Проект мероприятий по реконструкции УПСВ «Бырка» ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ. Курсовой проект проект мероприятий по реконструкции упсв Бырка ооо лукойлпермь
 Скачать 1.26 Mb.
|
2 Технологическая часть2.1 Анализ современного состояния разработкаБыркинское нефтяное месторождение открыто в 1956 году, в промышленную разработку введено в 1965 г. Промышленная нефтеносность установлена в шести нефтегазоносных комплексах: девонский терригенный (пласты D2g(Д2), D3ps(Д1)), верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласт C1t(Т)), визейский терригенный (пласты C1rd(Мл), C1bb(Бб), C1tl(Тл2-б)), верхневизейско-башкирский карбонатный (пласт С2b(Бш)), верейский терригенно-карбонатный (пласт С2vr(В3В4)), каширско-гжельский карбонатный (пласты С2vr(В1), С2ks(К)). Разработка Быркинского месторождения ведется в соответствии с документом «Технологический проект разработки Быркинского нефтяного месторождения», утвержденным в 2019 г. (протокол ЦКР № 7816 от 13.12.2019). Данной работой выделено шесть объектов разработки – D3ps-D2g(Д), C1t(Т), C1v (Тл-Бб-Мл), С2b(Бш), С2vr(В3В4), C2ks-С2vr(КВ1) [3]. В разработке находятся все шесть эксплуатационных объектов, выделенных действующим проектным документом: D3ps-D2g(Д), C1t(Т), C1v(Тл-Бб-Мл), С2b(Бш), С2vr(В3В4), C2ks-С2vr(КВ1). Все объекты разрабатываются с ППД. По состоянию на 01.01.2022 г. на месторождении пробурено 253 скважины. Добывающий фонд представлен 158 скважинами, нагнетательный фонд - 44 скважинами (в т.ч. 43 – действующих, 1 – в освоении), 12 скважин ликвидированы, 19 – в консервации, 16 – контрольных. Специальный фонд скважин состоит из 4 скважин, в т.ч. 3 – водозаборных; 1 – поглощающая.  Рисунок 2 – График разработки Быркинского месторождения Таблица№4 – Состояние запасов нефти на 01.01.2021 г.  Вывод: Быркинское месторождение находится на третьей стадии разработки. Добыча нефти за 2020 г. составила 182,8 тыс. т (темп отбора 1,2%), добыча жидкости – 1119,4 тыс. т (Рис.3.1.1). На 01.01.2021 добыто 12503 тыс. т нефти (78,8% от НИЗ) и 44 671 тыс. т жидкости. Текущий КИН – 0,317. Среднегодовой дебит жидкости по месторождению составит – 25,0 т/сут, нефти – 4,1 т/сут. 2.2 Анализ фонда скважин Быркинского месторожденияПо состоянию на 01.01.2022 г. на месторождении пробурено 253 скважины. Добывающий фонд представлен 158 скважинами, нагнетательный фонд - 44 скважинами (в т.ч. 43 – действующих, 1 – в освоении), 12 скважин ликвидированы, 19 – в консервации, 16 – контрольных. Специальный фонд скважин состоит из 4 скважин, в т.ч. 3 – водозаборных; 1 – поглощающая.  Рисунок 3 – Фонд скважин Быркинского месторождения По состоянию на 2022 г. добывающий фонд состовляет 158 скважин. С дебитом жидкости менее 10 т./сут. 98 скважин, 37 скважин работают с дебитом жидкости от 10 до 25 т/сут., 23 скважина более 25т./сут (рисунок 3). Фактическое поступление жидкости на УПСВ «Бырка» на 10.07.2022 г составляет 4440 м3/сут., (872 т/сут. нефти.) В целом 62 % скважин являются малодебитными.  Рисунок 4 - Дебит скважин Быркинского месторождения Добывающий фонд скважин обводнен. С обводненностью до 20% работает 45 скважин, от 20% до 50% – 34 скважины, от 50% до 97% - 77 скважин, более 97% - 2 скважины.  Рисунок 5 – Обводненность скважин Для подъема жидкости используются УШГН типоразмеров: НВ-32 (44 скважины); НВ-38 (19 скважин); НН-32 (2 скважины); НН-44 (48 скважин); НН-57 (14 скважин); НВ1Б-32 (1 скважина); ННБ-44 (1 скважина); УЭЦН типоразмеров: ЭЦН-25 (1 скважина); ЭЦН-30 (1 скважина); ЭЦН-40 (1 скважина); ЭЦН-55 (1 скважина); ЭЦН-60 (5 скважин); ЭЦН-80 (4 скважины); ЭЦН-100 (2 скважины); ЭЦН-125 (3 скважины); ЭЦН-160 (1 скважина); ЭЦН-320 (1 скважина); ЭОВН-12 (1 скважина), ЭОВН-30 (1 скважина); СПР (5 скважин);  Рисунок 6 – Способы добычи В связи с высокой обводнённостью и наличием нагнетательного фонда скважин на Быркинском месторождении в систему сбора нефти в 1998 году была введены в эксплуатацию установка предварительного сброса воды, которая позволяет сократить затраты на транспортировку нефтяной эмульсии на УППН «Гожан», а также обеспечить пластовой водой нагнетательный фонд. Назначение УПСВ: - подготовка нефтяной эмульсии к расслоению путем подачи реагента-деэмульгатора, как правило - сепарация и обезвоживание нефти с последующей откачкой ее насосами внешней откачки; - сепарация попутного нефтяного газа от жидкости с последующим использованием - сброс пластовой воды и ее подготовка для последующей подачи в систему поддержания пластового давления. |