Установка электроцентробежного насоса
Реферат - Экономика
Другие рефераты по предмету Экономика
°левролитами. Коллекторы кавернозно-поровые, очень неоднородные и относятся к низкопоровым и мало проницаемым, среднее значение пористости - около 10,7%, среднее значение проницаемости - 1-10х10 -3 мкм2.
1.5Плотность нефти каменноугольного горизонта-0,836г/см3, вязкость нефти-11,9 мПа-с (20С), содержание серы - 0,54%, содержание смол-23,3%,газовыйфактор277,5м3/м3.Плотностьнефтинижнепермскогогоризонта-0,842г/см3,вязкость нефти - 18 мПа-с (20С), содержание серы - 0,38%, содержаниесмол-21%,газовыйфактор - 267,5 м3/м3. В растворенном газе каменноугольной залежи содержание сероводорода - 1,6%, а в нижнепермской залежи - сероводород отсутствует.
1.6Залежи подсолевой части месторождения Кенкияк относятся к залежам с аномально-высоким давлением, их нефть - слабо летучая. Коэффициент аномальности давления (отношение пластового давления к гидродинамическому на одной глубине) для каменноугольной залежи - 1,84, для нижнепермской - 1,79. Разница между пластовым давлением и давлением насыщения большая, соответственно 47,5 и 45,3 МПа. Залежи обладают большим запасом естественной энергии.
2. Обзор вариантов разработки
2.1Подсолевые продуктивные горизонты разделены на 2 объекта разработки: каменноугольный и нижнепермский. Были рассмотрены 3 варианта разработки: вариант 1- на естественном режиме, вариант 2 - закачка воды при пластовом давлении 60 МПа, и вариант 3 -закачка воды при пластовом давлении 45 МПа. Геолого-физические условия залегания и гидродинамические характеристики нижнепермской залежи не позволяют применять систему поддержания пластового давления, поэтому разработка данной залежи будет по варианту 1. На каменноугольной залежи проектируется создание трех опытных участков: одна семиточечная (участок №2) и две девятиточечные (участки №1 и №3), где планируется проведение опытных работ закачки воды согласно варианту 2.
2.2По всем вариантам разработки залежей проектируется размещение скважин с сеткой 900х900м. За период ОПР планируется ввод 43 скважины, из которых 24 (Вт.ч. 15 наклонно-направленных и 9 вертикальных) на карбонатные и 19 (вертикальные) на нижнепермские залежи.
Анализ результатов опробования скважин и гидродинамического моделирования позволили определить рациональный дебит нефти на начальной стадии разработки для вертикальных скважин 150 т/сут, а для наклонно- направленных скважин - 250 т/сут на залежи карбона. Проектный уровень дебита нефти нижнепермской залежи для вертикальных скважин - 75 т/сут.
Среднее начальное пластовое давление в карбонатных отложениях составляет 80 МПа, среднее давление насыщения 32,52 МПа, поэтому средняя разность между пластовым давлением и давлением насыщения составляет 47,48 МПа. Снижение давления ниже значения давления насыщения не будет заметно ухудшать проницаемость пластов и свойств нефти (дегазирование нефти происходит только в призабойной зоне пластов), так как подсолевая залежь характеризуется весьма низкой проницаемостью, есть возможность увеличивать депрессию. Учитывая вышесказанное и требования о допустимых депрессий в скважинах рациональная депрессия составляет 48 МПа.
Среднее начальное пластовое давление в пермских отложениях составляет 73,37 МПа, среднее давление насыщения 28,12 МПа, поэтому средняя разность между пластовым давлением и давлением насыщения составляет 45,25 МПа. Во избежание дегазирования, усадки нефти и влияния на конечный коэффициент извлечения нефти (КИН) первоначально определено, что рациональная депрессия должна быть примерно равной разности между начальным пластовым давлением и давлением насыщения, то есть 45 МПа.
2.3Технологические показатели эксплуатации добывающих и нагнетательных
скважин для всех вариантов были приняты одинаковыми. Коэффициент эксплуатации-0,9 (330 дней). При выборе режима работы скважин учитывалось, что величина текущего забойного давления добывающих скважин должна быть не ниже значения-80% давления насыщения нефти газом, что позволяет добывать максимальный объем нефти при отсутствии негативного влияния на пласты и полном использование естественной энергией. Граничным значением забойного давления в добывающих скважинах являются 26,02 МПа для карбона и 22,47МПа для перми. Забойное давление нагнетательных скважин не должно достигать и превышать давление гидроразрыва пласта. Исходя из этого для нагнетательных скважин максимальное забойное давление-75МПа.
Таким образом, за период ОПР подсолевых залежей накопленный объем нефти нижнепермских отложений составит 1016 тыс.т, карбонатных - 7702 тыс.т. За весь начальный период разработки (включая время пробной эксплуатации) подсолевых залежей накопленный объем нефти нижнепермских отложений составит 1240 тыс.т (КИН 3,6%), карбонатных - 7910 тыс.т (КИН 10,3%).
2.4Конструкция вертикальных скважин имеет 2 варианта заканчивания: Цементирование перфорированием (рекомендованный вариант), и открытый ствол (экспериментальный вариант).
В первом варианте конструкция скважин следующая: долото диаметром 444,5 мм для первого забуривания, в зоне с маломощным соляным куполом спущен кондуктор диаметром 339,7 мм до глубины около 750м (50-100м входа в верхнепермский горизонт), а в зоне с мощным соляным куполом спущен до глинистой пачки кровли кунгурского яруса (глубина около 750м); долото диаметром 311,2 мм для второго забуривания до плотной глинистой пачки подошвы кунгурского яруса нижнепермского отдела (20-ЗОм выше границы подошвы кунгурского яруса, глубина около 3800м) и спускается техническая колонна диаметром 244,5 мм, подъем цемент