Освоение Тарасовского месторождения

Содержание

Введение

1. Общие сведения о месторождении

2. Краткая геолого-эксплуатационная характеристика месторождения

3. Анализ текущего состояния разработки

3.1 Состояние фонда скважин

3.2 Динамика отборов, закачки, обводненности

4. Общие сведения об установках штанговых

глубинных насосов [УШГН] эксплуатируемых Тарасовское месторождение

5. Анализ фонда скважин оборудованных ШГН в НГДП “Тарасовскнефть”

6. Оптимизация работы скважин эксплуатируемых УШГН

6.1 Цели оптимизации

6.2 Методика НГДП используемая при подборе оборудования и установления режима работы скважин работающих с пониженными технико-технологическими показателями

6.2.1 Подбор ШГН по производительности и глубине спуска

6.2.2 Подбор интервала размещения

6.2.3 Рекомендуемое дополнительное оборудование ШГН

7. Оптимизации работы УШГН на скважинах Тарасовского месторождения

7.1 Оптимизация работы добывающей установки на скважине №3253

7.2 Оптимизация работы добывающей установки на скважине №1573

7.3 Оптимизация работы добывающей установки на скважине №1817

Заключение

Перечень сокращений, условных обозначений, терминов

Литература

ВВЕДЕНИЕ

Как показал опыт эксплуатации УЭЦН на Тарасовском месторождение широкое применение существующих типоразмеров данных установок неэффективно из – за ограниченного дебита скважин. При дебите 25 – 30 м3/сут динамический уровень составляет 1100 – 1300 м, что приводит к ненадёжной работе установки и выходу её из строя в результате частых срывов подачи. Применяемые газосепараторы из–за высокого газосодержания при максимально возможной глубине спуска УЭЦН не обеспечивают необходимую сепарацию газа для работы насоса. Кроме того, столб жидкости глушения высотой более 1000 м, определяемый максимальной глубиной спуска УЭЦН и большой глубиной залегания продуктивных горизонтов (интервал забой – приём насоса), создаёт большое противодавление на пласт, что что сильно затрудняет вывод скважины на режим эксплуатации (более 10 откачек), а иногда приводит к выходу установки из строя. В связи с многочисленными отказами УЭЦН по указанным причинам возникла насущная необходимось внедрения УШГН.

Однако эксплуатация скважин посредством ШГН вследствие высокого давления насыщения и высокого газосодержания вызывала значительные затруднения. Данную проблему попробовали решить применением большого количества различных типоразмеров УШГН, газосепараторов различных конструкций, в результате проблема была решена, однако возникла другая необходимость – необходимость оптимизации работы весьма разнообразного фонда ШГН. Данный курсовой проект посвящен решению вопросов по снижению затрат на добычу нефти, увеличению дебита, увеличению межремонтного периода – в общем оптимизации работы скважин оборудованных УШГН.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИЕ

Тарасовское месторождение открыто в 1984 году. По административному положению месторождение находится на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области. Ближайшими месторождениями являются: Комсомольское, Губкинское, Вынгахинское, Восточно-таркосалинское.

Рисунок 1 – Карта месторождений разрабатываемых “Пурнефтегаз”

В орогидрографическом отношении месторождение располагается в междуречье по берегам Пякопур и его левого притока. Пурпе, относится к бассейну реки Пур и являющихся основными водными артериями изучаемого района. Территория представляет собой полого-холмистую равнину с отметкой рельефа +30 м до +98.Наименьшие отметки приурочены к поймам рек Пякопур и Пурпе.

Сильная заболоченность района связана с наличием мощьного слоя мерзлоты, играющего роль водораздела и затрудняющего фильтрацию. Относительно большая глубина болот и, вследствие этого, позднее промерзание служит препятствием для движения сухопутного транспорта.

Климат района континентальный и характеризуется резкими колебаниями температур в течении года.

В 1984 году Главтюменьгеологией получением фонтана нефти в скважине №121. В 1985 году месторождение введено в эксплуатацию на основании проекта пробной эксплуатации, составленного СибНИИНП в 1984 году.

Месторождение находится в разработке с 1987 года на основании Проекта пробной эксплуатации, выполненного СибНИИНП в 1984 году. Проект был составлен на неутвержденные запасы пластов 2БС11 и БС12.

В 1993г СибНИИНП была составлена «Технологическая схема разработки Тарасовского газонефтяного месторождения».

Тарасовское месторождение разрабатывается с 1987 года. В разработке находятся семь основных залежей среди которых ПК19-20 является наиболее нефтеносной на Тарасовском месторождении. Первоначалъно пласты ПК19 и ПК20 считались двумя отдельными залежами. В настоящее время пласты ПК19-20 считаются одной залежью.

Для извлечения запасов из пластов ПК19-20 применяется метод заводнения. Для системы расстановки скважин используется схема 7: 1 (чередование 7-ми рядов добывающих скважин и одного ряда нагнетательных скважин). Скважины пробурены по обычной сетке с расстоянием 250 м всего было пробурено около 900 скважин. Бурение скважин на главном структурном поднятии было сгруппировано на 52-х кустах.

Каждый куст состоит из 10-40 скважин (как нагнетательных так и добывающих).

Добываемые флюиды поступают на одну главную сепараторную станцию, где происходит их разделение на нефть воду и газ. Нагнетаемая вода подаётся тремя нагнетательными насосными станциями, расположенными на южном, центральном и северном участках месторождения.

2. КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Тарасовское месторождение находится в разработке с 1987 года на основании «Проекта пробной эксплуатации», выполненного СибНИИНП в 1984 году.

Промышленная нефтеносность в пределах рассматриваемого месторождения связана с нижнемеловыми отложениями: валанжинский ( БС14, БС12, ОБС12, 2БС11, БС10, 1БС10), готерив-барремский ( БС8, ОБС8, БС7, БС6, БС4, 2БСЗ, 1БСЗ, БС2,Б1, 0-1БСО, АС12, АС11, АС10) и апт-альбский ярусы (пласты-ПК17, ПК18, ПК19-20, ПК22). Всего на месторождении (без учета сеноманской залежи) выявлено 56 залежей углеводородов.

По типу залежи относятся к пластово-сводовым, массивным, литологически и тектонически-экранированным. Значительная часть из них по всей площади подстилается водой, характеризуется сложным строением невыдержанных по площади и разрезу большинства продуктивных пластов и сложным распределением нефти и газа.

В тектоническом отношении Тарасовское месторождение находится в пределах юго-западной части Северного свода и приурочено к Пякупурскому куполовидному поднятию. Структура осложнена четырьмя куполовидными поднятиями.

Основными залежами на месторождении считаются ПК19-20, АС10, 1БС10, 2БС10, 2БС11, БС12 и БС13-14.

Самой крупной на месторождении является нефтегазоводяная залежь пласта ПК19-20.

 Скачать реферат