Geum.ru


Особенности проведения методов интенсификации на южно-султангуловском месторождении

Дипломная работа - Геодезия и Геология

Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология




?ов 0,04-0,08% экв. и высоким содержанием брома 1090-1684 мг/кг.

Пластовые воды девонского типа также отмечались на данных участках и в начальный период разработки. Так в скважине 210-219 Султангуловской площади пластовые воды имели минерализацию 836-846 мг/экв. на 100 гр., первую солёность 54,7-52,14, содержание брома 1212-1282 мг/кг. и сульфатов 0,09-0,1% экв.

Данные зоны характеризуются также наиболее низкой проницаемостью пород. Представляет интерес скважина №203 на Султангуловской площади. Если в начальный период разработки пластовые воды имели минерализацию 750 мг/экв. на 100 гр., первосолёность 73,4, содержание брома 599 мг/кг. и сульфатов 0,1% экв., то по состоянию на 1.1967г. пластовые воды в этой скважине имели минерализацию 841 мг/экв. на 100 гр., первую солёность 55,4, содержание брома 1713 мг/кг. и сульфатов 0,04 % экв.

Можно предполагать, что в процессе разработки приток пластовых вод в эту скважину происходил со стороны центрального купола на Султангуловской площади распространены типично девонские воды.

По химическому составу пластовые воды турнейского яруса относятся к хлоркальциевому типу с удельным весом воды 1,17гр/см(куб.).

В пластовых водах турнейского яруса также выделяется аномальный участок с пониженной минерализацией 739-751 мг/экв. на 100 гр. и высокой первой солёностью 90,6-94,8. Содержание брома 125-231 мг/кг. и сульфатов 0,3-0,54%экв. Аномальность пластовых вод на данном участке фиксировалась и в начальный период разработки турнейской залежи, где минерализация составляла 653-760 мг/экв. на 100 гр., первая солёность 90,9-96,5, содержание сульфатов 0,55-0,93% экв. и брома 53-117 мг/кг.

При сравнении карт первой солёности для пашийских и турнейских вод видно, что аномальный участок пашийского горизонта несколько смещён к северо-западу. Следовательно, связь пашийских вод и турнейских с вышележащими водоносными горизонтами осуществлялась под некоторым углом к подпластованию пород.

По химическим характеристикам пластовые воды бобриковского яруса близки к пластовым водам турнейского яруса, минерализация убывает с северо-запада на юго-восток 778-730 мг/экв. на 100 гр., первая солёность 83,6-90,6, содержание сульфатов 0,29-0,31 % экв. и брома 230-323 мг/кг.

1.6 Состояние разработки объекта

Разработка пласта Б2 бобриковского горизонта Южно-Султангуловского месторождения осуществляется согласно Технологической схемы разработки Южно-Султангуловского месторождения, составленной в 1998 г. НПУ Оренбургнефть.

По состоянию на 01.01.2001 г. Действующий фонд скважины составил 9 скважин, в бездействии скважин - 2.

В настоящее время на месторождении ведётся бурение скважин. За отчётный год из бурения в разработку были пущены 4 скважины: скв №855 с дебитом 56 т/сут, скв №862 с дебитом 26 т./сут., скв №864 с дебитом 12 т/сут., скв №863 с дебитом 48 т./сут. Все добывающие скважины безводные. В отчётном году завершено бурение эксплуатационных скважин (уточнено геологическое строение месторождения, определён контур ВНК). Дальнейшее разбуривание не целесообразно. Остаточные извлекаемые запасы будут выработаны существующим фондом скважин. Разработка месторождения ведётся без поддержания пластового давления.

За 2001 г. добыто 84722 тыс т нефти и 29195 тыс. т. жидкости. Годовая обводнённость - 25,6%.

С целью и дальнейшего выполнения проектных показателей разработки необходима организация системы ППД.

Средний дебит - 37 т/сут 5 скважин оснащены ЭЦН с дебитом 50 т./сут., 4 скважины оснащены ШГН с дебитом 23 т/сут

скважина ликвидирована. Общий фонд - 12 скважин. Пластовое давление составляет 278 атм.

1.7 Технико-эксплуатационная характеристика скважин

месторождение тектоника скважина нефтегазобезопасность

Технико-эксалутационная характеристика скважины №854

Месторождение - Южно-Султангуловское

Продуктивный пласт - Б2

Глубина скважины - 1878 м.

Диаметр эксплуатационной колонны - 146 мм

Интервал перфорации - 1878 - 1892 м

Искусственный забой - 1951 м

Мощность пласта - 14 м

Длина зумпфа - 59 м

Давления насыщения - 2,4 МПа

Пластовое давление - 20,3 МПа

Дебит жидкости - 62 м3/сут

Дебит нефти - 4т/сут

Плотность нефти - 894 кг/м3

Вязкость нефти - 8,96 сПа

Тип насоса - УЭЦН-60-2000

Глубина спуска - 1821 м.

Типоразмер НКТ - d = 73 мм, l (условная) = 10,0 м.

Динамический уровень - 1296м

2. Технико-технологический раздел

.1 Виды подземных ремонтов, проводимых на скважинах

Подземный ремонт скважин условно подразделяют на текущий ремонт скважин и капитальный ремонт скважин.

К текущему ремонту - относятся мероприятия, которые были осуществляемы по заранее составленному графику, предусматривающему проверку, ремонт, частичную или полную замену подземного оборудования, а так же очистку забоя труб.

Текущий ремонт нефтяных скважин подразделяют на:

Планово-предупредительный (или также именуемый, профилактический) - это ремонт с целью предупреждения отклонений от заданных технологических режимов эксплуатации скважин, вызванных возможными неполадками в работе как подземного оборудования, так и самих скважин. Планово-предупредительный ремонт планируется заблаговременно и проводится в соответствии с графиками ремонта. То есть планово - предупредительный ремонт должен проводиться еще до того, как скважина снизит дебет или прекратит подачу нефти. Для обеспечения рационального использования скважинного оборудования, Мы рекомендуем использовать растворители АСПО и присадки к ним.

Восстановительный (внеплановый) ремонт скважин - это