Нафтове родовище Жетибай

Нефтяное родовище Жетыбай

Введение

Многопластовоекрупное нафтогазове месторожденье Жетыбай було відкрито в 1961 року. У промислову експлуатацію месторожденье перейшло лише 1969 року, відповідно до технологічної схемою розробки ВНДІ для IVобъекта, включающегоXI, XII, XIII горизонти; базисний обрій об'єкта — XIIи горизонтXIIIрекомендовалось разбуривать по рівномірної сітці 600×600 м при трьох рядном розміщення свердловин у блоках шириною 2,4 км.

В 1972 року складена технологічна схема розробки IIIобъекта (IXб, X горизонти), за якою поклади разбуриваются по рівномірної сітці 600×600.

В 1974 року ВНДІ складена технологічна схема розробки нафтогазових залежейV, VI, VIIIгоризонтов, що передбачає внутриконтурное нагнітання води, як і нафтові, і у газонефтяные зони залежей.

В зв’язку з, що це проектні документи і рішення було затверджені ЦКР Миннефтепрома у різний час і стосуються окремих об'єктів експлуатації месторожденья, 1976 р ВНДІ що з КазНИПИнефть за завданням Миннефтепрома складено комплексний проект розробки месторожденья Жетыбай. Проект стверджують ЦКР Мін СРСР як проектразведки трьох объектов (нижних горизонтовXIII, XII, XIII) і як технологічна схема трьох об'єктів (Vв+VIа, Vа+Vбгоризонты) розвідки, а також виділено чотири зворотних об'єкта (IV, VIб, IX, XIгоризонты). У проекті передбачено буріння свердловин по самостійної сітці свердловин для виділених шести объектов.

За час, що минув після затвердження об'єкта, знайшовся ряд дефектів, що ускладнюють розвідку покладів і експлуатацію свердловин. З іншого боку, внаслідок експлуатаційного разбуривания родовища изменилосьпредставление про характері насичення пластів флюїдами окремих покладів. Усе це спонукало постановку питання про пере складанні проектного документа. Проект складено КазНИПИнефть в 1980 году.

Центральной комісією розвідки нафтових родовищ СРСР (протокол 845 від 30.01.80) відзначалося, що проект розвідки ВНДІ (1976 р) може бути використаний проектування облаштування й було вирішили зробити 1980 року уточнити запаси й газу, 1981 рік виконати роботу з обгрунтування коефіцієнтів нафтовіддачі покладів з урахуванням нового бачення про геологічному будову родовища і, виходячи з цих роботах скласти новий проект розвідки родовища. Згадані роботи були виконані й у 1982 року інститутом КазНИПИнефть складено «Уточнений проект розвідки родовища Жетыбай », за яким кожний продуктивний горизонтвыделен як об'єкт розвідки (IIобъектов). Усього для виділених об'єктів розглянуто п’ять варіантів розвідки родовища в целом.

Совещание управлінні розвідки з розгляду цього об'єкта (протокол від 17.01.84г) відзначило, що у представленої роботі не наводиться порівняння базового варіанта свариантами, розглянутими у проекті. Розглянуті варіанти не забезпечують залучення в розвідку всіх добуваних запасовнефти узвичаєних баланс ЦКЗ, хоча забезпечують вилучення запасів, затверджених ГКЗ СССР (варианты 4 і п’яти); терміни разбуривания родовища розтягнуті (53 року); не розглянутий також варіант прискореного разбуривания основних (до30 років) і випереджаючого разбуривания основних объектов (VIII, X, XII, XIIIгоризонтов) з тривалими стабільними рівнями відбору рідини; у роботі мають місце та інші недоліки, з яких було зазначено в висновках експертизи ВНДІ і Управлінні нафтогазовидобутку. Рішенням Управління розвідки Миннефтепрома інституту КазНИПИнефть доручено доопрацювати представлений проектв відповідність до замечаниями.

Уточненный проект розвідки родовища Жетыбай відповідно до вищевказаними зауваженнями представлений трьома варіантами: 1 варіант базовий — продовження разбуривания у проекті ВНДІ (1976 р) а загальна кількість свердловин 1643, у цьому числі для буріння — 833; 2 і трьох варіанти отличаютсяплотностьюсетки свердловин для 2 варіанта всього 2279, зокрема для буріння — 1519, а 3 варіанта всього 2783, зокрема для буріння — 2023 скважин.

Основные стану та принципи такі як: геологічні характеристики покладів, виділення експлуатаційних об'єктів, загальна кількість свердловин для розвідки в які рекомендуються варіантах, і навіть питання попередження ускладнень у видобутку нафти, викладені у теперішньому звіті, аналогічно відповідному матеріалу розглянутому 17.01.84 року у Управлінні разведки.

К впровадженню рекомендований 2 варіант, який би стабільну здобич у протягом 18 років й витягування затверджених запасов.

I. Геологічна часть

I.1. Загальні інформацію про месторождению

Месторождение Жетыбай лежить у західній частині півострова Мангышлак і з адміністративному підпорядкування входить у частина Каракиякского району Мангистауской області Республіки Казахстан. Найближчі до місця народження населеннымипунктами являютсяпоселок Жетыбай (1км), районний центр Курык (60 км), місто Новий Узень (70 км), місто Актау 80 км.

В орфографічному відношенні район є слабобезхолменное велике плато, плато поринає у південно-західному напрямі. Відмітки рельєфу змінюються від 145 до 170 метров.

Климат району різкоконтинентальний. Атмосферних опадів випадає до 140 мм на рік. Абсолютна максимальна температура повітря +47*С, абсолютно мінімальна -35*С. Середньорічна температура повітря +10*С, район характеризується сильними вітрами і пиловими бурями. Переважають вітри північно-східного напрями. Глибина промерзання грунту сягає 1 метра.

Промышленная нафтогазоносність родовища встановлена у 1961 року. Видобуток нафти з родовища ведеться НГВУ «Жетыбайнефть «виробничого об'єднання «ММГ ». Експлуатаційне буріння проводиться Жетыбайским управлінням бурових работ.

I.2. Стратиграфия

Месторождение Жетыбай приурочено до крупнойантиклинальной складці субширотного простирания. По структурної поверхні 1 юрського горизонту розміри її 22×6 км — при амплітудою підняття 65 метрів. Структура досить положиста. Кути падіння збільшується з глибиною від 2 30 до 5 .

Глубокими разведочными свердловинами на родовищі розкрило трикілометрова толица осадових порід від верхнетриасовогодо четвертинного віку, з якого відкладення юрської системи є промышленно-нефтеносными.

Юрская система представлена нижнім, середнім і верхнім відділами. Відкладення юрыхарактеризуются чергуванням прослоев пісковиків, алеврагитов, глин і аргиллитов загальної завтовшки 1300 м. Товщина відкладень нижньої юри 100−120 метрів. Среднеюрский відділ складається з відкладень ааленского, байосского і батского ярусов.

В розділі ааленского ярусу виділено ХIIIи XIIгоризонты. Загальна товщина відкладень 165−200 метров.

В байосском ярусі виділено XI, X, IX, VIII, VII горизонти. Обща товщина відкладень 335−365 метров.

В батском ярусі виділено VI, V, IV, III продуктивні горизонти. Загальна товщина ярусу 225 метрів.

Верхний відділ складається з келловейского, оксфордського і кемериджского ярусів. У нижньої частини келловийского ярусу виділяється I і II продуктивні горизонти. Загальна товщина верхнього відділу 450−460 метрів. У розрізі юрських відкладень виділено 13 продуктивныхгоризонтов.

Газовые поклади у І обрії, нафтові поклади в IV (пласти 1 і 2), V (б1+б2, в1+в2+в3), VI (б2+б3), VII (1−6,8+9), VIII (а4), IX (3,4), X, XI (5, 6+7,8,9) і XII горизонтах, а нафтогазові поклади в II (б1+б2), III (1+2, 3, 4+5,6), V (а), VI (а1+а2,б1), VIII (а1,а2+а3,б1,б2+б3), IX (1+2), XI (1+2+3+4,5) і XIII горизонтах.

Особенности залягання продуктивних горизонтів, характер розповсюдження покладів по площі, обгрунтування ВНК і ГНК докладно висвітлені у звіті КазНИПИнефть за 1980 рік «Уточнення будівлі та емкостно-фильтрационных властивостей покладів М і Р родовища Жетыбай «У цьому вся параграфі наводиться лише таблиця 1, характеризує будова продуктивних горизонтів по розрізом і площади, таблица 2 регламенту про среднихабсолютных оцінках ВНК і ГНК.

V ГОРИЗОНТ.

V обрій відокремлюється від IVглинистым розділом, потужність 5−10 метрів. Коефіцієнт злиття горизонтів нульовий. У цьому вся обрії потужність якого складають 70−75 метрів простежуються 7 пластів, об'єднані у три пачкиА, Б, В, розділені витриманими за проектною потужністю глинистыми розділами. ВИ пачці А выделенодин пласт «а », якого приурочена нафтогазова залежь.

В пачці Б виділено два пласта «б1 «і «б2 », мають коефіцієнти поширення 0,94−0,98 і злиття — 0,34. До цієї пачці приурочена самостійна нафтова поклад.

В пачці У виділено чотири пласта, причому верхні два пласта «в1 «і «в2 «характеризуються щодо підвищеним коефіцієнтом злиття 0 0,34. До даним шарам приурочена поклад нафти «в1+в2 » .

Сообщаемость пластів «в2 «і «в3 «вкрай низька Ксл=0,05. Пласт «в3 «фактично ізольований і зажадав від нижчого пласта «в4 «(Ксл=0,05). До пласту «в3 «приурочена самостійна поклад нафти. Нафтова поклад пласта «в4 «виділено умовно і - оцінка запасів по даному пласту не наводилася. Розміри покладів пластів «а », «б1+б2 », «в1+в2 », «в3 «відповідно рівні :15,5×4,8 км (газової шапки — 8,4×2,2; Vпор=0,25), 16,8×5км, 14×3,2 км, 10,8×1,8 км.

Горизонт V раніше подразделялся втричі подгоризонта Vа, Vб, Vв. У даний роботі виділено чотири подгоризонтаVа, Vб, Vв, Vг. Общая його потужність 65−75 метров.

1.Подоризонт Vа розташований майже всюди не більше площі родовища крім незначною зони на північному крилі структури. Литологически він представленпреимущественно монолітними песчаниками, рідше із включенням одного чи двох глинистих прослоев потужністю 1,2 км залягаючих як лінз. У зв’язку з цим подгоризонт розчленовується на 2 чи 3 піщаних пластаVа1, Vа2, Vа3, потужність змінюється від 0,5 до 16 метрів. Однак у більшості свердловин подгоризонт представляє собоймонолитный пласт. Загальна потужність горизонту коштує від 5 м до 23 м, і у середньому 9,5 м.

К обрію приурочена шарова, сводовая, нафтогазова поклад подпираемая крайової водой.

Первоначальное становище ВНК було винесено на абсолютної позначці 1750 метрів, поверх газоносності нафтогазової поклади становить 23 м, а поверх нефтеносности 2,5 м. У межах зовнішнього контуру нефтеносности (1750м) поклад має довжину 17,7 км, а ширину до 4,7 км.

Площади газової, газонафтової, нафтової і водонефтяной зон становить відповідно 4,5%, 26%, 50,4%, 19,1% всієї площі поклади. Запаси нафти на газонафтової, нафтової, водонефтяной зонах становить 18,7%, 65,3%, 16%.

Объем зайнятою нафтою в 4,6 разу перевищує обсяг зайнятою газом. Подгоризонт Vаотделяется від нижче що залягає подгоризонта Vбвыдержанным по простиранию глинистим розділом потужністю 4,6−22м, середня потужність якого дорівнює 12,5 м.

2.ПодгоризонтVб. Загальна потужність змінюється від 5 до 26 м. Він характеризується дуже складним геологічною будовою. До подгоризонту приурочена шарова, сводовая, нафтова поклад подпираемая крайової водою. По геофизическим даним свердловин ВНК відбивається на абсолютних оцінках 1769−1780, на засновані випробуванні свердловин і даних геофізики були выявленытри зони з різними положениемВНК.

I зона лежить у західній частині структури з ВНК 1770−1772 м.

II зона перебуває у центральній частині структури з ВНК 1777−1780 м. Отже з заходу Схід відзначається похиле становище ВНК, тобто, це з 1770 до 1780 .

Этаж нефтеносностис заходу на востокизменяется від 41 до 51 м, не більше зовнішнього контуру нефтеносности (1770−1780м) поклад подгоризонта Vб має довжину 16 км, а ширину 4,7 км.

Площади нафтоносної і водо-нефтеносной зон составляютсоответственно 77,4%, 22,6% від площі поклади. Нефтенасыщенная мощностьв нафтової зоні змінюється від 1,4 м. до 20,2 м, а водо-нефтеносной зоні змінюється від 0 до 14,1 км. Запаси нафти на нафтоносної і водо-нефтеноснойзонах становлять 85,1% і 14,9% .

Подгоризонт Vб відокремлює від нижчого подгоризонтаVв глинистим розділом, потужність 0−26,8 м за середньої потужності 10,9 м.

3.Подгоризонт Vв, у ньому відзначаються три глинистих прослоя. Загальна потужність подгоризонта Vв при розчленування втричі пластасоставляет 12−13м, а при розчленування на виборах 4 пласта коштує від 18 до 20 м.

На основі результатів випробування свердловин і геофізики первоначальноВНКбыл принятна абсолютної позначці 1780 м. У зв’язку з цим поверх газоносностисоставляет 12 м, а поверх нефтеносности дорівнює 17 метрів за межах зовнішнього контуранефтеносности. Нафтогазова поклад подгоризонта Vв має довжину 15,6 км, а ширину 4 км. Площа нафтогазоносної, нафтової, газо-нефтеносной і водо-нефтеносной становлять соответственно25,8%, 12%, 5,5%, 56,7% від площі поклади подгоризонта.

Подгоризонт Vв відділений від нижчого подгоризонта Vг глинистыми разделамимощность від 0 до 18 м, середня потужність якого = 4,1 м.

4.Подгоризонт Vг. Початковий становище АВНК було прийнято на абсолютної отметке1780м. Поверх нефтеносностинефтяной поклади подгоризонта становить 10,9 м. У межах зовнішнього контуру нефтеносности поклад має довжину 6,5 км, а ширину 1,2−1,5 км.

Нефтенасыщенная мощностьизменяется від 0 до 10 м. Подгоризонт Vг відділений від нижчого подгоризонта VIаглинистым розділом потужність. 0−21,6 м, сама ж середня потужність якого дорівнює 9,1 м.

I.3.Тектоника

Месторождение Жетыбай лежить у межах Южно-Мангышлакского прогину, характерною особливістю якого є роз'єднання його зонамипоперечных поднятийна кілька глибоких западин. На північному борту прогибарасположена Жетыбай-Узеньская і Кокулебайская тектонічні щаблі, південної кордоном яких є глибинний розлам, фиксируемый фазою по IIIг отражающему горизонту.

На Жетыбай-Узеньскойтектонической ступенивсе виявлені структури є асимметричнымибрахиантиклинальнымискладками з пологими північними і крутими південними крилами зауженными західними і більше широкими східними переклиналями. На всіх вивчених структурахотмечается ундуляция осей. Усі структури є успадкованими, такяк фіксується почтиполное збіг їх структурних планів з окремим обріям.

В тектоническом відношенні родовище Жетыбай є велику положисту асиметричну брахиантиклинальную структуру, витягнуту в субширотном направлении.

В межах продуктивної товщі з глубинойувеличиваются кути падіння порід на крилах структури від 2 30 до 5 30 і зменшуються її размеры.

В західну та східну частинах структури внаслідок ундуляция довгою осі виділяються відповідно 1−3 і 2−4 невеликих куполка. Детальний вивчення будівлі продуктивних відкладень Жетыбайского родовища, особливостей розподілу газу, нафти та води за площею та розрізу дозволяють припустити, що протягом Жетыбайского підняття, певне є низка тектонічних порушень, як подовжнього і поперечного направлений.

Предполагаемое тектонічна нарушениеширокого простирания виявили у процесі вивчення причини зміни розташування оцінок ВНК по поклади подгоризонтаViб врайоне західної переклинали підняття. Відповідно до геологічного профілю і натомість загального підйому сводовой частини Жетыбайского підняття, особливо з верхнім обріям доволі реально виділяються дві поперечні флексуры. Які хіба що ділять площа родовища втричі ділянки: східний, основний за величиною, західний і розмежує їх порівняно вузький, средний.

Ниже у розділі, в XI-XIII горизонтах ці флексуры певне переходить до розривні тектонічні нарушения.

По даним промисловій геофізики, аналіз характеру насичення піщаних пластів і прослоевпесчано-глинистых пачок XI горизонту дав змогу виявити таку закономірність: піщані пласти навіть за щодо хорошою коррелируемости в різних ділянках площі родовища можна включати поклади нафти самостійними ВНК, тобто часом ці пісковики насичені водою більш високих гипсометрических оцінках, проти нефтеносными Т. О .вивчення, геолого-промыслового матеріалу по Жетыбайскому родовищу свідчить про можливість наличиятрех малоаплитудных тектонічних порушень — одного подовжнього і двох поперечных.

Описанные порушення є тільки гаданими. Для їх понад обгрунтованого підтвердження необхідні додаткові дані, які можна отримані при подальшому разбуривании покладів і особливо в проведенні гидропрослушивания між свердловин розташованими у сусідніх блоках.

I.4. Коллекторскиесвойства

Емкостно-фильтрационные властивості пластов-коллекторовпродуктивных горизонтів докладно висвітлені у роботі, у якій обосновываютсяметодика ухвали і прийняття величини нижніх значень шуканих параметрів із застосуванням методів математико-статистического анализа.

Пористость пород-коллекторов закономірно убуває від верхніх горизонтовк нижнім. Найстрашніше высокоесреднее значення открютой пористостиопределенное за результатами аналізів кернів для колекторів I горизонту (0,218); найнижче (0,173−0,175) для XII і XIII горизонтов.

Проницаемостьизменяется від 0,001 мкм2до кілька десятих часткою мкм2. У среднемзначение параметра для большинствагоризонтов вбирається у 0,1 мкм2 змінюється було без будь-якої закономірності. Нижній межа проникності для нафтоносних пластов-коллекторов — 0,003 мкм2, для газових — 0,001 мкм2.

Остаточнаянефтенасыщеность в газоносных пластах змінюється від 0,06 до 0,10. Тож газонасыщенность прийнято з поправкою на зазначену величину. Прийняті для підрахунку запасів початкові коефіцієнти нафто і газоносностиприведены в таблиці 1.3.

I.4.1. Товщина горизонтов

В результаті комплекснойинтерпретацииданных промыслово-геофизических досліджень проведено детальне разчленениепродуктивного розтину на горизонти і пласти, визначено їх стратиграфическаяпривязка, виділено проникні пласты-коллекторы, визначено величини газо і нефтенасыщенных толщин пластов. Принятые значення толщин по горизонтамприводится в таблиці 1.4.

1.4.2. Показники неоднорідності пластов.

Дляхарактеристики геолого-физических властивостей пласта і кількісної оценкигеологической неоднорідності поширені коефіцієнти песчанитости, розчленованості і распространенияпластов. У таблиці 5 наведено середні величини коефіцієнтів варіації песчанитости для III, IV, V, VI, VIII, XII, XIII горизонтовсоставляет 30−36% і підтверджують, що у песчанитости зазначені горизонти є як однорідними, ніж IX иXгоризонты, якими коефіцієнти варіації становлять 59 і 65%. Найбільш розчленованими є колектори IV, V, VIII, X, XI горизонти, а, по ступеня мінливості розчленованості більш однорідними являютсяколлекторы III иIVгоризонтов (W=26−30%). По Ступені витриманості пласты-коллекторы експлуатаційних об'єктів характеризуються різними значеннями коефіцієнтів поширення і змінюються різними від 0,35 до 1,0.

Наиболее однорідними за рівнем витриманості є III, IV, V, VI, VIII, XII, XIII горизонти. Найбільша мінливість властива шарам VII, IX, X, XI горизонтов.

1.5. Запаси нафти і газа

Со часу останнього затвердження в ГКЗ запасів нафти і є 1970 року на родовищі Жетыбай пробурено більш 300 свердловин, отримані нові дані, уточнюючі будова покладів, межі, розподіл по нимнефтенасыщенной і газо-насыщенной мощности.

В цьому сенсі упорядкування проекту розробки аналізованих покладів потрібно було зробити переоцінку запасів з урахуванням даних із знову пробурених свердловин за станом 1 січня 1976 года.

Прежде всього слід зазначити, що за після затвердження запасів на родовищі було відкрито ще одне нафтова поклад, що з верхньої пачкою IV горизонту. Оцінка подсчетных параметрів цієї поклади визначення які у ній запасів нафти наведено вище, при викладі геологічного будівлі та характеристики покладів IV горизонта.

Увеличение запасів нафти поклади подгоризонта Vб пов’язані з увеличениемплощади нефтеносности переважно у районі східної приклинали і південно-східного крила, де позначка ВНК, замість раніше прийнятої - 1770 м, узята за даними свердловини 703, рівної - 1779 м. Площа поклади збільшилася понад 407 км² (8,5%), ще у цьому районі поруч свердловин (709, 737) розкрило нефтенасыщенная потужність більш 20 м. Отож частково збільшення запасів здійснено і завдяки деякого зростання середньої нефтенасыщенной мощности.

По поклади подгоризонта Vв найбільше збільшення запасів нефтипроизошло з допомогою зростання середньої нефтенасыщенной потужності. Найбільші зміни є у запасах вільного газа.

В основі зростання запасів вільного газу подгоризонту VIIIа+б лежить збільшення на 40% (6,7км2) площі газоносності й середнього значення газонасыщенной потужності на 0,6 м, що становить 22% від раніше утвержденной.

В цілому в родовищу не більше аналізованих горизонтів (IV-XIII), балансові запаси збільшилися на 9,2% (30 млн. т) проти затверджених ГКЗ. Проте треба сказати, що до них належать запаси поклади IV горизонту (19,3 млн. т), які у ГКЗ розглядали. Отже по суті різниця полягає 10,7 млн. т чи 3,3%.

Сравнительно найсприятливішими умовами мають поклади подгоризонтов VаиVб, по яким більшість запасів нафти пов’язані з нафтової зоной.

Залежь подгоризонта Vв єдина, у якій запаси зосереджені переважають у всіх можливих для нафтогазових покладів зонах — газонафтової і водонефтяной, причому у тому міститься майже всіх запасов.

За період минулої після затвердження запасів нафти і є (1970;1980гг) отримано великий позитивний матеріал, уточнюючий уявлення про геологічному будову покладів та обсяги нафти і є. Так, за цей період на родовищі пробурено 700 свердловин, отримані нові дані про випробуванню свердловин. Зблизька в 1980 року проекту розробки даного родовища що був інститутом КазНИПИнефть Центральна комісія з розробки зобов’язала інститут явити у 1981 року проект кондиції в ГКЗ СРСР і підрахунок балансових запасів нафти на родовищі Жетыбай. У ЦКЗ Миннефтепрома інститутом КазНИПИнефть було виконано робота з переоцінці балансових запасів нафти і є. На початку 1981 року КазНИПИнефть що з ВНДІ склали проект кондиції. Балансові запаси й газу шарам і родовищу загалом наведені у таблицях 6 і 7.

1.5.1. Фізико-хімічна характеристика нефтей.

Изучение фізичних властивостей шарових нафт розпочато з 1968 року. Основний обсяг дослідження був виконаний найсприятливіший при цьому період експериментальної експлуатації. Слід зазначити, чтобольшая частина досліджень посідає 12 обрій. В кожній з деяких інших горизонтів перебуває значно менше експериментального матеріалу, а найбільш що потребує додатковому изучениифизико-химических властивостей насыщающих шарових рідин і газів V, VI, XI горизонтов.

1.5.2. Властивості пластової нефти.

В напрямі від верхніх горизонтовк нижнім відбувається збільшення тиску насичення, температуры, газонасыщенности (від 85 до 161 м3/т), об'ємного коефіцієнта (від 1,25 до 1,41) і зменшення таких параметрів, як щільність нафти (від 0,77 до 0,7 г/см3), в’язкості (від 3,04 до 1 спз).

Одной з особливостей що проявилися і при співставленні результатовисследования, глибинних проб нафт різних горизонтів є щодо стала величина перевищення тиску насичення на ГНК її значенням у зоні ВНК. Для всіх горизонтовнезависимо від поверху нефтеносности, а вона становить 50−60 км/см2.

1.5.3. Властивості дегазированной нефти.

Нефти рассматриваемогокомплекса продуктивних відкладень можна умовно подразделитьна 2 групи. До першої можна отнестиIV — VI горизонтів з відносно підвищеними значеннями в’язкості(динамічна в’язкість при 50*С — 25−30 спз), щільності (0,86−0,87 г/см3) та очі великою змістом асфальтено-смолистых компонентів (15−17%).

Ко другий групи належать нафти VIII-XIII горизонтовс сприятливішим фільтраційною характеристикою. Щільність визначається від 0,833 до 0,850 г/см3, вязкостьпри 50*С від 8 до 12 СПЗ, зміст асфальтно-смолистых речовин не перевищує 8−9%.

Особенности всіх розглянутих нефтейявляется великий вміст високомолекулярних парафінових углеводородов (18−25%), які обумовлюють постановка нафти при температурах +28, +34*С. Початок випадання парафіну зафіксовано при температурах буде в діапазоні 37−48*С.Содержание сірки невелика, загалом 0,2%.

По аналізам глибинних проб попутний газ нафт V-XII горизонтовимеет питому вагу 1,058−1,175 г/л, зміст метана62−67%, вуглекислий газ 0−1,2%, азоту 4,04−10,85%.

1.6. Висновок по геологічної части.

Нефти всіх горизонтів родовища Жетыбай близькі за своїми фізико-хімічним властивостями ставляться з усього типу до легким, малосернистым з великим змістом парафінів і смол.

Отличается закономірний характер зміни фізико-хімічних властивостей нефтинаправленный в сторонуутяжеления нафт вгору по розрізом з одночасним увеличениемих в’язкості і зменшення газосодержания. У складі нафти вгору по разрезуувеличивается зміст смол, парафінів і кокса.

На підставі комплексного вивчення геолого-промысловой характеристикиэксплуатационных об'єктів родовища і результатів проектування його розробки можна зробити такі выводы:

* У розділі продуктивної товщі розкрито газові, нафтогазові і нефтяныезалежи. У верхню частину розтину переважно зосереджені нафтогазові поклади, а нижньої частини нефтяные.

* На родовищі передбачається наявність одного подовжнього і двох поперечних малоамплитудных дизъюнинктивных порушень, характеризується, певне в вертикальному становищі площині сбрасывателя. З метою встановлення можливо тектонічних екранів слід провести гидропрослушивание свердловин расположенныхна сусідніх блоках.

* За рівнем вивченості найкраще охарактеризовані поклади X, XII, XIII горизонтів, які перебувають вже тривалий час в експлуатації. Верхні продуктивні горизонти вивчені слабко, эксплуатируеются поодинокими скважинами.

* Характерною ознакою всіх продуктивныхгоризонтов був частиною їхнього низька проницаемость.

* У нафтогазових покладах запаси нафти у основному зосереджено двох зонах, газонафтової і водонефтяной — це ускладнює умови їхнього извлечения.

II. Техніко-технологічна часть

II.1. Поточне состояниеразработки месторождения.

В промислову експлуатацію родовище Жетыбай перейшло лише 1969 року. Чинним проектним документом, що у час здійснюється промислова розробка родовища, є «Уточнений проект разработкиместорождения Жетыбай », складений КазНИПИнефть і затверджений ЦКР МНП в 1984 року. У 1989 року з урахуванням сформованого стану разбуривания об'єктів КазНИПИнефть провели уточнення проектних показників розробки родовища на період 1989;2005гг, хто був затверджені ЦКР МНП.

В 1992 року за результатам пробурених на той час 1250 свердловин інститутом КазНИПИнефть було виконано роботи з вивчення і уточненню геологічної характеристики продуктивних покладів. Відповідно до цих дослідженням уточнені величини початкових балансових запасів нафти склали 333,15 млн. т, що у 33,4 млн. т (9%)меньше які у проекті. Нині поруч із прийнятих у проекті, під час аналізу стану розробки та буріння нових свердловин було використано уточнені запаси й інші геологічні параметри, наведені у зазначеної роботи. Основні геолого-фізичні параметри продуктивних горизонтів родовища представлені у таблиці II.1.

II.1.1. Аналіз показників розробки родовища .

Из виділених на родовищі II об'єктів експлуатацію у промислову розробку по запроектованої технології перебувають сім об'єктів — Vаб, Vв+VI, VIII, IX, X, XII, XIII горизонты.

По стану на 1.1.96 рік із родовища відібрано 55,146 млн. т. нафти і 93,937 млн. т. рідини. Поточна обводненість — 58,2%. Відібрано від утвержденныхизвлекаемых запасів нафти родовища 38,6%, досягнута нефтеотдача -15,1%, закачано в пласт води — 139,7 млн. м3.

Динамика видобутку нафти та інших показників розробки нафти за період експлуатації родовища представленій у таблиці II.6. Як бачимо динаміка відборів по родовищу характеризується двома періодами розвитку і падіння видобутку. Перший період охоплює 1970;1984гг і друге 1984;1995гг. Первыйпериодхарактеризуется досягнення за максимальний рівень річний видобутку нафти 3,8 млн. т., який поддерживаетсядва року (1972 і 1973) із наступною стабілізацією лише на рівні 3,4−3,5 млн. т. протягом 3 лет.

Анализ показує, що характер зміни видобутку нафти родовищу загалом за 1 період обумовлений разбуриванием, активної експлуатацією і виснаженням, базовий і найбільш продуктивного XII горизонту яким у 1972;1977 рр забезпечувався 50−90% річних відборів нафти родовища. Стабілізація видобутку 1974;1976гг на месторождениисвязана із запровадженням у розробку XIII і окремих, найпродуктивніших ділянок покладів V, VIII, XI горизонтів, що проте компенсувала подальше зниження видобутку по XII обрію. Починаючи з 1977 року видобування нафти на родовищі неухильно знижується з 3.09 до 1,207 млн. т. в1984 году.

Аналогичные тенденції відзначаються й у динаміці видобутку рідини. Проте проявляються вони в значно меншою мірою, стабільний рівень «витримується «довше (6 років — 1973;1978 року) і амплітуда зниження значно менше (43% від максимального), ніж у нафти (69%).

Второй період розробки родовища пов’язаний среализацией проектних рішень (1984 рік) з подальшого разбуриваниюи облаштування родовища разом й характеризується зростанням обсягів видобутку нафти, досягненням 1989 року за максимальний рівень 1,799 млн. т. і стабілізації відборів нафти рівні 1,717−1,799 млн. т. протягом трьох років (1988;1990 роки) У цей час ввели у розробку Vаб, Vв+VI, IX горизонти й подальше разбуриваниеVIII, X, XII горизонтів, планомірне облаштування свердловин й інші заходи по активної експлуатації родовища. У результаті перші п’ять років після проектного періоду (1985;1989гг) проектні показники родовища були выполненыс деяким превышением.

В подальшому починаючи з 1991 року у родовищу спостерігається монотонне зниження видобутку нафти зі щорічним темпом падения13−21%. Знижується ще й відбір рідини, причому настільки, наскільки й нафту — в 2,7 рази на 1991;1995 роки при практично незмінною обводненості 55−58%, дивіться таблицю II.6.

Указанным вище періодам соответствуети динаміка буріння свердловин. Як зазначалося, родовище характеризуетсядвумя періодами активного разбуривания. У початковий період 1970;1980 роки за високих темпів буріння 55−80 скв/год ввели в розробку XIII, XII, X, VIII горизонти. У другій половині - 1986;1990 роки темп буріння сягає 117 скв/год, вже 1988;го і від 1990 року, знижується до38−8 скважинв 1994;1995 роки. Зазначимо, що з основних технологічних причин зниження видобутку нафти не родовищі є недобір необхідних обсягів жидкости.

В останні роки особливо посилюється негативний вплив технічної незабезпеченість НГВУ, що впливає насамперед стані фонду свердловин. Коефіцієнт використання видобувного фонду в 1995 годусоставил 0,65 при коливаннях з об'єктів 0,58(XII) — 0,79 (VI), нагнетательного- 0,71 (0.68−0.79). Коефіцієнт эксплуатациискважин видобувного фонду в 1995 року составил0,84 при колебаниях0,76 (X) — 0,78 (V), нагнетательного — 0,85 (0,84−0,95).

II.1.2. Характеристика фонду свердловин і рівня разбуривания объектов.

Месторождение характеризується двома періодами активного разбуривания. У початковий період 1970;1980гг за високих темпів буріння 55−80 скв/г ввели у розробку XIII, XII, X, VIII горизонти. Другий період 1986;1990гг пов’язані з впровадженням рішень проекту (1984г) — введенням в розробки Vаб, V+VI, Ixг горизонтів і подальшим разбуриваниемXII, X горизонтів. Темп буріння сягнув у 1988 року 117 свердловин. Починаючи з року темпи буріння знижуються до 38−8 свердловин у 1994;1995гг.

На родовищі по стані на 1.1.1996 рік пробурено всього 1492 свердловин, у цьому числі у ролі видобувних — 1281 і нагнітальних — 211. Протягом часу розробки родовища з видобувного і нагнетательного фонду ліквідовано 183 свердловин. Визначено в контрольні та інші категорії 55 свердловин. З-поміж останніх ліквідовано 17 скважин.

На 1.1.1996 рік експлуатаційний фонд родовища становить 1241 свердловин, у цьому числі 923 видобувних і 318 нагнітальних. Фонд поєднав експлуатують два горизонту- 39 видобувних і 4 нагнітальних свердловини. Чинний фонд видобувних свердловин — 654, нагнітальних — 230. Ефективність використання фонду цих свердловин у цілому за 1995 годниже нормативних і вони становлять 65 і 70% відповідно. Але ж і коефіцієнт експлуатації - 0,84 і 0,85.

Характеристика структури фонду свердловин по обріям у цілому по родовищу представленій у таблиці 2.2. Як бачимо найбільше свердловин посідає розроблювані тривалий час 5 об'єктів — XIII, XII, X, VIII, V горизонти, де пробурено 82% з усього фонду. Рух фонду у процесі експлуатації також відбувається у основі між тими обріями. До нинішнього часу загальний експлуатаційний фонд за цими обріям становить 75% (928 скв=675 доб+253 нагн) фонду родовища. Відпрацьовано із них 1824 скважино-объектов (1440д+424н) при загальній кількості по родовищу- 2325. З урахуванням жеVI, IX горизонтів, уведених у дію у останні роки, пробуренный фонд на промислово розроблюваних горизонтах родовища становить 1457 (98%) свердловин. Відпрацьовано із них 2188 скважино-объектов чи 94% від загального їхньої кількості.

Возвратный фонд свердловин. Рух фонду на родовищі характеризується досить велику кількість свердловин, використовуваних як поворотні на вышележащих горизонтах. Так, при пробуренном видобувному фонді 1281 фізичних свердловин використано (відпрацьовано) 1827 скважино-объектов.Отношение становить 1:1,42. Аналогічно, хоча у значно меншою мірою, і з нагнетательному фонду: пробурено (з урахуванням відпрацювання не на нафту) 460, використано — 498 скважино-объектов. Як бачимо многопластовый характер будівлі родовища благоприятствуетэффективному використанню істотного фонда.

Максимальное кількість свердловин, переведених із інших об'єктів, використано на V, VIII, X, XI горизонтах, якими загальна кількість становило 382 одиниці чи 71% всього «поворотного «фондадобывающих свердловин. Частка зворотних свердловин в видобувному фонді по обріям коливається в пределах26(VIII) — 82(XI)%.

Половина нагнетательного фонду родовища- 249 свердловин переведено із видобувного фонду, тобто відпрацьовано як тимчасово видобувних. Найбільша їхня кількість реалізовано на VIII (66), X (66), XII (67) горизонтах.

Выбытие свердловин. Аналіз динаміки вибуття свердловин по розроблюваним обріям підтверджує характерну залежність накопиченого кількості вибулого фонду від ступеня вироблення запасів. Так, найбільший відсоток вибулого фонду по XIII (77%) і XII (76%) обріям являетсязакономерным б і відбиває ступінь вироблення цих об'єктів, яка досягла нафтовіддачі 41% чи 90% добуваних запасов.

Надо відзначити, що аналізований фонд вибулих свердловин включает:

1.фонд свердловин, вибулих з технологічних причин внаслідок выработанностизапасов;

2.фонд свердловин, выбывшихвследствие ликвидации.

Анализ показує, перші складаю основну частину свердловин виведених з видобувного фонда (80% чи 610 скважино-объектов). У нагнетательном ж фонді спостерігається зворотне: частка перших становить 30 а ліквідованих 70%.

Приведенные дані свідчать, що термін їхньої служби свердловин, особливо нагнітальних, меншим за термін вироблення запасів нафти, що припадають для цієї скважины.

Характеристика фонду ліквідованих свердловин. Кількість ліквідованих свердловин за початку вироблення родовища становило 200 свердловин, зокрема їх видобувного фонда107, з нагнетательного — 93 .З ліквідованого фонду (из195=105д+90н) свердловин видобуто 9169,2 тыс.т. нафти или47тыс.т. нафти одну свердловину. До того ж по 90 свердловин, ліквідовані як нагнетательные, видобуто 3090 тыс.т. нафти і закачано 58 210 тыс. м3 води. Розподіл свердловин по принципам ліквідації представлено в таблиці 5.1.Как видно, основними причинами ліквідації свердловин є корозія і аварія підземного устаткування. Перед цих причин доводиться 84% ліквідованого фонда.

Характерно, що ліквідація свердловин у нагнетательном фонді приходить значно більшою інтенсивністю проти видобувним. Приміром, частка ліквідованих за цими категоріям відповідно склали 23 і 9-те%. Через специфіку роботи (закачування морської авіації та стічної вод) вищезазначені причини зумовлюють скорочення терміну служби передусім нагнітальних скважин.

Анализ показав також, що активна інтенсивність выбытияскважин характерно ще й малодебитномудобывающему фонду, що пов’язаний із складними умовами експлуатації і технічного обслуживаниянизко дебитных свердловин (великі глибини, спосіб ШГН, відкладення солей і парафіну, замерзання выкидных ліній, часті авариии проведення підземних і капітальних ремонтов).

Характеристика продуктивності свердловин. Розподіл фонду скважинпо дебитамв динаміці за 1990;1996гг загалом родовищу представлено в таблиці 2.3., де наводяться також середні величини дебитов за чинним фонду свердловин. Крім цього у таблиці 2.4 і 2.5 наводяться розподілу фонду по дебитам і приемистости для основних горизонтів родовища на 1.1.96 год.

Надо відзначити, що реалізовані на родовищі рівні відбору рідини з свердловиндосить низькі. Так за таблицею 2.3 близько 90 відсотків% фондахарактеризуется дебитами рідини до 10 т/добу. На 1.1.96 рік середнє поточних дебитов свердловин становило 3т/сутки з і 7,5 т/добу по жидкости.

Количество свердловин за дебитами нафти до 5 т/добу, із яких прийнято называтьмалодебитным фондом (МДФ), становить 609 од. чи 93% всього фонду. З низ 1/3 частина фонду становлять свердловини за дебитами нафти менш 1 т/добу. За основними обріям родовища частка малодебитного фонду змінюється від 80 (Vв+VI) до93% (VIII). Вищі дебети свердловин на нафту 4,2−4,7 т/добу спостерігаються по Vаб і Vв+VI обріям. На інших обріям середні значення поточних дебитов не перевищують 3,4 т/сутки.

Анализ динаміки дебитов та структури фонду у процесі розробки родовища за 1990;1995 роки показує (таблица2.3), що характерним в змінах фонду є неухильне збільшення кількості свердловин за дебитами нафти до 5 т/добу. Так починаючи з року відбувається зменшення фонду свердловин з дебитами нафти вище 20 т/добу, тобто высокодебитной частини фонду, пов’язане насамперед із процесом обводнения, який супроводжується поруч ускладнень, знижують початкову продуктивність. У результаті відбувається усунення середніх дебитов у бік зниження. Отже, зменшення середніх дебитов домінуючий вплив надає зростання малодебитного фонду (його частки загальному фонді). Це, бачимо протягом многихлетстало типовим для месторождения.

II.1.3. Зміна властивостей нафти і складу газу процесі разработки.

По родовищу Жетыбай узагальнення накопиченого матеріалу дослідження нафт виконано 1991 року і було отримані за станом 01,01,91 рік властивості нафти і властивостей газу обріям, розраховані компонентныесоставы пластової нефтии газові чинники сходами операції. Порівняння його з початкової характеристикою нефтисвидетельствовало про зміну властивостей нафти основнымнарабатываемым обріям, яке з’явилося зниженні тиску, насичення і газосодержания, збільшенні щільності і в’язкості. Це кількома причинами .По-перше, частковим загазированием нафти на періоді розробки родовища на естественномрежиме з запізненням введення системи ППД. Після активізації закачування води та прогресуючого обводнения почали почуватися інших процесів, що обумовили зміна властивостей шарових флюїдів. Так, при контакті нафти з закачиваемой водою відбувається процес растворениялегких компонентів нафти на води та окислювання нафти внесених у пласт з закачиваемой водою киснем. Усе це призводить до обваженню нафти та зниження газонасыщенности.

Для контролю над властивостями шарових нафт передбачався добір і дослідження глибинних проб нафти 8−10 свердловин щорічно, але протягом останніх 3 роки ЦНИПРа відбір глибинних проб нафти немає за низкою причин. Перша причинаобусловлена прогресуючим обводненням свердловин, а відбору кондиційних глибинних проб обводнювання на повинен перевищувати 20%. Друга причина пов’язані з інтенсивним відкладенням асфальто-смолистых речовин і парафінів в стовбурі свердловини і відсутність проходу для глибинних пробоотборников. На таких свердловинах потрібна робота з підготовки їх до дослідження, а вона проводитсячаще всього через брак технічних людських резервов.

Известно, що дослідження дегазированных проб дають ставлення до що відбуваються змінах властивостей нафти. Зокрема, із них можна будувати висновки про процесі окислення нафти, проявляється у збільшенні змісту асфальтно-смолистых речовин і погіршення вязкостно-плотностной характеристики, що у своє чергу надасть впливом геть фільтраційні властивості нафти. Тому недолік інформації про властивості шарових нафт намагалися компенсувати значним обсягом дослідженні проб дегазированных нафт, навіщо були узагальнені результати досліджень, отримані протягом останніх 3 роки. Аналіз цих даних показує, що за багатьма свердловин параметри дегазированной нафти укладаються у діапазони їх змін у межах горизонту, прийняті процесі вироблення, але є свердловини за явно погіршеними властивостями. До них належать: свердловини 2352 і 2367 VI горизонту, 1002, 1127, 1318 — VIII горизонту, 2523, 2556, 2637, — IX горизонту, 813 — X горизонта.

Значения в’язкості за цими свердловин значно перевищує середні по обріям, що те що, що у районі цих свердловин можна очікувати ухудшенные фільтраційні властивості нефти.

Свойства нафти розрізом родовища Жетыбай неоднорідні, а такий параметр як зміст асфальто-смолистых речовин змінюється у межах родовища більш, ніж у двічі. Зважаючи на важливість цього параметраи складність його визначення, в останні роки було виконано науково-дослідна работапо визначенню зв’язку оптичної щільності нафт з зміст асфальтно-смолистых речовин.

Рабочие газові чинники. Однією з основних параметрів, определяющихфизико-химические показники пластової нафти є газосодержание. Газосодержание — це максимальне зміст газу, що виділяється з пластовою нафти при одноразовому разгазировании за зміни термобарических условийот шарових до стандартних (t=20*С, 0,101 325 МПа).Разгазирование пластової нефтипутем послідовного зниження тиску або насичення і періодичного отводагаза з пластовою системи (диференціальний разгазирование) приводитк неповного виділенню газу з нафти. Газосодержание у своїй виходить більше, аніж за одноразовому разгазировании. Це з ті, що у першу чергу з нафти виділяються легші углеводородные компоненти, а розчинність що залишився більш жирного газу і нафти відповідно збільшується. Отже, характер разгазирования і обсяг выделяющегося у своїй газу визначаються хімічним складом пластовою системыи умовами разгазирования. Кількість газу, выделяющегося з пластової нафти при східчастої сепарації, зазвичай, 10−15% нижче, аніж за одноразовому разгазировании.

Были розраховані робочі газові чинники. Врасчетахучтены число щаблів сепарації і термобарические умови на них, соответствующие фактичним на родовищі Жетыбай. Результати розрахунку за станом 01,01,95 рік наведені у таблице5.0.

Как бачимо з таблиці, газові чинники по обріям существенноразнятся. Тому неприпустимо при розрахунку обсягу видобутку газу всім горизонтів користуватися середнім газовим фактором.

II.2. Аналіз стану розробки експлуатаційного об'єкта v горизонту родовища Жетыбай

На родовищі в активної розробці перебувають сім об'єктів — Vаб, Vв+VI, VIII, IX, X, XII, XIIIгоризонты. Об'єкти введенывразработку у різний час і перебувають у різних стадіях. Горизонти ХІІ і XIIIнаходятся пізній стадії розробки, а Vd+VI, IXу початковій стадії розробки. Стан розробки по основним об'єктах, які забезпечують 95% видобутку нафти, характеризується наступним образом.

Vаб горизонт. До 1984 року об'єкт експлуатувався невеликою кількістю свердловин, розташованих західному та східної частинах поклади. Активна розробка об'єкта началасьв через відкликання впровадженням рішень проекту й рекомендації авторського нагляду. Розбурювання Vаб горизонту почалося раніше (с1985 року), ніж у проекту (1991 рік). На цей час найпродуктивніші західна і східна частини поклади, зміст основні запаси (75%) разбурены.

На 1.1.96 годпо об'єкту реалізовано буріння 54% проектного фонду. З початку розробки видобуто 5,91 млн. т. нафти і 11,228 млн.т.жидкости. Поточна обводненість — 68,2%. Коефіцієнт нафтовіддачі - 0,172. Відпрацьовано 7,3% від початкових добуваних запасів. Закачано в пласт 21,4 млн. м3 води. Накопичена компенсація відбору закачуванням — 155%. Поточне пластовий тиск — 19,9 МПа при початковому 19,1.

Vаб обрій одна із об'єктів, зв, а яких вперше почали фактично з початку розробки застосовувати майданну системузаводнения по 9 балів точкової схемою, що дозволило забезпечити темпи відбору 406% понефти і 6−8%по рідини, і навіть відновити пластовий тиск доначального і выше.

Динамика показників розробки Vаб горизонту тоді як проектним представлені у таблиці 2.1. Як бачимо, по обрію в 1985;1989 роках спостерігається інтенсивний зростання відборів, коли річне видобування нафти збільшилася майже тричі, склавши 604 тыс.т. 1989 року. Потім із 1990 року у обрію, як й у челомпо родовищу, починається неуклонноеснижение видобутку нафти. Темпи падіння нафти за 1991;1995 року становили 13−15%, рідини — 15 024% в год.

Для виявлення причин зниження було проведено аналізу за групами свердловин, обеспечивающимосновную видобуток, який довів, що у 1990 року зниження видобутку відбувався за основному нефтииз-за обводнения, а наступні годыснижение отборовпроисходит як у нафти, і по рідини. Останнє простежується у цілому і з динамикедебитов свердловин (таблиця 2.1.). Тож якщо дебети свердловин по рідини до 1990 року, збільшилися до 28,6 т/добу, то після 1990 року наблюдаетсяпостоянное зниження до 13,2 т/добу, потім відбувається неухильне зниження до 4,2 т/сутки.

Как сказали, найбільш розроблені ділянки об'єкта присвячені західної та в східній частині поклади, де зосереджені ¾ загальних запасів нафти Vаб горизонту. Ці ділянки характеризуютсянаиболееблагоприятнымигеолого-физическими умовами. На іншої (центрально) частини поклади Vаб горизонту характерна низька продуктивність пластів, у зв’язку з тим, що саме поклад Vагоризонта має газову шапку, а поклад Vб представлена слабопроницаемыми пластами-коллекторамис невеликими толщинами від 2,5 до 8 метрів. Тут расположены82 видобувних і 24 нагнітальних свердловин. З поточними дебитами нафти менш 5 т/добу (МДФ) у цьому ділянці працюю більш 80% фонду свердловин. І на цій частини поклади відпрацьовано 1,05 млн. т. нафти. Поточна нефтеотдача ~9%, чи 21% від НИЗ.

Для підвищення нефтеотдачина Vаб обрії 1988 року був запроектований метод закачування ПАР на дослідному ділянці. Технологічна схема на применениеметода була складена КазНИПИнефть що з НВО «Союзнефтеотдача «1988 року. Досвідченопромислове испытаниеметода на родовищі проводилося у липні - августе1989 року. У 5 нагнітальних свердловин Vаб горизонту було закачано 66,2 тыс. м3 водного розчину ПАР зокрема 350 тонн композиції АФ-12+ДС-РАС. На одинметр ефективної товщини пласта закачано 5.2 тонни композиции.

Промышленное застосування методу що його другою ділянці за 12.1990 — 1.1991 року. Закачування здійснили 5 нагнетательные свердловини Vаб горизонту — 506,1449,1451, 1946, 1958, соціальній та свердловинах 2231, 2240 (Vв+VI) і 2532 (IX). Було закачано 241 тонни композиції ПАР (155 тонн АФ 12 і 86 тонн ДС-РАС) і 56,9 тыс. м3 водного расствора при концентрації 0,43%. Усього за двом ділянкам, в 13 нагнетательные свердловини було закачано 591 тонни композиції ПАР, зокрема 405 тонн неонола АФ-12 і 186 тонн ДС-РАС. Оброблено і закачано в пласти 123,1 тыс. м3 морської воды.

Как за результатами аналізу, у ділянці ефект від участі закачування ПАР проявився лише протягом 1991 року становив 29,6 тисяч тонн. По 2 ділянці ефект від участі закачування щодо окремих свердловин тривав й у 1992 року у цілому становив 26,7 тисяч тонн нафти. Загальна додаткова видобування нафти від використання методу становила 56,1 тисяч тонн, питомий технологічний ефект 95 тисяч тонн.

II.2.1.Энергетическое стан Vгоризонта.

Энергетический режим роботи продуктивних покладів родовища Жетыбай в естественныхусловиях є змішаними. Гідродинамічна зв’язок продуктивних покладів з законтурнойобластью проявляється досить слабко, крім XIII горизонту, має велику водяну область. Тож забезпечення промислових темпів відбору за всі обріям родовища, крім XIIIгоризонта, була запроектована внутриконтурная система заводнения. Ниже дається коротка характеристикаэнергетического стану продуктивного горизонта.

Vаб обрій. Пластовий тиск у зонах стосовно об'єкта знизилося значительнопо отдельнымзамерам (3−5 свердловин) фіксується до 16,5−16,9 МПа на 1983 — 1984 року при початковому — 19,1 МПа. Після активного разбуривания і впровадження системи ППД з 1986 — 1987 років відбувається інтенсивне збільшення пластового тиску, котороедостигло початкового значення 1990 року. Поточне Рпл становить 19,9 МПа, що від початкового на 0,8 МПа.

Надо відзначити, чтоVаб обрій одна із об'єктів (крім Vв + VI), на яких вперше почали застосовувати регулярна майданна система заводненияпо дев’яти точкової схемою. Впровадження цією системою ППД початку реалізації проектапозволило забезпечити досить високих темпів відбору, і навіть відновити пластовий тиск до початкового рівня життя та выше.

Забойные тиску з обрію останніми роками (1990 — 1994 року) коливається на рівні 12,6 — 13,3 МПа, что відповідає проектним величинам. Проектний рівень забійного тиску загалом 12 МПа (поточне Р нас). Початкова тиск насичення — 14,6 МПа. У енергетичному плані горизонтразрабатывается в відповідність до проектом. Дляобеспечения проектних зборів передусім потрібно робота з поліпшенню стану фонду видобувних і нагнітальних скважин.

Система ППДна родовищі діє з 1973 року (X, XIIгоризонты). У цей період із застосуванням внутриконтурного заводнения розробляються шестьобъектов експлуатації - Vаб, Vв+VI, VIII, IX, X, XII горизонти. По зазначеним шести обріям забезпечується 93% поточної видобутку нафти месторождения.

Текущий рівень річний закачування води — 7,31 млн. м3. Середня приемистость свердловин — 105 м3/добу при коливаннях по обріям від 81 (IX) до 131 Vаб) м3/добу. Накопичена компенсація відбору закачуванням — 110%, поточна за 1994 рік — 364%. Поточне пластовий давлениепо обріям становить 19.8 (Vв+VI) — 23.9 (XIII) МПа. Зміна пластового тиску початку розробки з обріям представлено в таблиці 1.9.

Приведенная вище характеристика поточного состоянияразработки родовища показує, що через технічні причини в устаткуванні нагнетательного фонду, відсутності якісних досліджень з визначенню местаи кількості витоку води (расходометрия, термометрия і ДВС), і навіть можливого утока закачиваемой водыза контуримеет місце невідповідність обсягів відібраною з пластів рідини і закачування води за даними НГДУ.

За 1995 рік у зазначеним горизонтамдобыча рідини в пластовыхусловиях становила від 0,123 (IX) до 0,628 (Vаб) млн. м3, а сумі - 1,854 млн. м3. Обсяг ефективної закачування у своїй становив 1,85 млн. м3 приколебаниях по обріям 0,13−0,619 млн. м3. Втрати в про закачування в целомпо родовищу склали 6,32 млн. м3 чи 74% загального обсягу закачування, цебто в витіснення нафти витрачається только26%закачиваемой води. Максимальні втрати у своїй спостерігаються в абсолютному по Vаб-1,513, VIII — 1,241, X — 1,013 млн. м3, що становлять 70−80% загальної закачування до цих обріям. У відсоткове співвідношення максимальна частка втрат закачиваемой води доводиться по обріям VIII — X по 79% при проектної величині втрат 30%.

Были розраховані ще й поточні величини утока води за контур по обріям. Оцінки показали, що його утока води невеличке і відзначається по Vаб і VI обріям. Найбільш помітна частка утока води за контур оцениваетсяпо Vаб обрію близько 5% від загального обсягу закачування води за 1995 рік, що становить 7% від обсягу втрат по обрію. Дивіться таблицю 1.10.

Таким чином втрати закачиваемой води значні. Загальні втрати від закачиваемой води перевищують проектну величину в 2,7 разу, через втрат лежить на поверхні і витоку закачиваемой води в непродуктивні пласты.

Для збереження втрат закачкипрежде всього необхідно визначити джерел втрат перезимувало і зробити комплекс дослідницьких робіт. Треба лише по-перше, забезпечити точні виміри обліку закачиваемой води. По-друге, потрібно було справити комплекс ДВС з визначення местаи кількості води в непродуктивні інтервали, і навіть з’ясувати, якого вигляду (чи комплекс) ДВС найбільш інформативний у тому плане. Все ці рекомендації у контролі за работойсистемы ППД і технічним станом фонду повинні бути враховані изапланированы НГВУ в проведених мероприятиях.

II.2.2.Выполнение проектних рішень розробки месторождения.

В даному розділі розглядається стан виконання проектних рішень щодо системі розробки родовища з погляду оценкистепени реализациизапроектированной технології, відповідності фактичних показників розробки проектним і выявленияосновных причин їх розбіжності.

Основными елементами технології розробки є: розробка виділених об'єктів самостійної сіткою свердловин, щільність і схема розміщення свердловин, вид впливу і режими роботи видобувних і нагнітальних свердловин.

Анализсостояния розробки показує, що це виділені об'єкти експлуатацію у справжнє час розробляються самостійної сіткою свердловин відповідно до проектним рішенням. Винятки становлять Vаб і Vа+VI горизонти, де є 32 добывающихи 3 нагнетательные свердловини, спільно експлуатуючі деякі пласти (Vб, Vв) цих горизонтов. Совместная експлуатація цих об'єктів обумовлена неоднорідністю геологічної будови покладів, різним поєднанням пластів (Vа, б, в, VIа, б), характером їх насичення на окремих ділянках покладів і є обгрунтованими, з технологічних і економічних позицій, і рекомендацій авторського надзора.

Системазаводнения.По всім основним розроблюваним об'єктах родовища здійснювані системи заводнения за схемою размещениясоответствуют проекту. Невідповідність сітки окремих ділянок відзначається з допомогою вибуття і зворотних свердловин і нижніх горизонтів й зумовлено технологически.

Анализ показує, що, а окремі ділянки розроблюваних об'єктів, присвячених до приконтурным зонами зонам з низько продуктивними колекторами (НПК), і навіть до газонефтяным зонам (ГНЗ), наблюдаетсяразрежение сітки з допомогою недоразбуренностипроектного фонду свердловин (наприклад, західному частини вищих навчальних закладів Vаб, III горизонтів, у тих ділянках ГНЗ Vаб, IX, в зонах НПК вост. Частини VIII, на ділянках вищих навчальних закладів і НПК X горизонту). Аналіз результатів буренияскважин цих ділянках показує, що видобувні свердловини в при контурних зонах доцільно бурити на початку розробки цих зон. В подальшому, при достатніх темпах розробки та активності контурних вод буріння видобувних свердловин у цих зонах може бути нерентабельним через обводнения, а буріння нагнітальних свердловин то, можливо отменено.

В ГНЗ і зонах НПК буріння свердловин має здійснюватися за проектом з реалізацією проектних тисків нагнітання 17 МПа.

Осуществляемая система заводненияпо співвідношенню кількості видобувних і нагнітальних свердловин, в тому числі за щільністю сітки загалом відповідає проектним .

Плотность сітки. За проведеним аналізу по основним об'єктах родовища фактична щільність сітки скважинв разбуренной частини поклади відповідає проектної величинеи змінюється від 15(VIII) до 20 га (IX) на скважину.

Режим роботи свердловин. Пластовий тиск за всі объектамподдерживается лише на рівні проектних, зокрема по покладам Vаб, Vв+VIгоризонтовтекущее пластовий тиск лише на рівні і від початкового. На інших обріям поточне пластовий тиск нижче на 0,8 (VIII) — 1,7 (X), VIIIа (3−7% від початкового). У цьому динаміка пластового давленияпо Vабгоризонту носить зростаючий характер, за всі іншим — стабілізувалося за весь послепроектный периодна одному уровне.

Забойные тиску в видобувних свердловинах впродовж останніх 10 років лише на рівні проектних по V, XII обріям. По XIII обрію забойное тиск вище проектногона 2,7−5,3 МПа, на інших обріям (VIII-X)ниже проектних на 1,0−4,0 МПа. З моментом зниження поточного тиску насичення за цими обріям на2,4−5,0 МПаи що становить 12,4−18,0 МПа (проти які у проекті 14,8−20,0 МПа) отличиемежду фактичними і проектними забійними давлениями по VIII-X обріям наближається до проектного. З урахуванням поточного давлениянасыщения рекомендовані рівні забійного тиску з обрію становить: Vаб — 10,8 — 12,4; Vв, VIаб — 11,1−13,9.

Дебиты нафтових свердловин по обріям монотонно снижаютсяи загалом родовища за останні 5 років (1990;1995 року) знизилися з 7,4 до 3,6 тонн/сутки, тобто у 2 разу. Дебети рідини зменшилися й у 2 раза (с 16,5 до 8,7 тонн/сутки). Треба відзначити, що наявні рівні відбору рідини з свердловин нижче можливостей роботи пласта. Зниження дебитов, як свідчить аналіз пов’язано основному зі зниженням продуктивності свердловин і недотриманні техніки і технологиидобычи нефти.

Давление нагнітання. Відповідно до аналізу динаміка давлениянагнетания за всі обріям знижується з 12 МПа 1989 року до 10,1 МПа в1995 року під час проектних 15−17 МПа. Як бачимо, проектні тиску нагнетанияне реалізовані - фактично тиск нагнітання менше проектних на 5−7 МПа. Приемистость нагнітальних свердловин монотонно зменшується у цілому по родовищу протягом останніх 7 років (1988;1995 року) знизилися вдвічі: з 225 до 105 м3/сутки.

Таким чином, технологія заводнения на родовищі ввозяться недостатньою ступеняне реалізована ще за проектом єдина і стабільно діюча система заводнения. Вимоги проекту розробки придушення нагнітання не виконуються, фактичне тиск нагнітання (9−11 МПа) недостатньо для ефективного впливу й залучення запасів у розробку зон з НПК. Недостатньо проводяться ремонтно-профілактичні роботи з підтримці і стабілізації технологічних режимів роботи нагнітальних свердловин і працездатності фонду загалом.

Сравнениепроектных і фактичних показників розробки протягом останніх 10 років за 1986;1995 року у родовищу загалом і з об'єктах (обріям) наводиться в таблиці 2,2,1,-2,2,12, на малюнку 2,2,1,-2,2,15,.

Как видно, на 01,01,96 рік із родовища видобуто нафти 55,146 мільйонів тонн, при проектної 59,59 і рідини 93,937 мільйонів тонн (у проекті 107,5). Відібрано 120% извлекаемыхзапасов нафти родовища. Поточний коефіцієнт нафтовіддачі 15% (у проекті 16,2). Закачано водыв пласт 139,669 мільйонів м3 (у проекті 124,229). Компенсація відборів закачуванням початку розробки — 109%. Фонд видобувних свердловин становить 923 одиниці; зокрема 654 діючих. 267 в бездіяльності. Відправлення фонд становить 318 свердловин, зокрема 230 действующих.

Сравнение динаміки видобутку початку реалізації проекту показує, що фактичний видобуток нафти родовищу у перших 5 багатьох років після проекту — 1984;1986 року відповідає проектної величинес деяким перевищенням, а 1989 року фактичні і проектні рівні видобутку нефтивыравниваются. Потім, починаючи від 1990;го року відбувається поступове падениедобычи нафти і соответственнопоявляется розбіжність на проект, що згодом увеличиваетсяс 8 до 76% (1995 рік). Темпи спаду видобутку нефтив останні роки досягли 17−21%.

Как показує аналіз, причини зниження видобутку нафти всіх об'єктах аналогічні і мають загальну характеристику для родовища в целом. Основными є :

* Неухильне зменшення количествадействующих свердловин проти проекта.

* Недобір проектних объемовжидкости.

* Погіршення стану фонду, й системи ППД.

* Обводнювання свердловин, що супроводжується поруч ускладнень і зниженням продуктивності пластов.

* Неухильне зниження обсягів продажів і кількості реалізацій ГТМ противусложнений в видобутку, відсутність профілактичних заходів як наслідок збільшення фонду малодебитныхскважин і зменшення чинного фонда.

* Материально-техническаянеобеспеченностьНГДУ останніми роками, що безпосередньо віддзеркалюється в стані фонду скважин.

Среднедействующийфонд видобувних свердловин у 1995 року становив 602 одиниці, що у 1,5 рази менше проекту. Коефіцієнт використання фонду видобувних свердловин протягом року становив 0,65 проти 0,90 у проекті, нагнітальних — 0,71 (проти 0,90). Коефіцієнт експлуатації видобувних — 0,84, нагнітальних — 0,85 проти 0,92 у проекті. Слід зазначити особенноеинтенсивное збільшення бездіяльного фонду останні двох років, дляпрекращения якого вимагають додаткові мощностислужб ВРХ і ПРС.

Уменьшение фонду свердловин проти проекту пов’язано такжеи недостатньою кількістю буріння нових свердловин. За період 1989;1995 років пробурено у проекті 145 свердловин, в тому числі 67 видобувних і 78 нагнітальних з 583 запроектованих (426 видобувних + 162 нагнітальних).

Представляет інтерес результати буріння нових свердловин. Для цього він проаналізовані показателивсех пробурених протягом останніх 5 років (1991;1995 роки) 206 нових видобувних свердловин за початку їхніх експлуатації. У тому числі у чинному фонді 1995 року був 152 свердловини (23% фонду), з яких було видобуто 202 тисячі тонн нафти, що становить 30% річний добычи.

Аналогичный аналіз динаміки видобутку за 1991;1994 роки засвідчило, що буріння нових свердловин ефективне заходом. Показово вэтом відношенні, що фактичні видобутку нафти нових свердловин і видобуток поним відповідають чи вище проектних величин за весьпослепроектныйпериод — 1984;1995 годы.

Одной з основних причин зниження видобутку нафти і расхожденияпроектных і фактичних показників є недобір рідини у недостатньому кількості. Так, напримересли в 1984;1989 роках зростання годовойдобычи нафти з 1,2 до 1,8 мільйонів тонн досягнуто результаті забезпечення відборів жидкостис 2,6 до 4,33 мільйонів тонн/год, то зниження відбору рідини до 3,2 (на 26%)мільйонів т дизпалива на 1991 року призвело до падіння видобутку нафти до 1,51 (16%) мільйонів тонн, а в1993 року — на 40% тощо. У результаті видобуток рідини в 1995 року знизилася противуровня 1989 року у 2,7 разу, а нафти на 2,68 разу (дивіться таблицю 2.1.).

Недобор обсягів рідини своєю чергою пов’язане з зниженням дебитов і стабільним погіршення стану фонду свердловин. Слід зазначити, чтосуществующие рівні відбору рідини з свердловин — містечка та нижче можливостей роботи пласта. Близько 9/10 фонду працює із дебитами рідини до 10 тонн/сутки. Поточний середній дебіт свердловин становив 3,6 тонн/сутки з і 8,7 тонн/сутки по рідини. Дебети свердловин як у нафти, і пожидкости монотонно знижуються й упродовж останніх 5 років знизилися вдвічі. Зменшення середніх дебитовпроисходит з допомогою зростання малодебитного фонду, що було типовим для родовища.

Такое становище пов’язано насамперед із недостаткомремонтно — профілактичних заходів для поддержаниирежима роботи фонду, й контролю засостоянием свердловин. Про це свідчить аналіз МДФ свердловин, де показано, чого немає ГТМ по регулярної очищенні вибоїв і розробки свердловин задля збереження початковій продуктивності, особливо впериод обводнения і відкладень солей і АСПО в призабойной зоні є причиною освіти МДФ з спочатку высокодебитных свердловин. Кількість таких свердловин на дату аналізу становить 40% чинного фонду. Зниження дебитов пов’язано основному зі зниження продуктивностискважин і недотриманням техникии технології добування нефти.

Планово-предупредительные роботи мають дуже важливого значення для фонду скважинтакого родовища як Жетыбай, характеризується низькими дебитами, великими глибинами залягання пластів, высокопарафинистой нафтою та іншими осложняющими чинниками і врешті-решт більшого унаочнення зриву добычи.

Следующая причина зниження видобутку нафти пов’язані з вадами реалізації проектної системи ППД у плані створення родовищі єдиної, стабільно і долговременно действующейсистемы заводнения. Процес заводнения на родовищі здійснюється недостатньо активно. Закачування води виробляється нерівномірно по площі через деформованості самостійних осередків свердловин у єдину систему зі взаємодіючими зонами добору, і закачування. А роботи з регулювання приемистости і селективному впливу за умов межпластового строениязалежей зниження продуктивності заводненных пластови іншого виробляється у недостатньому количестве.

Требование проекту з тиску нагнетанияне виконується, хоча обсяги закачування перевищують проектні. Тиск нагнітається попроекту — 17−20 МПа, а фактичні величини Р наг — 8−11 МПа, що не досить для інтенсивного на посередньоі низько продуктивні пласти. З іншого боку, збільшення тиску нагнетанияпри існуючому технічному состояниисистемы ППД (часті пориви водогонів, порушення експлуатації колони та інші) важко реализовать.

В результаті знижується ефективність системи ППД, знижується забойное тиск значно нижчі від Р нашій видобувних свердловинах, порушується рівновагу шарових флюїдів, що зумовлює забруднення внутризабойной зони АСПО та зниження продуктивності пластів. У увеличиваетсятакже фонд нагнітальних скважинс низькою приемистостью, за рахунок забруднення вибоїв, і з допомогою разбуривания зон з НПК.

Текущие показники розробки родовища в целомзначительно від проектних, що з впливом комплексу факторів, і головним образомтехнического характеру.

Vаб обрій. На 01,01,96 рік у об'єкту реалізовано буріння 72% проектного фонду. 1995;го годупробурена 1 видобувна свердловина проти 5 проектних. Середньорічний дебіт свердловин на нафту становив 4,2 тонн/сутки і 13,2 тонн/сутки по рідини проти проектних 9,6 і 39,6 тонн/сутки. З початку розробки видобуто 5910 тисяч тонн нафти і 11 228 тисяч тонн рідини, що менше проектних на 14% понефти (6910 тисяч тонн). Відібрано 47% НИЗ при проектному 55%. Обводненість -76%. Коефіцієнт нефтеизвлечения — 0,173 проти 0,202 по проекту.

Применение базарною системи заводнения на обрії дозволило забезпечити темпотбора на рівні 3% з і підтримувати пластовий тиск початковому рівні, і вищий. Поточне Р пл=19,9 МПа при початковому 19,1. Закачано 21,4 мільйонів м3 води при компенсації 155%. 1995 року закачано води 2131 тисяч м.3, що відповідає проекту- 2113 тисяч м.3.

Начиная з року йде поступовий спад видобутку нафти. 1995 року видобування нафти по порівнянню з 1994 роком, знизилася на 46,2 тисячі тонн (19%), а видобуток рідини 148,5 тисячі тонн (19%). Поточні показники розробки Vаб горизонту представлені у таблиці 2.2.4. на малюнку 2.2.4−5, звідки видно їх відповідність. Фактичні показники нижче проектних, крім закачування води. Не виконані річні відбори на нафту на 49% (175,3 тисячі тонн против355,3 тисячі тонн) і рідини на 37%. Основні причини зниження видобутку нафти є обводнювання свердловин, зниження продуктивності і дебитов, забруднення призабойной зони пласта відкладеннями солей і АСП, остаточные обсяги ГТМ проти ускладнень, нераціональний режим роботи свердловинного оборудования.

Выводы.

1. Виконано оцінка ступеня реалізації запроектованої технології розробки. Показано, що у об'єктах експлуатації, за схемою розміщення й щільності сітки свердловин, виду впливу, здійснювана схема розробки відповідає проекту. Однак заводнения на родовищі ввозяться недостатньою ступеня — не реалізована ще відповідно до проектустабильно впливаюча і рівномірна площею (різноманітні зонам) система заводнения. Вимоги проекту розробки з тиску нагнітання не виконуються, фактичне тиск нагнітання 9−11 МПа, що не досить для ефективного впливу й залучення запасовв розробку зон з НПК. Недостатньо проводяться ремонтно — профілактичні роботи з підтримці і стабілізації технологічних прийомів роботи нагнітальних свердловин і працездатності фонду в целом.

2. Проведено порівняння проектныхи фактичних показників розробки з об'єктах та загалом родовищу. Виявлено головні причини їх розбіжності. Поточні показники розробки родовища загалом значно різняться від проектних, що з впливом комплексу взаємозалежних чинників, переважно технічного иорганизационно — технічного характеру. Причини зниження видобутку нафти об'єктах аналогічні і мають загальну характеристику. Як зазначено вище, основними є: неухильне зменшення кількості діючих свердловин проти проекту, недобір проектних обсягів рідини. Погіршення стану фонду, й системи ППД, обводнювання свердловин, що супроводжується поруч ускладнень иснижением продуктивності пластів, неухильне зниження обсягів продажів і якості реалізацій ГТМ проти ускладнень у видобутку, відсутність профілактичних заходів як наслідок, збільшення фонду малодебітних свердловин і зменшення действующегофонда, матеріально — технічна незабезпеченість НГВУ, що безпосередньо відбивається на стані фонду скважин.

Надо відзначити особливо интенсивноеувеличение бездіяльного фонду два останніх року, для скорочення якого потрібні додаткові потужності служб ВРХ і ПРС. Зменшення фонду свердловин проти проекту пов’язано недостатнім кількістю буріння нових свердловин. За період 1989;1995 років недобурено по проекту 145 свердловин, зокрема 67 видобувних і 78 нагнітальних з 583 запроектованих (426 видобувних + 162 нагнетательные).

II.3. Аналіз роботи фонтанного способу эксплуатации

II.3.1. Фонтанний спосіб эксплуатации

Способ експлуатації свердловин, у якому підйом жидкостина поверхню відбувається під тиском пластової енергії, називається фонтанным.

Условия фонтанирования скважин.

Фонтанирование свердловин происходитв тому випадку, якщо перепад тиску між пластовим і забійним буде достатнім задля подолання противодавления стовпа рідини і втрат тиску тертя, тоесть дуття відбувається під действиемгидростатического тиску рідини чи энергиирасширяющегося газу. Більшість свердловин фонтанує з допомогою енергії газу та гидростатическогонапора одновременно.

Газ, що у нафти, має піднімальної силою, яка проявляється у формі тиску нафту. Чим більший газу расстворено не в нафті, темменьше буде щільність суміші і тих вище піднімається рівень рідини. Досягнувши гирла, жидкостьпереливается, і свердловина починає фонтанувати. Общимобязательным передумовою роботи будь-який фонтануючої свердловини буде таке основне рівність:

Рс = Рг+Ртр+ Ру; где Рстиск на забої, РГ, Ртр, Ру — гідростатичний тиск стовпа рідини в свердловині, расчитанное по вертикали, потери тиску тертя в НКТ і засунений на гирло, соответственно.

Различают два виду фонтанирования скважин:

* Дуття рідини, не що містить бульбашки газу — артезіанське фонтанирование.

* Дуття рідини, що містить бульбашки газу що полегшує дуття — найпоширеніший спосіб фонтанирования.

Оборудование фонтанних скважин.

При фонтанної експлуатації підйом газонафтової суміші від забою до гирла свердловини здійснюється за колоні насоснокомпрессорных труб, які спускають в свердловину перед освоєнням. Необхідність спуску викликана раціональним використання енергії газу, поліпшенням винесення піску, зменшенням потрь на ковзання газу та можливістю зберегти дуття з меншими шарових давлениях.

На гирло свердловини монтують фонтанну арматуру, що дає з'єднання різних трійників, крестовиков і запірних пристроїв. Ця раматура варта підвішування насосно-компресорних труб, герметизації затрубногопространства між трубами і обсадной колоною, контролю та регулювання роботи фонтанної скважины.

Фонтанные арматури виготовляють хрестового і тройникового типів. Суть її з трубної голівки і фонтанної ялинки. Трубна голівка варта підвіски насосно-компресорних труб і герметизації затрубного простору з-поміж них і експлуатаційної колонной.

Фонтанная ялинка служить направлення продукції свердловини в выкидные лінії, і навіть для регулювання і функцію контролю роботи свердловини. Фонтанная ялинка має два чи три выкидные линии. Одна їх запасна. У тройниковой арматурі нижняявыкидная лінії - запасна. На робочої лінії (верхньої) запірне пристрій завжди має бути відкрито, але в запасний — закрито. Стовбурові запірні устрою повинні бытьоткрытыми. Запірне пристрій, розташоване внизу стовбура фонтанної арматури, називається головним. У тройниковой арматурі выкидные лінії спрямовані до однієї бік. При виборі типу фонтанної апаратури треба враховувати, що хрестовини швидше роз'їдаються піском, ніж тройники.

В відповідність до ГОСТ 13 846–74фонтанные арматури повинні випускатися на робоче тиск 70, 140, 210, 350, 700 і 1000 кгс/см2.

Запорные устрою на фонтанних арматурах може бути двох типів: як засувки чи крана. Тип арматури вибирают по максимальному давлени, очікуваному на гирло скважины.

На выкидных лініях після запірних пристроїв деяких випадках встановлюють пристосування (штуцери) для регулювання режиму фонтанної свердловини. Штуцер представляє собойболванку зі наскрізним отверстием.

Для контролю над работойфонтанной свердловини на арматурі встановлюють два манометра: одного буфері (вгору її), другийна відведення крестовика трубної голівки (для виміру затрубного давления).

Фонтанная арматура соединяетсяс групповымиустановками выкидными лініями. Схеми обвязок фонтанних свердловин у залежність від дебіту, давлния, змісту піску, парафіну застосовуються различные.

Список литературы

Для підготовки даної праці були використані матеріали із російського сайту internet.