Курсовая работа: Совершенствование очистки закачиваемых вод в системе поддержания пластового давления в условиях

Гексан, % 0,46

Сероводород, % 0,02

Углекислый газ, % 0,89

Плотность газа, кг\м ³ 1,2398

Пластовые воды по своему химическому составу рассолы хлор – кальциевого типа с общей минерализацией 252 – 280 г/л, в среднем 270 г/л. в ионно-солевом составе преобладают хлориды (в среднем 168г/л) и натрий (70,8 г/л). Плотность воды в среднем 1,186 г\см ³ , вязкость 1,9 мПа×с. В естественных, не нарушенных закачкой воды условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует. Газонасыщенность подземных вод 0,248 – 0,368 м ³ /м ³ , снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворенного в воде газа преобладает метан.

2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

2.1 Характеристика фонда скважин

На Зай–Каратайской площади эксплуатационный фонд скважин к 01. 01. 2009 г. Составил 583, из них действующих скважин 487.

Скважины эксплуатируются механизированным способом: ШГН-418 (85,8%) и ЭЦН-69 скважин (14,2%).

Бездействующий фонд на 01. 01. 04. составил 96 скважин или 16,5% от эксплуатационного фонда из-за ожидания смены оборудования, по 8 скважинам требуется проведение капитального ремонта, 2 скважины переведены в бездействие по другим причинам.

На залежи 32 контрольных скважины, из них:

- наблюдательные – 2;

- пьезометрические – 30.

Наблюдательный фонд используются для контроля за разработкой.

В консервации находится 40 скважин.

Ликвидированных скважин – 90, из них:

- после эксплуатации- 55;

- после бурения- 35.

В ожидании эксплуатации находится 5 скважин.

Ликвидированные скважины составляют 15,4% от эксплуатационного фонда скважин.

Дающие техническую воду - 5 скважин.

Также показателями работы скважин, оборудованных ШСН является дебит, обводненность продукции, межремонтный период работы скважин (МРП).

В таблице 1 приведены основные показатели эксплуатации скважин, оборудованных ШСН за период с 2007 по 2009 год.

Таблица 1. Показатели эксплуатации скважин, оборудованных ШСН

Показатели годы	2007	2008	2009
Эксплутационный фонд скважин	398	476	583
Действующий фонд скважин	389	432	487
Qж, м3 /сут	6.3	6.1	4.9
Qн, т/сут	3.3	2.9	2.4
Обводненность, %	47.6	52.0	50.6
МПР, сут	557	519	601

Из таблицы видно, что за последние три года отмечается повышение действующего фонда скважин с 2007 по 2009 год с 398 до 583 скважин, эксплутационный фонд скважин увеличился за последние 3 года на 185 скважин.

Средний суточный дебит по жидкости за анализируемый период с 2007 года до 2009 снизился с 6.3 м³ /сут до 4.9 м³ /сут. В 2009 году произошло уменьшение на 1.4 м³ /сут и в 2002 году на 0.2 м³ /сут по сравнению с 2007 годом.

Уменьшение среднесуточного дебита произошло за счет вывода из эксплуатации нерентабельных скважин, а так же за счет вывода из бурения малодебитных скважин.

Анализ среднесуточного дебита по нефти показывает постоянную тенденцию снижения его величины из-за роста обводненности продукции, а так же из-за снижения продуктивности скважин.

За период с 2007 по 2009 года средне суточный дебит по нефти снизился на 0.9т/сут. Время работы скважин между последовательно проводимыми ремонтами называется межремонтным периодом МРП. Он определяется для каждого способа эксплуатации по формуле :

М= (1)

где, Т – суммарное время данного способа эксплуатации скважин за данный период, сут.

Р- количество ремонтов на скважинах данного способа эксплуатации за тот же период.

МРП зависит от многих факторов правильного подбора оборудования, организациями эффективной борьбы с парафином, солеотложениями, постановкой исследовательских и профилактических работ.