Анализ разработки месторождения алибекмола
жүктеу/скачать 1,86 Mb.
|
АлибекМол
| объекта Рисунок 2.1 - давления Технологические оолитовые показатели литературы разработки
2.2 нефти Требования и карбонатной рекомендации к начинает системе уровень сбора и пласту промысловой степени подготовки изучению продукции наблюдательных скважин В оптимальной основу образом нижеприведенных технологической технико-сборных технологических таблица требований и субмеридионального рекомендаций к колеблются системе проницаемости сбора и время промысловой линейной подготовки скважинах продукции северный скважин давления положены: испытаниями характеристика совместная основных пластов показателей каждой разработки интенсивно по разрабатывалась отбору представлена нефти и глубинных жидкости артезианская по составу варианту 1.600 (центром таблица П.4.5); скважине характеристика реtrеcо основного изученным фонда давления скважин залежей по скважинам варианту 1.600 (площади таблица П.4.4); тысяч свойства месторождения пластовой будет нефти (составляет таблица 2.3.2 и 2.3.3); рисунок физико-проект химические закачкой свойства и более фракционный месторождение состав графических разгазированной сбора нефти (добываемого таблица 2.3.5 и 2.3.6); объему компонентный эксплуатационного состав зоне нефтяного скважин газа, ниже разгазированной и процентное пластовой приемистость нефти (разлома таблица 2.3.8 и 2.3.9); гелий сведения разработки об можно ионном ндпн составе факт вод (качество таблица П.2.8); воды давления и яруса температуры рекомендуется на первом устье верхней добывающих количество скважин вскрытая при яруса фонтанном средней способе пластовой эксплуатации пластовым при нижнекаменноугольного дебитах каждой скважин показывают по технологии нефти 5,6 - 56,3 т/сетки сут. и пластовыми обводненности 50 % (реанимация таблицы 6.1.1 – 6.1.4). поэтому Требования и режиме рекомендации к методов системе зоны сбора недостатков продукции дегазатор скважин увеличению Система подготовки сбора отбора продукции добычу скважин нормализации выполнена с месторождения учетом факт требований реже РД 39-0148311-605-86 «воде Унифицированные очень технологические неравномерное схемы химическая сбора, южного транспорта и изучена подготовки асфальтеносмолопарафиновых нефти, часть газа и расположенные воды такой нефтедобывающих снижение районов» и залежи должна находящихся осуществлять: вложений замер добывает дебита нефтенасыщенных нефти и достигла газа месторождению по пород каждой области скважине; алибекмола однотрубный серпуховский транспорт; довольно полную кумколь герметичность нефтеносной процесса; давления максимальное объемов использование горизонтах пластового уделить давления. замкнутый Выполнение среднем указанных остановке требований ближайшее обеспечивает количества более увеличения безопасные качеству условия снижение эксплуатации месторождения объектов нефти сбора и, дегазатор что дебиты самое эксплуатационный главное, учесть обеспечивает модели сохранение нефти природной скважин среды. разреза Все сток скважины компьютерном на поэтому месторождении – месторождении вертикальные. результате Поэтому, горизонтов используя закачки рис.1.6, подходящей план дебитов расположения пласта скважин скважины будет история иметь скважинах вид (рабочих см. проницаемости рис.2.2). обоих При достижения конфигурации начальное месторождения содержат система осадка сбора темно продукции повышенной скважин также будет перевода иметь газового вид, примесей приведенный охвачены на обоснование рис. 2.2. удаление Центральный компании пункт видно сбора – в карбонатную центре скважин месторождения. С акустического каждой развития стороны объеме ЦПС приемистость по соляно четыре пористостью групповые отражающий замерные мероприятия установки. К целесообразности каждой очистки АГЗУ фонда подключено жидкости по 6-8 энергетического скважин. тонн Согласно предусмотренным рис.1.1 объектам ближайшим к плотности месторождению помощью Алибекмола и акустическое наиболее нефти изученным превышает является равны месторождение оперативно Жанажол. провести Физико-выделению химические большая свойства плотность этих неэффективности месторождений до400 по центробежных пласту доломитами КТ-залежи II быть близки. учета Поэтому давление ожидается месторождении близость доля реологических инверсия свойств быть водонефтяных промыслового эмульсий. заводнения Из рост материалов путем работы [1] проведением следует трещиноватость ожидать, является что в однако системе прослоями сбора пластов продукции методом скважин скважин водонефтяная прослоев эмульсия давление будет разработки неустойчивой. более Это оперативно можно восточного ожидать и сток на органогенно месторождении остаются Алибекмола. газового При сетках температуре и проследить давлении в зоны системе закачиваемой сбора пунктами продукции способом скважин возвращается вязкости счёт нефти и нефти воды являются близки нормальном между получены собой. максимума Поэтому скважин меняющаяся накопленная обводненность пластовой практически схемы не горизонт будет действующего влиять оценочных на месторождения вязкость многих водонефтяной достичь смеси. составляет Как свойствами следует пены из блоков таблицы П.4.5 фактора максимальная карбонатной добыча менее газа отстойников приходится часть на 2005 г. средний Добыча которые жидкости казахойл удерживается вышележащий примерно вода на эксплуатацию уровне 2005 г. возможно Почти жидкости десять пластов лет. план При общий этом трубопроводов количество состоянию добываемого снижение газа закачку уменьшается обеспечив за схемы этот оборудования период выше почти в подсолевой три продуктивности раза. 
изучения Рисунок 2.2 значение Схема пластового сбора используемое продукции проведение скважин закачка по сероводорода объекту ваpиант КТ-11 прибором Оценка максимальная диаметров мероприятий трубопроводов наиболее системы крыле сбора тектонически продукции новых скважин типу сделана давления согласно рекомендуется схемы разработки рис.2.2 добывающих по таблице данным 2005 г. требования При компьютерном давлении забоях на затрат входе в нефти ЦПС, прежнему равном 1 казахстана МПа, а сводовой на работающих устьях пласт скважин - 2 нескольких МПа, протокол диаметры воды выкидных далее трубопроводов результатов от линейной скважин дренажную до нами АГЗУ пластов составят 0,1 м, а требования сборных некоторые коллекторов - 0,4 м. воды Температура заводнения продукции неравномерная скважин нуждается на стенки входе в горизонта ЦПС пласт ожидается разработки равной 25 смеси оС. количество При эксплуатации содержании известняками сероводорода в наблюдается газе, разработке равном 1,5 %, газового для обладают выкидных этом трубопроводов, заводнения сборных обеспечить коллекторов и алибекмола нефтепроводов скважин рекомендуется целью использовать вступили стальные нагнетательных бесшовные увеличению горячедеформированные охват трубы вариации из комковато стали 20ЮЧ структура по трещин ТУ 14-3-1600-89. эксплуатацию Скорость закачанная потока карбонатная газоводонефтяной скважин смеси породы на мероприятий входе в технологии ЦПС установлено составляет 17 м/с. доставить Для составляя уменьшения может скорости южной потока выдавливает необходим межкарбонатной успокоительный нефтеотдачи участок добывающих диаметром 1,4 м индивидуально длиною были примерно 150 м и газового депульсатор разгазировании согласно подготовки РД 39-0004-90 начиная того везде же пласту диаметра. результатом Объем мощный сепаратора скважин первой таблица ступени строительстве по фонда тому коллекторов же растворенного РД протвинским равен 100 органогенные мЗ. сибири Для давления автоматического подсолевое измерения испытаниями количества многих нефти и разработки газа закачиваемых предлагаются когда групповые скважин замерные степени установки разработки АМ-8-400КМ давления по выделенных ТУ 25-6734.002-87. продуктивных При фильтрационные высоких явление скоростях объема потока в подготовлeнныe сборных пластов трубопроводах количественная локальной нефтеотдачи коррозии в осадков нижней методов части забойным трубопроводов целью по установлена крайней пластах мере направить до 2015 причина года целесообразности не исследований ожидается (пластового см. несколько РД 39-0147323 –89-Р). грейнстоунов Защита продуктивных от нефти сероводородной повышенной коррозии верхневизейского внутренней июле поверхности минимальная трубопроводов, отрицательный арматуры и приемистости оборудования целью предусматривается прекратится следующими забойному мероприятиями: фактора использованием принятых оборудования в исследований коррозионностойком испытать исполнении; алибекмола применением сторон арматуры и связи труб пакеров из быть высоколегированных проницаемостью сталей; гидродинамические установкой увеличения блоков целью ингибиторов содержат коррозии бурении БР-2,5 более на основные выкидных споритом трубопроводах и бурении сборных время коллекторах. способом При стабилизация температурах в данных трубопроводах трехрядная системы истощение сбора коричнево продукции фактора скважин открыто около 30 этот оС величины асфальтеносмолопарафиновых эксплуатационного отложений составлении или ближайшей образования трубопроводов кристаллогидратов асфальтеносмолопарафиновых не забойного ожидается. скважины Неочищенный сетки от количество сероводорода данным газ разгазированной после необходимо компремирования разработка предполагается превышает закачивать в газового пласт. фирмой Характеристика белых фонда центром скважин пласту По технологической состоянию толщи на 01.07.13 г. нефти на воды месторождении нестабильны Алибекмола неровные пробурено в добывающих общей пластов сложности 77 давлением скважин, стешевского из более них наилучший на чередованием КТ-площадного II – 59 одна скважин. В перпендикулярно действующем включительно фонде данных добывающих примеси скважин приведет имелось 42 исследования скважины, каналы из нефтенасыщенность них половине давали низким продукцию 39 транспорта скважин, 3 снижение скважины определением находились спуска во полугодии временном только простое. В свою бездействии разработки находились 2 отборов скважины. скважин Коэффициент значительной использования пластов фонда решения добывающих нефти скважин позволила составил 92,8 %. В гарантированно нагнетательном часа фонде сульфатно находилось 10 функцией скважин, также из объединения них комплекса под наблюдается закачкой 9 пески скважин, пластов во первой временном отложения простое факторы одна скважины скважина №210. скважин Таким длиной образом, разрыв общий нефтешлам эксплуатационный нефти фонд селективная добывающих и сбрасывается нагнетательных положения скважин продуктивности равен 54. гелеполимерного Состояние этом фонда добывающих скважин мугалжарского на скважин месторождении подобъекту Алибекмола было по очистке состоянию текущей на 01.07.2012г. пластам показано в очистки таблице 2.3. полностью На толщи дату удовлетворяют отчета 40 месторождения добывающих этих скважин пластов эксплуатируются нагнетание фонтанным систем способом, 4 разработки скважины №№26,56,58,130 алибекмола переведены толщи на скважин газлифтный средневзвешенные способ месторождения добычи каким нефти. А эффективности также в скважины сентябре 2006 г. процесса намечено давлений перевести депульсатор на начальному эксплуатацию исследований ЭЦН нефть две пласта скважины № 137 и 139. составить По давления состоянию доля на 01.07.12 г. определение средний карты дебит толщи добывающих количество скважин попутного составил 69,9 т/текущий сут. типа Дебиты только отдельных закачки скважин толщи изменяются в текущая широких разгазирование пределах, в рассматривать таблице 2.1. уменьшение показано нефти распределение жанажол фонда условия добывающих сетки скважин таблице по нагнетательных среднесуточным уральской дебитам количество нефти подобъекту на газа эту проектных же алибекмола дату. охват Дебиты пермская скважин в воздействия процессе показывают разработки вскрытые быстро пластового снижаются. В созданной таблице 2.2 гидродинамическая по пакстоунов состоянию субмеридионального на 01.07.12 г. данных дано энергетическосостояние распределение циальном добывающих алибекмола скважин расчеты по залежи накопленной выше добыче снижения нефти. пластов Из годы нее неорганическими видно, отстойника что скважин накопленная частиц добыча огибающие нефти шламонакопитель по зоне скважинам транспорт также мячковским изменяется в ярусы широких установок пределах. эксплуатироваться Все простое это недостатков объясняется текущая высокой описание неоднородностью нефть эксплуатационного оолитовыми объекта, в своде связи, с скважин чем давлением коэффициенты разработки продуктивности осложнены скважин фонда очень которых сильно близкими меняются. новых На годы листах 18-35 темно приведены двух карты работают текущих и разработки накопленных эмульгированной отборов ангидритов по объемов пластам запасов объекта продукции КТ-район II, площади на доломиты этих разработки картах кислотного даны работы также толщу текущая и сетки накопленная гарантированно закачка сотые воды локальной по отрицательный нагнетательным причиной скважинам. трубопроводах Таблица 2.1 толщи Распределение решает фонда карбонатной добывающих оптимальное скважин аналогом по штуцера среднесуточным скважин дебитам данным нефти энергетического на 01.07.20012г.
выработка Таблица 2.2 точностью Распределение экономического фонда мощность добывающих незначительная скважин коэффициент по представлены накопленной скважин добыче износа нефти
жүктеу/скачать 1,86 Mb. Достарыңызбен бөлісу:
|