close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

засчита

код для вставкиСкачать
Отчёт по учебной (ознакомительной) практике на примере объекта ТПП «Когалымнефтегаз»
Повховского
месторождения ЦДНГ
-
1
Отчёт подготовил:
: Иващенко Алексей
студент группы НР
-
09
филиала ТюмГНГУ
в городе Когалыме
Обзорная карта месторождений ТПП «Когалымнефтегаз»
ЦДНГ
-
1
Схема залежей повховского месторождения ТПП «Когалымнефтегаз»
ЮВ
-
1, АЧ
-
2
ЮВ
-
1
ЮВ
-
1
Сопоставление запасов Повховского месторождения по Российской классификации Месторождение, пласт
Начальные геологические и извлекаемые запасы нефти на 01.01.2008г., тыс
т
АВС1
С2
КИН
КИН
геолог.
извлек.
геолог.
извлек.
АВС1
С2
ПОВХОВСКОЕ
㜲㜸㜸
㈶㠴〳
㔲㈳5
ㄲ㜳1
㌶3㠷
㈴2㌷
БВ8
660591
247747
26621
6677
0.38
25.08
БВ8
-
с(сардаковское
6833
2220
499
131
0.32
26.25
Ач2
㘲㔱
ㄴ㤸
㌰㜸
㠲8
0.24
26.87
Ач3
616
136
417
102
0.22
24.46
Ач4
118
16
113
28
0.14
24.78
Ач7
㠱8
ㄲ1
㜴㌳
ㄴ㐶
0.15
19.45
Ач8
ㄶ㠷
㌲3
㘶6
ㄲ1
0.20
18.80
ЮВ1/1
㔰㠱1
ㄶ㌰1
ㄳ㐱1
㌳㤴
0.32
25.31
ЮВ2
ㄵ1
㌱
0.20
Изменение обводнености с 2007
-
2010 год
2007
-
2010гг.
01.2010
-
12.2010 гг.
Основные технологические показатели разработки
10
1010
2010
3010
4010
5010
6010
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
50
55
60
65
70
Нефть
Жидкость
Обводненность
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Доб. нефти, тыс.т.
1400,9
1488.8
1655.6
2025.7
2146
2250
2280
2240
Доб. жидкости, тыс.т.
3435,8
4362.8
5073.3
5578.4
6032
6500
6490
6520
Обводненность, %
59,23
65.87
67.37
63.69
64.42
66,3
65,4
67,8
Динамика изменения состояния запасов нефти промышленных категорий
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
млн. тонн
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Начальные извлекаемые запасы
Текущие извлекаемые запасы
77,3
77,6
77,7
79,3
83,7
83,7
83,7
83,2
39,4
40
42
39,8
37,4
34,3
41,6
40,5
Наименование объекта
Номинальная производительность, м3/сутки ДНС
-
1 (с УПСВ)
30 000
ДНС
-
4 (с УПСВ)
10 000
БКНС
-
1
23 000
БКНС
-
4
10 000
БКНС
-
7
5500
Площадочные объекты
Выполнение основных показателей
Показатели
2008г.
2009г.
2010г.
2011г.
Добыча
нефти,
тыс
.
т
.
1755
1799
1953
2115
ГТМ
всего,
скв
.
11
8
137
160
151
Доп
.
доб
.
от
ГТМ,
тыс
.
т
.
314
314
383
350
Ввод новых скважин
65
57
73
73
Доп. доб. от ввода, тыс.т.
245
241
297
287
Закачка,
тыс
.
т
.
10771
11129
13454
14879
Динамика фонда добывающих скважин
324
370
384
418
294
342
350
358
634
576
499
572
370
362
348
298
587
532
449
396
393
444
525
554
78 74 71 50
26
22
22
48
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
650
700
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Скважин
Эксплуатационный
Действующий
Дающий
Неработающий
ЭЦН
ШГН
Фонтанный способ добычи нефти
СХЕМА УСТАНОВКИ ФОНТАННОЙ АРМАТУРЫ на головке скважины; нефть поступает через отверстия перфорации и поднимается вверх под воздействием пластового давления. 1 -
пакер (сальник); 2 -
фонтанная арматура; 3 -
трубопровод для оттока нефти в хранилище; 4 -
поверхностная обсадная колонна (кондуктор); 5 -
цемент; 6 -
промежуточная (техническая) обсадная колонна; 7 -
эксплуатационная обсадная колонна; 8 -
насосно
-
компрессорная колонна; 9 -
извлекаемый флюид.
Добыча нефти установками штанговых насосов
Штанговая глубинная насосная установка состоит из скважинного насоса 2 вставного или невставного типов, насосных штанг 4, насосно
-
компрессорных труб 3, подвешенных на планшайбе или в трубной подвеске 8 устьевой арматуры, сальникового уплотнения 6, сальникового штока 7, станка качалки 9, фундамента 10 и тройника 5. На приеме скважинного насоса устанавливается защитное приспособление в виде газового или песочного фильтра 1.
Добыча нефти по способам
1326,8
73,9
1431,7
36,7
1486,8
25,4
1962,5
31,9
2093,6
60,0
2117,8
132,1
2367,5
130,5
2509,7
147,3
-100
100
300
500
700
900
1100
1300
1500
1700
1900
2100
2300
2500
тыс.тонн
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
УЭЦН УШГН
Средний дебит скважин по способам
Показатели
2004 2005
2006
2007
2008
Среднесуточный дебит скважины по нефти, т/с
13,22
12,97
13,12
15,78
17,69
ЭЦН
16,16
14,53
13,68
17,13
18,698
ШГН
3,09
2,70
2,23
3,24
4,876
Среднесуточный дебит скважины по жидкости, м3/с
34,99
40,52
42,83
46,69
53,650
ЭЦН
43
45,87
47,34
51,37
57,185
ШГН
7,45
7,88
7,24
6,67
10,01
Подземный ремонт добывающих и нагнетательных скважин
1.
Обследование и исследование скважин перед капитальным ремонтом
2.
Капитальный подземный ремонт скважин
3.
Ремонт эксплуатационной колонны
4.
Изоляционные работы по устранению или ограничению водопритоков
5.
Изоляция притока подошвенной воды
6.
Ловильные работы в скважине
7.
Извлечение упавших труб
8.
Извлечение установки ЭЦН
9.
Испытание колонны на герметичность
10.
Зарезка второго ствола
11.
Ликвидация скважин
ввод добывающих скважин из бездействия и консервации, в т.ч. с проведением ГРП;
ввод нагнетательных скважин из бездействия и консервации, в т.ч. с проведением ГРП;
проведение ГРП на действующем фонде добывающих и нагнетательных скважин; перевод скважин под закачку;
проведение ремонтно
-
изоляционных работ в добывающих и нагнетательных скважинах;
проведение дострелов в добывающих и нагнетательных скважинах; бурение вторых стволов. По пробуренному фонду скважин проектом предусмотрены следующие мероприятия:
Дополнительная добыча от ГТМ и потери нефти 550
495
588
513
1103
749
873
595
702
632
520
335
510
289
486
274
0
200
400
600
800
1000
1200
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
Дополнительная добыча нефти , тыс. т
Потери добычи нефти, тыс.т
Объекты поддержания пластового давления и их эксплуатация
Насосные системы для поддержания пластового давления (ППД)
Одновременно
-
раздельная закачка воды
Преимущества одновременно
-
раздельной закачки воды по отношению к обычной технологии:
Закачка воды осуществляется на два пласта от одной нагнетательной скважины, с возможностью регулированием приѐмистости каждого пласта на устье скважины методом штуцирования;
Удобство в обслуживании устьевой арматуры и отключение объектов разработки в любой период времени, без ущерба для другого объекта разработки;
Отсутствие в необходимости бурения дополнительных нагнетательных скважин для объектов разработки.
Устройство АГЗУ типа «Спутник»
•
1
-
переключатель скважинный ПСМ; •
2
-
обогреватель электрический; •
3
-
гидропривод; •
4
-
заслонка; •
5
-
клапан предохранительный; •
6
-
сепаратор; •
7
-
преобразователь счетчика «
СКЖ
»
; •
8
-
манометр показывающий; •
9
-
клапан обратный; •
10
-
байпас; •
11
-
манометр электроконтактный
; •
12
-
вентилятор; •
13
-
трубопровод общий; •
14
-
блок управления и индикации; •
15
-
54
-
задвижки; •
55
-
клапан редукционный; •
56
-
клапан обратный
Схема сбора и подготовки продукции скважин на нефтяном промысле:
1 -
нефтяная скважина;
2 -
автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ);
3 -
дожимная насосная станция (ДНС);
4 -
установка очистки пластовой воды;
5 -
установка подготовки нефти;
6 -
газокомпрессорная станция;
7 -
центральный пункт сбора нефти, газа и воды;
8 -
резервуарный парк
Благодарю за внимание
Документ
Категория
Презентации
Просмотров
58
Размер файла
5 232 Кб
Теги
засчита
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа