Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

Оценка эффективности работы установок электроцентробежных насосов на скважинах блохинского месторождения

cool_lady 1425 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 57 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 05.04.2021
Дипломный проект 107 листов, 18 рисунков, 17 таблиц, 19 использованных источников, 5 приложений. ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНЫЙ НАСОС, СКВАЖИНА, ПЛАСТ, ДЕБИТ, ПУТИ ОПТИМИЗАЦИИ, ПРОВЕРКА СООТВЕТСТВИЯ ОБОРУДОВАНИЯ, ОПТИМАЛЬНЫЙ РЕЖИМ Объектом исследования являются скважины, эксплуатирующие пласты Блохинского месторождения НГДУ ООО "Башнефть-Добыча". В процессе исследования были рассмотрены геолого-промысловая характеристика и состояние разработки Блохинского месторождения. Цель проекта – оценка эффективности оптимизации скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов. В результате исследования выполнен анализ работы фонда скважин. Отмечены основные причины выхода из строя УЭЦН. Произведен проверочный расчет соответствия оборудования по двум скважинам Блохинского месторождения. Технико-экономические показатели свидетельствуют о целесообразности оптимизации работы скважин, оборудованных УЭЦН, что подтверждают расчеты технологического и экономического эффекта от мероприятия. Освещены вопросы безопасности при эксплуатации скважин, установками электроцентробежных насосов.
Введение

За несколько последних десятилетий, большое применение нашли установки электроцентробежных насосов. Необходимость создания таких насосов была вызвана тем, что требовался глубинный насос способный, при небольших габаритах, создавать большой напор жидкости и при этом иметь высокую производительность. Лучше всех этим условиям удовлетворяет насос центробежного типа. Также, конкретно для нефтяной промышленности, необходимо принимать во внимание тот факт, что со временем обводненность продукции скважин возрастает и это вызывает необходимость увеличения производительности откачивающего насоса. Установки, не имея длинной колонны штанг между насосом и приводом, позволяют передавать насосу большую мощность, а значит увеличивать возможности оборудования этого вида. Кроме того, электроцентробежные насосы относятся к типу динамических насосов, которые отличаются мягкой рабочей характеристикой. Также необходимо заметить и то, что установки довольно просты при монтаже и обслуживании. Со времен своего создания электроцентробежные насосы не претерпели каких- либо значительных изменений. Изменению подвергаются лишь отдельные части насоса, которые чаще других вызывают неполадки. На сегодняшний день установки электроцентробежных насосов находят широкое применение на всех нефтяных месторождениях страны, ими добывается основная часть продукции скважин, что вызывает необходимость увеличения эффективности их применения, что в свою очередь поможет развитию нефтяной промышленности. Одним из важных вопросов, сегодня является подбор типоразмеров УЭЦН к конкретным скважинам, для обеспечения надёжного вывода на режим и последующей работы. Необходимо проводить более точные расследования по выявлению причин отказов и осложнений, своевременно проводить необходимые мероприятия по их сокращению. Целью данного проекта является оценка эффективности оптимизации работы скважин, оборудованных УЭЦН, выявление причин отказов, проведение подбора оборудования, которое приведет к более эффективной эксплуатации скважин Блохинского месторождения.
Содержание

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ6 ВВЕДЕНИЕ7 1 Геологическая характеристика Блохинского нефтяного месторождения9 1.1 Краткие сведения о месторождении9 1.2 Геологическое строение месторождения и залежей10 1.3 Свойства и состав пластовых флюидов16 2 Состояние разработки Блохинского месторождения18 2.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения18 2.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения21 3 Техника и технология добычи нефти и газа24 3.1 Состав и комплектность установки электроцентробежного насоса27 4 Пути повышения эффективности работы скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов33 4.1 Выбор глубины погружения и расчет сепарации газа у приема насоса35 4.2 Расчёт сепарации газа на приёме насоса35 4.3 Определение требуемого напора насоса35 Рейнольдса 4.4 Корректировка рабочих характеристик центробежных насосов 4.5 Подбор электродвигателя, кабеля, трансформатора и станции управления Таблица 4.3-Технические характеристики ПЭД-28-10 Необходимо чтобы у выбранного ПЭД ТД<403 К. Таблица 4.4-Подобранное оборудование УЭЦН к скважине № 637 4.6 Подбор оборудования установки электроцентробежного насоса для скважины №621 4.7 Сопоставление расчетных и фактических показателей режимов работ скважин35 4.8 Оценка эффективности оптимизации работы скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса на Блохинском месторождении- 36 - 5 Безопасность и экологичность проекта69 5.1 Анализ потенциальных опасностей и производственных вредностей69 На Блохинском месторождении возможно возникновение опасностей, таких как: пожаровзрывоопасность, поражение электрическим током, отравление нефтяными газами, различными ингибиторами, опасность травмирования движущимися частями оборудования, опасность травмирования транспортными средствами, спецтехникой, опасность ожогов при работе с паропередвижной установкой. 70 5.2 Мероприятия по обеспечению безопасных условий труда70 Мероприятия на Блохинском месторождении по пожарной безопасности разделяются на четыре основные группы: 71 5.3 Мероприятия по охране окружающей среды74 ЗАКЛЮЧЕНИЕ81 СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ83 Приложение А83 Перечень таблиц в ВКР84 Таблица 4.3-Технические характеристики ПЭД-28-10……………………. 84 Таблица 4.4-Подобранное оборудование УЭЦН к скважине № 637……..84 Приложение Б88 Приложение В88 Приложение Г89 Приложение Д89
Список литературы

Отрывок из работы

1 Геологическая характеристика Блохинского нефтяного месторождения 1.1 Краткие сведения о месторождении В административном отношении Блохинское нефтяное месторождение расположено на территории г. Уфы, Уфимского, Иглинского и Кармаскалинского районов Республики Башкортостан. Блохинское месторождение включает в себя две площади – Блохинскую и Охлебининскую. Охлебининская площадь находится в 35-40 км к юго-востоку от г. Уфа. Блохинская площадь месторождения находятся в 19 км восточнее г. Уфы. Вблизи Блохинского месторождения находятся населенные пункты: Михайловка, Русский и Старый Юрмаш, Шмитово, Исаково, Волково, Зинино, Жилино, Нагаево, Бурцево, Охлебинино, Манчазы и другие. К северу от месторождения с запада на восток проходит железная дорога и асфальтобетонное шоссе Уфа – Челябинск, от которого ответвляются многочисленные гравийные и грунтовые проселочные дороги (рисунок 1.1). Ближайшая железнодорожная станция находится в 8 км к северу от месторождения. С юга от Блохинского месторождения находятся действующие промыслы, разрабатывающие нефтяные залежи Бекетовского и Кабаковского месторождений, а с севера Алаторское месторождение. Система сбора нефти и газа с Блохинского месторождения осуществляется на ДНС «Блохино», затем продукция поступает на ДНС «Алаторка» и далее на НСП № 3 НГДУ «Уфанефть», где идет ее переработка. Нефтепровод Ишимбай – Уфа соединяет месторождение с Уфимскими нефтеперерабатывающими заводами. Таким образом, Блохинское месторождение находится вблизи крупного промышленного центра с развитой сетью дорог, нефтепроводов, газопроводов и прочей развитой инфраструктурой. В орографическом отношении район месторождения принадлежит к Прибельской холмисто-увалистой равнине. Рельеф характеризуется абсолютными отметками от 89 до 170 м. Большое распространение на площади месторождения получили карстовые процессы. Карст связан с гипсово-ангидритовыми породами иреньской толщи, залегающими иногда близко от поверхности и перекрывающимися толщей плиоценовых образований, часто выходящих на поверхность. В геолого-структурном отношении территория Блохинского месторождения принадлежит северо-восточной части склона Русской платформы в пределах Благовещенской впадины. Основные структурные элементы – это моноклиналь, падающая к юго-востоку и пересекающая ее сложная система гребенообразных прогибов (Тавтимановского, Турбаслинского и Загорского), имеющих северо-западное направление. Залежи нефти связаны с небольшими по размерам (2,5х3,0 км) горстовидными поднятиями, протягивающимися цепочкой с юга-запада на северо-восток на 30 км. 1.2 Геологическое строение месторождения и залежей Стратиграфически осадочная толща месторождения представлена отложениями додевонской, девонской, каменноугольной, пермской, неогеновой и четвертичных систем. Ниже приводится описание стратиграфии продуктивных горизонтов. Девонская система Девонские образования представлены породами среднего и верхнего отделов. Средний отдел Живетский ярус, старооскольский надгоризонт, представлен чередованием пластов аргиллитов, алевролитов и песчаников. Верхний отдел. Нижнефранский подъярус. Кыновский и пашийский горизонты. Рассматриваются оба горизонта совместно, так как четкой границы между ними нет, сложены они однотипными терригенными породами: аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Аргиллиты зеленовато–серые, участками алевритистые, местами пиритизированные, хрупкие. Алевролиты темно-серые и серые, кварцевые, мелко- и крупнозернистые. Коллекторами нефти в этих породах служат песчаники и крупнозернистые алевролиты. На Блохинском месторождении коллекторами нефти служат пласты DIнж и DIвх. Толщина горизонта колеблется от от 0,8 до 25 м. Верхнефранский подъярус Представлен отложениями мендымского горизонта, сложен известняками и доломитами. Известняки буровато–серые, глинистые, доломитизированные, тонко-кристаллические, плотные, крепкие, окремнелые, трещиноватые. Доломиты серые и темно-серые, крепкие, плотные. Трещиновато-пористые разности известняков содержат промышленные запасы нефти. Продуктивные известняки мендымского горизонта залегают в верхней части горизонта в районе скважины № 85ТВТ, а в районе скважин №76ТВТ, № 11ТВТ в нижней части. Толщина горизонта 46-51 м. Каменноугольная система Нижний отдел. Турнейский ярус Известняки коричневато–серые, кристаллические, плотные, прослоями пористые и трещиноватые. В турнейском ярусе прослеживаются три продуктивных пачки. В верхней части яруса (кизеловский горизонт) залегают пористые прослои известняков, индексируемые СТ1. В 40 м от кровли (кизеловский горизонт) залегает вторая продуктивная пачка СТ2. Ниже залегает третья пачка СТ3 черепетского горизонта. Продуктивные пачки яруса представляют собой переслаивание органогенно-обломочных, слабо кавернозно–пористых известняков с плотными их разностями. Толщина яруса достигает 200 м. Визейский ярус. Нижневизейский подъярус. Бобриковский горизонт. Аргиллиты и алевролиты с редкими линзами песчаника. Продуктивный пласт, залегающий в 2-5 м от кровли, представлен песчаниками серыми, кварцевыми, мелкозернистыми, плотными, с глинисто-карбонатным цементом. Толщина бобриковского горизонта 2-8 м. Следует отметить, что несколько скважин имеют толщину нижневизейских отложений около 20 м. Средний отдел. Башкирский ярус. Сложен известняками и доломитами. Известняки светло-серые, иногда глинистые, местами сильно доломитизированные, участками и прослоями пористые и пористо-кавернозные. Доломиты светло-серые и серые, прослоями и участками пористые. Пористо–кавернозные разности, залегающие в кровельной части в районе скважин №190ЮТВ и № 54ТВТ, являются промышленно-нефтеносными. Толщина яруса достигает 151 м. Каширский горизонт. Переслаивание доломитов и известняков. Известняки кристаллические, прослоями глинистые. Доломиты серые и буровато–серые, кристаллические, прослоями глинистые. Продуктивная пачка залегает в нижней части каширского горизонта и представлен переслаивающимися мелкокристаллическими доломитами и известняками, сложенными органическими остатками. Толщина горизонта 89-109 м. Подольский горизонт. Сложен известняками серыми с буроватым оттенком, кристаллическими, прослоями глинистыми. Содержатся прослойки серого кристаллического доломита. Продуктивная пачка залегает в средней части горизонта и представлен пористыми известняками органического происхождения. Толщина горизонта 63-87 м. В тектоническом отношении Блохинское месторождение расположено в платформенной части Башкортостана в краевой восточной части Благовещенской впадины. Район имеет сложное строение, он вобрал в себя элементы платформенной тектоники, осложненной дислокациями Уральского простирания (рисунок 1.2). Тектоническое строение площади изучалось по четырем маркирующим горизонтам: по кровле тиманского горизонта терригенной толщи девона, по кровле турнейского яруса нижнего карбона, по кровле верейского горизонта среднего карбона и по кровле артинского яруса нижней перми. Девонские отложения В девонских отложениях нефтепроявления отмечены повсеместно: в терригенном разрезе нижнего франка, в меньшей степени в карбонатных отложениях доманиковского и мендымского горизонтов среднего и верхнего франка и фаменского яруса. Промышленные скопления нефти обнаружены в терригенном девоне (11 залежей) и в карбонатах мендымского горизонта (3 залежи). Терригенный девон на месторождении представлен пластами кыновско-пашийского DIвх, DIнж и Dкн кыновского горизонтов. В центральной части Блохинского месторождения пласты DIвх и DIнж сливаются в единый пласт DI. Промышленная нефтеносность мендымских отложений отмечена единичными скважинами на Охлебининском участке месторождения. Залежи нефти локализованные отдельными поднятиями условно ограничены. Поверхностные пробы нефти отобраны по всем продуктивным пластам. Наиболее полно изучены нефти турнейского яруса и терригенного девона. Представительность пластов анализами различная: нефть пачки подольского горизонта две пробы и каширского горизонта одна проба, башкирского яруса четыре пробы, турнейского яруса 18 проб, мендымского горизонта семь проб, пласта DI пашийского горизонта 30 проб. Пробы отбирались на устьях скважин, исследовались в лабораториях ЦНИПРа НГДУ «Уфанефть». Подольский горизонт. Продуктивными являются известняки детритово-сгустковые, пористые, сложенные органическими остатками плохой сохранности. Органические остатки представлены члениками криноидей, раковинами фораминифер, обломками створок остракод, комочками и сгустками округлой формы размером до 0,5 мм. Размер пор до 1 мм. Пористость и нефтенасыщенность карбонатных коллекторов подольского горизонта определены по ГИС и составляет, соответственно, 0,164 и 0,79 д. ед. Для проектирования пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС, проницаемость по аналогии с пачкой Сбш башкирского яруса равной 0,035 мкм2. Каширский горизонт. Залегающий в нижней части каширского горизонта продуктивный пласт представлен переслаивающимися доломитами мелкокристаллическими, глинистыми и известняками детритово-сгустковыми, сложенными органическими остатками плохой сохранности. Пористость и нефтенасыщенность карбонатных коллекторов каширского горизонта определены по ГИС и равны 0,16 и 0,64 д. ед. Для проектирования пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС, проницаемость по аналогии с пачкой Сбш башкирского яруса. Бобриковский горизонт. Продуктивный пласт представлен песчаниками серыми, кварцевыми, мелкозернистыми, плотными с глинисто-карбонатным цементом. Пористость песчаников по 15 образцам керна, отобранным из водоносного пласта в скважины № 609, составляет 0,15 д. ед. Проницаемость по 14 образцам 0,046 мкм2. Средняя пористость по геофизическим исследованиям составляет по десяти определениям 0,162 д. ед., начальная нефтенасыщенность 0,80 д ед. Для проектирования пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС, проницаемость по керну. На месторождении продуктивные отложения турнейского яруса представлены пачками СТ1, СТ2 кизелевского и пачкой СТ3 черепетского горизонтов. Продуктивные пачки яруса представляют собой переслаивание органогенно-обломочных слабокавернозно-пористых известняков с плотными разностями. Известняки органогенно-мелкодетритовые с многочисленными мелкими сгустками, мелкокристал-лическим цементом порового и порово-базального типа. Порода пористая, поры межкристаллические, сообщающиеся размером до 0,02 мм, реже поры выщелачивания, изолированные, размером до 0,09 мм. Среднее значение пористости известняков составляет 0,096 д. ед. Средняя проницаемость по 18 определениям 0,003 мкм2. Коллекторами нефти мендымского горизонта служат известняки тонко- и мелкокристаллические с незначительной примесью органогенного шлама и мелкого детрита, битуминозные, неравномерно доломитизированные. Наблюдаются волосяные, вертикальные, разнонаправленные затухающие трещинки толщиной 0,01-0,12 мм и стилолитовые швы, выполненные черным битумозно-глинистым веществом. Всего по мендымскому горизонту исследовано на пористость 32 образца керна из семи скважин, проницаемость по 21 образцу. Определения пористости и проницаемости по керну в скважине № 85ТВТ не попали в продуктивную часть. По геофизическим данным пористость изменяется от 0,7 до 0,14 д. ед., в среднем составляя 0,10 д. ед., нефтенасыщенность равна 0,70 д. ед. Для проектирования пористость и нефтенасыщенность приняты по ГИС и равны соответственно 0,10 и 0,70 д. ед. Проницаемость принята по аналогии с Кабаковским месторождением равной 0,051 мкм2. Продуктивными в терригенном девоне на месторождении являются песчано-алевролитовые породы пластов DI и Dкн с подчинёнными прослоями аргиллитов. Песчаник светло-коричневато-серый, кварцевый, мелкозернистый с неравномерно рассеянными зернами песчаника, полуокатанными, реже угловатыми, частично регенерированными, в основном, изометричной формы размерами 0,02-0,48 мм, среди которых преобладают зерна 0,1-0,24 мм. Единичные зерна кварца с волнистым и агрегатным угасанием. Цемент битумозно-глинистый контактно-порового типа, иногда кварцевый регенерационный, участками карбонатный порово-базального и базального типа. Порода неравномерно пористая, поры межзерновые, сообщающиеся, иногда изолированные, заполнены нефтью. Преобладающий размер пор 0,016-0,06 мм. В шлифах встречаются единичные кристаллики и стяжения пирита, зерна полевых шпатов, халцедона, циркона и турмалина. Алевролит кварцевый разнозернистый, неравномерно глинистый, участками переходит в песчаник мелкозернистый, алевритистый. Размер зерен 0,02-0,18 мм, преобладают зерна размерами 0,03-0,1 мм. Зерна угловатой, реже полуокатанной формы, сцементированы порово-базальным и базальным глинистым цементом. Присутствует мелкий обуглившийся растительный детрит, отмечаются вкрапления пирита размером до 0,1 мм. Покрышкой для коллекторов терригенного девона служат аргиллиты тиманского горизонта. 1.3 Свойства и состав пластовых флюидов С целью определения физико-химических свойств нефти и растворенного в нефти газа в процессе испытания и исследования скважин проводился отбор глубинных проб нефти и поверхностных проб нефти и газа из пластов терригенного девона, мендымского горизонта, турнейского яруса, бобриковского горизонта, башкирского яруса и каширского горизонта. Изучение свойств пластовых нефтей проводилось в лаборатории БашНИПИнефти. Пробы отбирались по общепринятой методике в пластовых условиях при давлениях выше давлений насыщения. Представленность пластов анализами различная, так наиболее полно изучена в поверхностных условиях нефть пачек подольского (две пробы) и каширского (одна проба) горизонтов, башкирского яруса (четыре пробы), турнейского яруса (18 проб), мендымского горизонта (семь проб), пласта DI кыновского-пашийского горизонта (30 проб). Наиболее изучены нефти турнейского яруса и пласта DI терригенного девона. Средняя плотностъ пластовой нефти турнейского яруса по пласту составляет 832,4 кг/м3, средняя вязкость нефти 2,57 МПа•с. Состав газа мало изменяется по пластам. Это объясняется тем, что существенно снижен процент метана в составе газа 18,93 %. Содержание азота в нефтяном газе продуктивных пластов терригенного девона, аскынско-мендымского горизонта и турнейского яруса соответственно 3,36; 3,85 и 3,95 %. В продуктивном пласте башкирского яруса содержание азота достигает 15,46 %, а углекислого газа несколько меньше 4,12 % по сравнению с нижележащими пластами, где содержание углекислого газа от 5,67 до 9,48 % (в пласте бобриковского горизонта – следы). Сероводород обнаружен в продуктивных пластах турнейского яруса и башкирского горизонта. В составе газа башкирского яруса гелий не обнаружен. В нижележащих пластах содержание его 0,005-0,043 %. Продуктивный пласт представлен песчаниками серыми, кварцевыми, мелкозернистыми, плотными с глинисто-карбонатным цементом. Покрышкой для продуктивно пласта является прослой аргиллита толщиной 2-5 м. Пористость песчаников бобриковского горизонта исследована по 15 образцам керна, отобранным из водоносного пласта в скважине № 609, проницаемость - по 14 образцам. В целом по среднему карбону исследовано на пористость 245 образцов керна из 16 скважин и 71 образец на проницаемость. На породы-коллекторы приходится всего два значения пористости по керну из скважины № 190 (башкирский ярус). Пористость и нефтенасыщенность карбонатных коллекторов каширского и подольского горизонтов керном не охарактеризованы. Экспериментальные исследования по определению показателей вытеснения нефти, минерализованной водой из линейных моделей продуктивных пластов, карбонатов турнейского яруса, песчаников бобриковского и кыновско-пашийского горизонтов Блохинского нефтяного месторождения, выполнены при проектных значениях начальной нефтенасыщенности и пластовых значениях вязкости нефти, температуры и давления, при постоянной в процессе опыта скорости закачки в модель пласта вытесняющей жидкости. ? 2 Состояние разработки Блохинского месторождения 2.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения Блохинское нефтяное месторождение открыто в 1964году. С начала разработки по месторождению составлено девять проектных документов, из них два по Охлебининской площади, которая до 1993 года разрабатывалась как самостоятельное месторождение, три - отдельно по Блохинской площади. После слияния площадей в 1993 году в одно месторождение составлено четыре проектных документа. По Охлебининской площади составлены следующие проектные документы: 1) В 1982 году БашНИПИнефтью составлена «Технологическая схема разработки Охлебининского месторождения». Согласно документу ввод месторождения намечался на 1984году. 2) В 1984 году был составлен дополнительный вариант к технологической схеме, утверждённый в ПО «Башнефть» в 1985 году. Документ разработан в связи с пересмотром запасов нефти. Вариантом предусмотрен ввод площади в разработку в 1988 году, к бурению предлагалось 37 скважин, из них 19 добывающих (мендымский горизонт – 8; терригенный девон – 6; турнейскнй ярус – 5), 18 резервных, общий фонд 41 скважина. Залежи нефти предполагалось разрабатывать без поддержания пластового давления. По Блохинской площади до вхождения в него Охлебининской площади составлены следующие проектные документы: 1) С целью ввода месторождения в разработку в 1987 году составлен «Проект пробной эксплуатации Блохинского месторождения», утверждён в 1988году, ПО «Башнефть». Согласно документу предполагалось вести разработку шестнадцатью добывающими и шестью нагнетательными скважинами, дополнительно рекомендовалось пробурить одну оценочную и три резервные скважины. 2) В 1990 году БашНИПИнефтью составлено «Дополнение к проекту пробной эксплуатации Блохинского месторождения», по которому предполагалось вывести из консервации в 1990-1992 году, восемь разведочных и пробурить 14 добывающих скважин. 3) В 1993 году БашНИПИнефтью составлена «Технологическая схема разработки Блохинского нефтяного месторождения», утверждена в 1993 году ПО «Башнефть». Проектировалось разработка залежей девонских отложений по треугольной сетке 400X400 м с осуществлением внутриконтурного заводнения. Основными решениями документа предполагалось следующее: В 1994 году БашНИПИнефтью составлено «Дополнение к технологической схеме разработки Блохинского нефтяного месторождения», утверждено в 1995году ОАО АНК «Башнефть». В документе, ввиду экономической неэффективности разработки Охлебининской площади, предлагалась консервация скважин и перевод запасов нефти в забалансовые. Подсчет запасов нефти и газа по Блохинскому месторождению в целом, а также технико-экономическое обоснование коэффициентов нефтеизвлечения по всем продуктивным горизонтам и залежам были утверждены в РКЗ при Госкомгеологии РБ, протокол № 17 от 19.01.1998. Согласно подсчету запасов нефти и газа начальные запасы категории В+С1 по Блохинскому месторождению составили: геологические – 5255 тыс. т, извлекаемые – 577 тыс. т. В 1998 году дополнительно были подсчитаны запасы нефти в районе скважины № 124ИГЛ. Прирост запасов по Блохинской площади составил: геологических – 44 тыс. т, извлекаемых – 4 тыс. т. Запасы были поставлены на Государственный баланс в оперативном порядке. В 1999 году на утвержденные запасы составлена «Технологическая схема разработки Блохинского нефтяного месторождения». Работа рассмотрена и утверждена Технико-экономическим советом ОАО АНК «Башнефть» (протокол от 02.10.2000). Согласно данному документу на месторождении выделяется пять эксплуатационных объектов разработки на Блохинской площади (терригенный девон, турнейский ярус, бобриковский горизонт, башкирский ярус, каширо-подольский горизонт) и три объекта разработки на Охлебининской площади (терригенный девон, мендымский горизонт, турнейский ярус). В 1999 году была выполнена и утверждена на ЦКР Минтопэнерго РФ работа «Анализ разработки и прогноз технологических показателей по месторождениям ОАО АНК «Башнефть» на период действия лицензионных соглашений» (протокол № 2445 от 14.10.1999). В рамках данной работы были утверждены укрупненные показатели по уровням добычи нефти и бурению эксплуатационных скважин по всем месторождениям, разрабатываемым ОАО АНК «Башнефть», включая и Блохинское. Показатели по Блохинскому месторождению приводятся в целом, без выделения площадей и эксплуатационных объектов. Проектными решениями предусматривалось в 2009 году представить в установленном порядке проект разработки Блохинского месторождения. В 2009 году, согласно условиям лицензионного соглашения, ЗАО «Тюменский институт нефти и газа» был выполнен проектный документ «Проект разработки Блохинского нефтяного месторождения», утвержденный ЦКР Роснедра (протокол заседания территориального отделения ЦКР Роснедра по УР от 17.03.2014 № 518). Согласно данному документу на месторождении выделяется шесть эксплуатационных объектов разработки. В 2014 году, в связи с принятием нового проектного документа, произошло оперативное изменение значений КИН и извлекаемых запасов. На Государственном балансе по месторождению числятся следующие запасы нефти категории В+С1: начальные геологические – 5299 тыс. т; извлекаемые – 1639 тыс. т. Начальные извлекаемые запасы растворенного в нефти газа составляют 128 млн м3. Основной объем запасов приходится на Блохинскую площадь и составляет: геологические – 4956 тыс. т, извлекаемые – 1588 тыс. т. По Охлебининской площади геологические запасы нефти составляют 343 тыс. т, извлекаемые – 51 тыс. т. В 2016 году на утверждённые запасы составлено «Дополнение к проекту разработки Блохинского нефтяного месторождения», утверждённое ЦКР Роснедра по УВС (протокол от 27.09.2016 № 728). Работа была принята по второму варианту (категории запасов В+С1) со следующими основными положениями и технологическими показателями: Максимальные проектные уровни: – добычи нефти – 38,0 тыс. т (2024 год); – добычи жидкости –73,5 тыс. т (2025 год); – закачки воды – 57,9 тыс. м3 (2028 год); – добычи растворённого газа – 2,6 млн м3 (2018 год); – использования растворенного газа – 95 % (с 2018 года по рекомендации Минэнерго РФ). 2.2 Характеристика текущего состояния разработки месторождения Сопоставление фактических и проектных показателей приводится за период с 2015 по 2018 год. Сравнение фактических показателей с проектными за 2015 – 2016 год приведено согласно «Анализу разработки и прогнозу технологических показателей по месторождениям ОАО АНК «Башнефть» на период действия лицензионных соглашений», (протокол ЦКР № 2445 от 14.10.1999). В указанном документе расчет технологических показателей разработки на перспективу проведен по месторождению в целом (без пообъектного расчета технологических показателей). Поэтому сопоставление проекта с фактом за 2009-2014 год будет проведено в целом по месторождению. Сравнение фактических показателей с проектными за 2016 год приведено согласно «Проекту разработки Блохинского нефтяного месторождения» (протокол ТО ЦКР Роснедр по УР № 518 от 17.03.2016). Сравнение фактических показателей с проектными за 2017-2018 год приведено согласно «Дополнению к проекту разработки Блохинского нефтяного месторождения» (протокол СЗ НС ЦКР Роснедр по УВС № 728 от 27.09.2016). В 2009 году наблюдается незначительное превышение фактической добычи нефти (7,2 тыс. т.) над проектной (6,6 тыс. т.) и составляет 9,1%. В 2014 году фактическая добыча нефти превысила проектную на 21,3 %. Дебит жидкости увеличился по сравнению с прошлым годом и составил 1,11 т/сут., что ниже проектного значения (1,81 т./сут.) на 38,7 %. Средняя фактическая обводнённость продукции при этом существенно не изменилась и составила 71,2 % против 57,6 % проектной величины. В результате фактический средний дебит по нефти в 2009г. (0,9 т./сут.) превысил проектное значение (0,8 т./сут.) на 12,5 %. Фактический объём закачки воды ниже проектного на 61,7 %. Действующий фонд добывающих скважин на конец года составляет 19 ед., что меньше проекта на четыре скважины. В действующем фонде нагнетательных скважин числится четыре скважины против двух нагнетательных скважин по проекту. В 2016-2018 году наблюдается существенное превышение фактической добычи нефти (13,3-44,4 тыс.т.) над проектной (8,9-31,7 тыс.т.), которое составляет 40,1-49,4 %. Это объясняется превышением среднего фактического дебита жидкости (2,51-8,0 т./сут.) и нефти (2,11-6,27 т./сут.) над проектными (1,0-4,9 т./сут. по жидкости и 0,8-4,2 т./сут. по нефти) на 63,3-151 % и 49,3-163,8 % соответственно. Средняя фактическая обводнённость продукции при этом составляет 75,7-81,2 %, что несущественно отличается от проектных значений. Такое значительное превышение фактических дебитов жидкости и нефти над проектными объясняется проведением в 2016-2018 году успешных ГТМ, эффект от которых существенно превысил ожидаемые показатели. Закачка воды в этот период превышает проектные значения на 62,7-125,8 %. На рисунке 2.1 изображено сопоставление проектных и фактических показателей добычи нефти.
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Служба поддержки сервиса
+7(499)346-70-08
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg