Геологическая характеристика Покачевского месторождения. Исследование штанговой насосной установки
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
?ластАВ1АВ2АВ3 АВ4АВ5 АВ8БВ6БВ8ЮВ1Плотность, кг/м30,9301,0231,0081,0500,9501,2901,150Вязкость растворенного газа в жидкой фазе, мПатАвс0,0420,0530,0380,0420,0450,0560,063Растворимость газа в нефти, м3/м3158167140185162210270
1.6 Режим разработки залежей
Месторождение разрабатывается с применением системы ППД. На объектах реализуются следующие системы разработки :
по пластам АВ5, БВ6, БВ8 - трехрядной блоковой, с плотностью сеток скважин 600х600 м;
по пластам АВ1-3, АВ2, АВ3, АВ4,БВ2 - площадной (избирательной) семиточечная система, 600х600 м;
по пласту ЮВ1 - площадная (избирательная) семиточечная система, с плотностью сеток скважин 400х400 м.
Применяются способы нестационарного заводнения.
В настоящее время месторождение находится на стадии медленного падения добычи нефти - на четвертой стадии разработки. Суммарная добыча нефти на 01.01.2009 года достигла 93% от начальных извлекаемых запасов.
Максимальная добыча нефти 2786,5 тыс. т была достигнута в 1983 году, при коэффициенте нефтеизвлечения 16%, темпы отбора при этом составили 10,01% от начальных извлекаемых запасов.
Рост добычи нефти в начальный период разработки осуществлялся за счет увеличения числа нагнетательных и добывающих скважин, высоких отборов жидкости и закачки воды в пласт.
Падение добычи нефти началось в 1984 году, но добытая за этот год добыча нефти была выше проектной на 71,7 тыс. т (что составило 103%).
Фактические показатели добычи нефти по месторождению с 1984 года и по 2001 год выше проектных. Добыча нефти по объекту в 2001 году превысила проектную в 8,5 раз. Это связано с превышением фактического фонда скважин над проектным, а также с большими, чем по проекту, дебитами скважин по нефти. Действующий добывающий фонд скважин от проекта составил 297%. Средний дебит скважин по нефти выше проектного в 3 раза.
Уменьшение добычи нефти с начала разработки в 2000 году (на 740,72 тыс. т) связано с тем, что в 2000 г. произошло изменение лицензионных границ. 10 скважин объекта Покачевского месторождения, были переведены на Южно - Покачевское месторождение (1643/55, 1684/59, 1675/59, 981/59, 1642/59, 1671/59, 1673/59, 1680/59, 1980/355).
Добыча нефти с начала разработки по проекту - 22869,9 тыс. т.
Накопленный отбор нефти по состоянию на 01.01.2009 года - 36887,6 тыс. т, что составляет 117% от проектного.
С целью поддержания пластового давления на объекте БВ6 Покачевского месторождения с 1980 года по 2006 год закачено 312285,6 тыс. м3 воды. Средняя приемистость нагнетательных скважин достигла максимального значения в 1982 году - 1045 м3/сут, а к 1997 году снизилась до 290 м3/сут. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды на 01.01.2006 г. составила 113,3%, текущая 87,8%. По состоянию на 01.01.2009 года средняя приемистость нагнетательных скважин составляет 370 м3/сут.
Пластовое давление в зонах отбора, в среднем, снижено от первоначального на 13 атм. (от 235 атм. до 221,8 атм.).
Максимального значения (96%) обводненность достигла на 26-м году разработки (2006 г).
Рост добычи нефти и уменьшение обводненности осуществлялись, в основном, за счет регулирования числа обводнившихся и роста фонда добывающих скважин по новым участкам, уменьшением объемов закачиваемой воды. Таким образом, по пласту осуществлялась планомерная эффективная выработка запасов нефти с постоянным ростом темпов добычи, причем решающее значение имел охват значительной части запасов большим числом добывающих скважин.
За последние 5 лет разработки значительно сократилось число добывающих скважин и увеличились среднесуточные отборы по жидкости (от 90,1 т/сут до 105,7 т/сут), что привело к незначительному увеличению обводненности (на 4,28%) и падению темпов отбора нефти до 0,99% от НИЗ.
. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
.1 Насосные способы добычи
Прекращение или отсутствие фонтанирования скважин вынуждало искать другие способы подъема нефти на поверхность. Вначале это были тартальные способы, при которых жидкость поднималась чисто механическими устройствами: колодезная добыча, тартание желонкой, поршневание. В 1897 г. Впервые был применен эрлифт. Однако он не смог конкурировать со штанговыми насосами, которыми по настоящее время оборудовано около 50% всего фонда скважин.
Среди насосных способов добычи используются установки УЭЦН, которые используются для добычи нефти на высокодебитных скважинах и установки УШГН, которые используются для добычи нефти из низкодебитных скважин.
Установки погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН) широко начали применять для эксплуатации скважин с 1955 г.
УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ.
Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он спускается в скважину на колонне НКТ, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования, устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор и станцию управления по кабелю, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами (хомутами), подается на электродвигатель с ротором которого связан вал центробежного электронасоса (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном - спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. Гидрозащита включает в себя компенсатор и протектор.[]
Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяю?/p>