Диплом. Разработка_нефтяного_месторождения_StudentLib. Сут и газа дебитом 3,8 тыс м
 Скачать 1.52 Mb.
|
|
3.3 Текущее состояние разработки Северо - Останинского месторождения В феврале 2012 г. скважина №3 после проведения кислотного ГРП, не вышла на режим фонтанирования, была переведена на механизированный способ добычи, и по сегодняшний день работает в периодическом режиме 1 час работы, 6 часов накопление. С суточным дебитом 25,9 т/сут с обводненностью 0,0% (табл. 3.5). На скважине №4 была проведена операция по ликвидации парафиновой пробки в НКТ бригадой КРС. После ликвидации пробки, скважина не вышла на прежний режим работы и была переведена на периодический режим работы с суточным дебитом 22,7 т/сут, с обводненностью 0,0%. На скважине №5 был проведён кислотный ГРП, после которого показатели по притоку (работе) не улучшились, работает также в периодическом режиме с суточным дебитом 6,7 т/сут, с обводненностью 0,0%, причина этому является низкое пластовое давление, ограниченный контур питания. Скважина №7г работает в постоянном режиме, с суточным дебитом 88,1 т/сут, обводненностью 0,0% (в первом полугодии) и с суточным дебитом: нефти 34,5 т/сут; обводненностью 22,4% (во втором полугодии). За первый квартал 2012 года в отличие от 2011 г. добыча значительно подросла и составила: нефти 6773,0 тыс. т; жидкости 9145,8; воды 0,0 т. (табл. 3.6, рис 3.7). В конце марта 2012 г. были пробурены и освоены, а в апреле в ведены в эксплуатацию скважины: №9 с дебитом 27,8 т/сут, с обводненностью 1,8%; №27 с дебитом 24 т/сут, с обводненностью 2,0%; №37 с дебитом 6,7 т/сут, обводненностью 75,7%, а в июле пробурены, освоены и в августе месяце введены в эксплуатацию 3 скважины на 1 кусту. Это скважины №1г с дебитом 119,5 т/сут. (dшт=8 мм), обводненностью 0,0%; №2г с дебитом 67,1 т/сут (dшт=6 мм), обводненностью 0,0%; №6г с дебитом 95,5 т/сут(dшт=8 мм), обводненностью 0,0% (табл. 3.5). Скважины №9; №27 работают на минимальных штуцерах (d =5 мм), так как эти скважины имеют высокий газовый фактор (скв. №9 - 95,9 тыс. м3/сут, скв. №27 - 82,7 тыс. м3/сут), что сказывается на показателях ДНП подготовленной товарной нефти. Поэтому чтобы скв. №9, 27 не эксплуатировать в периодическом режиме, руководство «Томскгазпром» приняло решение эксплуатировать в постоянном режиме, но на штуцерах меньшим диаметром (d = 5 мм) до ввода в эксплуатацию газокомпрессорной станции. Скважина №8г - находится в фонде освоения (по причине обводнения пластовой водой). При запуске в коллектор прекращает фонтанирование. Заметный рост добычи нефти, жидкости и воды наблюдается на динамики показателей приведенный в табл. 3.6, рис. 3.7. Таблица 3.5 Показатели эксплуатации по скважинам Северо-Останинского месторождения за 2012 г
Таблица 3.6 Показатели добычи нефти, жидкости, воды, Северо-Останинского месторождения за 2012 г
По состоянию на 01.01.2013 г. Добыча нефти с начала года составило 74774,9 тыс. т (рис. 3.8), с начало разработки 76668,8 тыс. т. из-запланированных 77700,0 тыс. т, что составляет 90%. Добыча жидкости с начало года 104430,5 тыс. т (рис. 3.8), с начало разработки 106737,5 тыс. т. Добыча пластовой воды с начало года 9175,2 тыс. т (рис. 3.8), с начало разработки 9175,2 тыс. т. Добыча попутного газа с начало года 96643,2 тыс. м3 (рис. 3.8), с начало разработки 98383,0 тыс. т. Максимальная добыча нефти на скв. №7г - 22170 тыс. т/год (dшт=6 мм), (табл. 3.10), максимальная добыча воды на скв. №37 - 5656,1 т/год (dшт=6 мм), (рис. 3.10), плотность пластовой воды - 1048 кг/м3. Утилизация попутной воды производится на факельный амбар выжиганием газом с УПН. Утилизация попутного газа запланировано в конце 2013 г., с вводом в эксплуатацию газокомпрессорной станции. Далее утилизированный газ компрессорами будет транспортироваться по газопроводу на УПГ «Мыльджино». Таблица 3.7 Общий фонд скважин на Северо-Останинском месторождении
Действующий фонд - 10 скважин и одна скважина в освоении. Девять скважин эксплуатируются фонтанным способом, одна скважина механизированным способом (УЭЦН). Семь скважин (1г, 2г, 6г, 7г, 9,27,37) работают в постоянном режиме, три скважины (3,4,5) в периодическом режим. 4. Технология добычи нефти на Северо-Останинском нефтяном месторождении .1 Конструкция добывающих скважин Основными факторами, определяющими конструкции скважины, являются горно-геологические условия месторождения, решения по вскрытию продуктивных пластов и дальнейшей эксплуатации скважины. Конструкция скважины должна обеспечить: безаварийное ведение буровых работ: возможность проведения исследований на всех этапах строительства и эксплуатации скважин: эффективную породинамическую связь между скважиной и эксплуатационными объектами: максимальное использование пластовой энергии и осуществление проектных режимов эксплуатации: условия охраны недр и окружающей природной среды: минимизацию затрат на сооружение скважины. Проектом разработки Северо-Останинского месторождения предусмотрено бурение эксплуатационных скважин с зенитным углом по продуктивному пласту 80 градусов (бурение под хвостовик), таким образом, предусматривается следующая конструкция эксплуатационных скважин, с учетом опыта бурения на данном месторождении. Конструкция добывающих скважин следующая: Направление Ø 324 мм_____ Глубина спуска 50 м с целью перекрытия верхнего интервала неустойчивых пород. Направление комплектуется обсадными трубами диаметром 324 мм отечественного производства. Цементируется по всей длине одноступенчатым способом с применением цемента для холодных и умеренных температур (ПЦТ I-50). Кондуктор Ø 245 мм Глубина спуска 700 м по стволу из условий предотвращения гидроразрыва пород в не обсаженном стволе скважины при закрытии устья в случае ГНВП. Кондуктор комплектуется обсадными трубами диаметром 245 мм отечественного производства с резьбовыми соединениями ОТТМА. Цементирование кондуктора производится по всей длине двумя порциями тампонажного раствора, который готовится на основе цемента ПЦТ I-50 и алюмосиликатных микросфер (АСПМ-ТР) по ТУ 5717-001-11843486-2004. Эксплуатационная колонна Ø 168 мм Эксплуатационная колонна спускается до кровли пласта (пласт М). Глубина спуска 2872 м. Комплектуется обсадными трубами диаметром 168 мм отечественного производства. Цементирование эксплуатационной колонны осуществлялось в одну ступень двумя порциями тампонажного раствора до устья. Первая порция - облегченный тампонажный раствор (плотность 1,40 - 1,48 г./см3) на основе цемента ПЦТ I-100 и алюмосиликатных микросфер (АСПМ-ТР) по ТУ 5717-001-111843486-2004. Вторая порция - тампонажный раствор нормальной плотности (плотность 1,83 - 1,92 г./см3) на основе цемента ПЦТ I-G-CC2 с добавкой РТМ (ДР-100 или ПМК-87) и алюмосиликатных микросфер (АСПМ-ТР) по ТУ 5717-001-11843486-2004. Хвостовик Ø 114 мм Хвостовик спускается в интервале продуктивного пласта (пласт М) до забоя скважины. Устройство подвески хвостовика ПХН-114/168 комплектуется обсадными трубами диаметром 114 мм отечественного производства с резьбовыми соединениями ОТТМ. Глубина спуска 2908 м. В горизонтальных скважинах хвостовик устанавливается не менее, чем на 10 м выше башмака эксплуатационной колонны с использованием подвесного устройства, включающий герметизирующий пакер. В горизонтальном участке хвостовик оборудуется фильтрами ФГС-114. Установка фильтров в горизонтальном участке производится в следующем порядке: фильтр - обсадная труба - фильтр. Конструкция эксплуатационных скважин представлена в табл. 4.0 и рис. 4.0. Таблица 4.0 Конструкция эксплуатационных скважин Северо - Останинского месторождения
.2 Подземное и устьевое оборудование добывающих скважин Подземное оборудование фонтанных скважин К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы (НКТ), воронка. Трубы НКТ соединяются между собой при помощи муфтовых резьбовых соединений, спускается в скважину для предохранения обсадной колонны от абразивного износа и высокого давления, для создания определенных скоростей газожидкостного потока и выработки газонасыщенного пласта снизу вверх. Снизу на НКТ устанавливается при помощи резьбового соединения воронка и спускается до уровня 30-50 м над хвостовиком. На устье, НКТ соединяется с толстостенным патрубком и подвешивается при помощи резьбовой муфты находящейся на планшайбе фонтанной арматуры. Колонны НКТ служат в основном для следующих целей: - подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа; - подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта); - подвески в скважине оборудования. Таблица 4.1 Техническая характеристика НКТ, используемых на Северо-Останинском месторождении
| ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||