смотреть в Приложении Б (2.1.1).