Жанажол перевод фонтанной скважины на газлифтный способ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Дипломный проект на тему:

«Жанажол перевод фонтанной скважины на газлифтный способ»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

СОДЕРЖАНИЕ

Введение    

1 Технико-технологическая часть    

1.1 Общие сведения о месторождении       

1.2 Геологическое строение месторождения  

1.2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика     

1.2.2 Тектоника           

1.3  Нефтегазоносность          

1.4  Характеристика энергетического состояния залежи

1.5  История проектирования и разработки месторождения

1.6  Состояние разработки

1.6.1  Объемы добычи нефти и газа

1.6.2  Состояние фонда скважин

1.6.3  Сбор и подготовка скважинной продукции

1.7 Способы эксплуатации скважин на месторождении Жанажол 

1.7.1 Обоснование способа эксплуатации      

1.7.2 Фонтанная эксплуатация скважин      

1.7.3 Газлифтная эксплуатация скважин      

1.7.4 Компрессорное хозяйство       

1.7.5 Газлифтная компрессорная станция Жанажольского газоперерабатывающего завода 

1.8 Расчет по переводу фонтанной  скважины № 645 на газлифтный способ эксплуатации

1.8.1 Исходные данные 

1.8.2 Расчет минимального забойного давления фонтанирования  

1.8.3 Выбор диаметра подъемных труб

1.8.4 Расчет пускового давления газлифтной скважины

2. . Экономическая часть
1. Организационная характеристика НГДУ «Октябрьскнефть»
2. Производственная структура НГДУ «Октябрьскнефть»
3. Организация труда и его оплата
4. Экономическая эффективность внедрения газлифтного метода эксплуатации скважин
1. Расчет экономической эффективности при фонтанном способе эксплуатации
2. Расчет экономической эффективности при газлифтном способе эксплуатации
3. Расчет экономического эффекта от перевода скважин с фонтанного на газлифтный способ эксплуатации

3.  Охрана труда

3.1  Анализ производственных опасных и вредных факторов

3.2 Безопасность при фонтанном и газлифтном способах эксплуатации

3.3 Пожаро-взрывобезопасность

4.  Охрана окружающей среды

Заключение        

Список литературы           

ВВЕДЕНИЕ

 

Нефтяная и газовая отрасли промышленности занимают одно из ведущих мест в народном хозяйстве, в значительной мере способствуя развитию прогресса, а тем самым и благо состоянию общества.

Залежи нефти и газа месторождения Жанажол, которые приурочены к двум мощным толщам каменноугольного возраста, открыты в 1978 году. А в январе 1983 году было проведено испытание  скважины №163, и 17 января получен первый фонтанный приток нефти (дата ввода в опытно-промышленную разработку).

В настоящее время на месторождении Жанажол в промышленной разработке находится продуктивные пласты первой карбонатной толщи. Продукты отбираются из 300 нефтяных скважин фонтанным способом, и эксплуатация ведется с ППД.

В данном дипломном проекте рассматривается применение газлифтного способа эксплуатации, после прекращения фонтанирования скважины №645 месторождения Жанажол.

Продолжение фонтанной эксплуатации - газлифтная эксплуатация, при которой необходимое  количество газа для подъема жидкости подается на с поверхности.

В качестве газа можно использовать воздух или углеводородный газ. Тогда подъемник соответственно называют эрлифтом или газлифтом.

Преимущество эрлифта - неограниченность источника воздуха. При использовании газлифта в отличие от эрлифта достигается полная утилизация газа, сохранение и утилизация легких фракций нефти, образование в обводняющихся скважинах менее стойкой эмульсии, для разрушения которой требуются меньшие затраты. Поэтому в настоящее время применяется только газлифт. Перевод добывающих скважин на газлифтный способ добычи по первой карбонатной толщи КТ-1 планируется при средней обводненностью продукции скважин от 20% до 30%.

Однако часть скважин по пачкам Б и В могут быть переведены на механизированный способ добычи уже в 1989-1990гг.

 Причины перевода:

Низкая продуктивность нефтяного пласта, увеличение обводненности по отдельным скважинам, а в результате остановка скважин или недобор запланируемых объемов продукции фонтанным способом.

Перед работниками нефтяной и газовой промышленности стоят большие задачи обеспечения высоких уровней добычи нефти и газа, более полного использования недр, оптимального сочетания усилий, направленных на освоение перспективных районов и на максимальное использование недр в старых нефтегазодобывающих районах.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ

                      1.1 Общие сведения о месторождении

 

Месторождение Жанажол находится в пределах Предуральского плато, расположенного между Муголжарскими горами и долиной реки Эмба. В административном отношении входит в состав Муголжарского района  Актюбинской  области. Областной центр город Актобе находится в 240км севернее рассматриваемого месторождения.

Рельеф местности представлен слабовсхолмленной равниной, расчлененной балками и оврагами и характеризуется абсолютными отметками от плюс 125 до плюс 270м. Минимальные их значения приурочены к долине реки Эмба, с юго-запада ограничивающей территорию месторождения и протекающей в 2-14км от месторождения. Вода, в реке минерализованная и используется только для технических нужд. Для бытовых целей используется вода из колодцев. Уровень воды в колодцах и в районе реки Эмба составляет 2м и более.

Климат района сухой, резко континентальный, с резкими годовыми и суточными колебаниями температуры и крайне низкой влажностью. Зимой температура воздуха достигает минус 400С, а летом температура воздуха достигает плюс 400С. Самыми холодными месяцами являются январь и февраль. Первый снежный покров обычно ложится в середине ноября и сохраняется до конца марта.

Средне газовое количество атмосферных осадков невелико и достигает 120-140мм в год. Самыми жаркими месяцами являются июль и август.

Район слабо населен, ближайшими населенными пунктами являются совхоз Жанажол, расположенный в 15 км к северо-востоку и действующий нефтепромысел Кенкияк, расположенный в 35 км к северо-западу. Нефтепровод Атырау - Орск проходит на расстоянии около 100 км.

Обеспечение месторождения материально-техническими средствами производится Октябрьской и Джаксымайской базами производственно-технического обслуживания и комплектации оборудования.

 

1.2 Геологическое строение месторождения

 

Впервые сведения о геологическом строении района опубликованы в работе С.К.Ковалевского и А.П.Гаригросса, которые в 1940 году изучали район по рекам Темир, Эмба, Ат-жаксы. Их дальнейшее исследования носили маршрутный характер.

Более детальное и планомерное изучение территории начинается с 1944 года. Так, в 1944-1946 гг. Каспийско-Аральской партией под руководством Г.И.Водорезова проводилась геологическая съемка М40 в масштабе.

В результате работ была составлена геологическая карта и объяснительная записка к месту, в которой освещены основные вопросы стратиграфии и тектоники территории.

В 1949 году В.И.Самодуров и И.В.Иванов провели геологическую съемку в масштабе 1:200000 места М-40-ХХХIV, куда входит и Жанажол. Авторы дают точное описание геологического строения района.

В 1952 году площадь была покрыта гравиметрической съемкой того же масштаба.

В 1952-1954 гг. на этой площади проведена геологическая съемка в масштабе 1:50000 с применением картировочного бурения (А.С.Зингер).

Поднятие Жанажола было выявлено в 1960 году и подготовлено к бурению в 1961 году сейсмическими работами МОВ Актюбинской геофизической экспедицией (АГЭ). В 1975 и 1980 годах его строение было уточнено исследованием МОГТ.

Начиная с 1976 года поисковые работы велись Актюбинской нефтеразведочной экспедицией, а с 1978 года Кенкиякской нефтеразведочной экспедицией объединения «Казнефтегазгеология».

Первый приток промышленной нефти на месторождении был получен в марте 1978 года из скважины №4.

С 1981 года на месторождении поисковые и разведочные работы ведутся вышеуказанными экспедициями в составе объединения «Актюбнефтегазгеология», созданного 1 октября 1981 года.

В конце 1981 года на Жанажоле начато бурение разведочных скважин вновь созданным объединением «Актюбинскнефть» Миннефтепрома СССР.

В феврале 1981 года объединениями «Гурьевнефтегазгеология» и «Актюбнефтегазгеология» была завершена разведка нефтегазоконденсатной залежи верхней карбонатной толщи месторождения Жанажол, а разведочные работы на нефтяную залежь нижней карбонатной толщи еще продолжались.

По материалам разведочных работ на месторождении Министерством геологии КазССР,  объединениями «Гурьевнефтегазгеология» и «Актюбнефтегазгеология» совместно с Актюбинской нефтеразведочной экспедицией и КазНИГРИ была выполнена работа «Подсчет запасов нефти, газа и конденсата по            месторождению Жанажол».

Запасы нефти, газа и конденсата месторождения утверждены ГКЗ СССР 23 июня 1982 года (протоколы №9015 и №9016 по категории С1 - первой (верхней) карбонатной толщи (КТ-1) и по категории С2 - второй (нижней) карбонатной толщи (КТ-11)).

Разработка месторождения началась с разбуривания объектов первой карбонатной толщи.

С 1989 года в соответствии с постановлением ЦКР СССР осуществляется перенос основных объектов бурения на объекты второй карбонатной толщи, что позволило ускоренно приступить к разработке наиболее крупных объектов.

 

1.2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика

 

Вскрытый и изученный разрез осадочной толщи месторождения Жанажол представлен отложениями каменноугольной системы (нижний, средний и верхний отделы), пермской системы (нижний и верхний отделы), триасовой, юрской и меловой систем, а также четвертичными отложениями антропогеновой системы.

- Палеозойская группа Pz

- Каменноугольная система С

- Нижний отдел С1

Наиболее древними отложениями, вскрытыми на площади Жанажол, являются терригенные осадки средневизейского возраста СIV. Кровля этих отложений вскрыта только в скважине 1. Поэтому полная характеристика этих отложений в работе  не дается.

На соседних с Жанажолом площадях Кожасай, Восточный Тортколь вскрытая терригенная толща среднего-нижнего визенского и турнейского яруса превышает 1000м.

Выше по разрезу терригенные осадки сменяются карбонатной толщей пород верхневизейского (окский надгоризонт) и серпуховского возрастов, представленной известняками и доломитами с редкими прослоями темно-серых аргиллитов. Толщина окских отложений около 150м, серпуховских 140м.

Вскрытая толщина отложений нижнего карбона на месторождении достигает 308м.

- Средний отдел (С2)

- Средний карбон (С2) представлен отложениями башкирского и московского ярусов.

- Башкирский ярус (С2В)

Отложения башкирского яруса полностью пройдены только скважиной 1. Полная толщина достигает 224м (3892-3668м). Представлены они известняками серыми и светло-серыми, органогенно-комковатыми, массивными доломитизированными, со стилолитовыми швами, с редкими прослоями аргиллитов.

- Московский ярус (С2m)

В составе московского яруса (С2m) выделяется два подъяруса: нижнемосковский и верхнемосковский.

Отложения нижнемосковского подъяруса представлены верейскими и каширскими горизонтами, вскрыты скважиной 23 в интервале 3803-3647м и скважиной 1 в интервале 3668-3560м. Вскрытая толщина подъяруса колеблется в пределах от 108-156м. Сложены они карбонатными породами с единичными прослоями аргиллитов небольшой толщины.

Комплекс карбонатных отложений верхнего и визенижнемосковского подъяруса, вскрытая толщина которого достигает 630м образует так называемую «Нижнюю карбонатную толщу» пород, обозначенный индексом КТ-11, в которых установлено наличие промышленных запасов нефти.

Верхнемосковский подъярус представлен подольскими и мячковскими горизонтами.

Нижняя часть подольского горизонта представлена органогенно-обломочными известняками, прослоями мелкозернистыми, массивными крепкими. Толщина карбонатных отложений подольского горизонта колеблется в пределах 144-220м.

Мячковский горизонт вскрыт практически всеми скважинами и представлен органогенными, органогенно-обломочными, микрозернистыми известняками и доломитами. Толщина его варьирует от 115 до 164м.

- Верхний отдел (С3)

- Верхний карбон (С3) представлен касимовским и гжельским ярусами

- Касимовский ярус (С3К)

Касимовский ярус в литологическом отношении на большей части сложен известняками и доломитами. В северо-восточной части известняки и доломиты ангидритизированы. Степень ангидритизации разреза постепенно увеличивается снизу вверх - от отдельных гнезд и включений до сплошных (толщиной 5-10м) пластов и ангидритов. Толщина касимовского яруса 50-97м.

- Гжельский ярус С3g