Курсовая работа: Сбор и подготовка попутного газа на Барсуковском месторождении

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

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

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

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

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

Пласт ПК17. Песчаники пласта ПК17 распространены по всей площади месторождения. Испытаны как газовая, так и нефтяная части местрождения. Газовая часть залежи испытана в скважинах : № 447р, 454р, 450р, 446р, 9р. В результате испытания получены фонтаны гзоконденсата дебитами от 82000 до 74500 мЗ/сут[1].

Нефтяная оторочка опробована только в скважине 458р, где из интервала абсолютных отметок 1541,0-1544,0 м получен приток нефти дебитом 5,3м3/сут при Ндин=370м. По данным ПГИ ГНК залежи отбивается на абс. отметке 1532 м. В южной части залежи скв.559р вскрыла пласт на абс. отметке 1530 м и по ГИС пласт водонасыщен, поэтому ГНК в этой части залежи поднята до абс. отметки 1530м., а нефтяная оторочка полностью выклинивается. ВНК по материалам ГИС отбивается на абсолютной отметке 1544 м.

Газонасыщенные толщины изменяются от 1,3м до 21 м. Нефтенасыщенные - от 1,2 до 7м.

В пределах принятого ВНК размеры залежи составляют 13х5 км., высота залежи - 67м[2].

3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Основные проектные решения по разработке Барсуковского месторождения

В промышленную разработку месторождение введено в 1987 году. На эти запасы СибНИИНП была составлена «Уточненная технологическая схема разработки Карамовского месторождения», по которой до настоящего времени ведется разработка месторождения.

Проектные решения данного документа следующие:

- проектный уровень добычи нефти – 2665 тыс.т.

- проектный уровень добычи жидкости – 5592 тыс.т.

- проектный уровень закачки воды – 5955 тыс.м³

- общий фонд скважин – 672

- в том числе добывающих – 450

- нагнетальных – 192

- резервных – 30

- фонд скважин для бурения – 202

- в том числе: добывающих – 149

- нагнетательных – 43

- резервных – 30

- приёмистость нагнетательной скважины – 150 м³ /сут.

- устьевое давление нагнетательных скважин – 14 Мпа.

Нефтеносность связана с пластами БС¹ ₈ , БС² ₁₀ , БС₁₁ .Основной объект – пласт БС₁₁ – 80 % геологических запасов. Нефтенасыщенные толщины по отдельным пластам составляют от 2,6 до 11,4м.

Последний подсчёт запасов по Барсуковскому месторождению выполнен в 1995 году (протоколы №№ 10512,10513 от 18.10.88 года). Утверждённые запасы нефти составили по категориям В+С1:балансовые–106,4млн.т., извлекаемые – 41,4 млн.т, КИН – 0,388 (по объектам соответственно

БС¹ ₈ – 15,7млн.т. и 4,5 млн.т.; БС² ₁₀ – 5,0 млн.т. и 2,2млн.т.; БС₁₁ – 85,6 млн.т. и 34,8 млн.т.). С 1995 года по 1999 год институтом ВНИИнефть ведётся пересчёт запасов по Барсуковскому месторождению. В период 1991 – 1992 годов на месторождении силами НРЭ ННГ проводились работы по доразведке месторождения. В результате этих работ произошло расширение контуров нефтеносности на севере месторождения, а также прирост запасов БС₁₁ , БС² ₁₀ . По оперативной оценке (протокол ГТС АО ННГ от 15.04.1994 г.) объём запасов по категории С1 составил 13,2 млн.т. [1].