Как уже отмечалось ранее, скважины эксплуатируются фонтанным способом. Минимальное давление фонтанирования равно 6,7 МПа. При увеличении содержания воды в добываемой продукции до 60% скважины прекращают фонтанировать. Поэтому на ряде скважин предпринимались попытки организации добычи с применением ЭЦН. При этом наблюдалось практически мгновенное 100% обводнение, добыча составляла всего 12-70 т
Из петриковской залежи отобрано 46т нефти. На данный момент залежь не разрабатывается.
Сбор скважинной продукции и ее транспорт
На Южно-александровском месторождении продукция скважин по трубопроводам (нефтепроводам) Ж114х4,5; 89х4,5; 159х6 мм направляется на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ) типа «Спутник», где осуществляется сбор, замер дебита нефти и ее дальнейший транспорт. От ГЗУ продукция нескольких групповых замерных установок собирается в сборные трубопроводы и направляется на бригадные узлы учета нефти, сборные трубопроводы Ж 219х7, 273х8, 325х8 мм. Бригадный узел учета находится на УПН. В дальнейшем нефть проходит сепарацию. Схема сбора нефти с месторождения изображена на рис.3.4.
Газонасыщенная нефть сепарируется в 2-3 ступени. Нефть поступает в сепаратор, где при давлении 0,30-0,40 Мпа осуществляется первая ступень сепарации. Отделившийся газ, пройдя через буллит осушки (0,20-0,25 Мпа), под собственным давлением подается на газоперерабатывающий завод.
Нефть направляется на концевую сепарационную установку (КСУ), где при давлении 0,01-0,015 Мпа происходит окончательная сепарация, и далее в сырьевые резервуары.
Обводненная нефть из сырьевых резервуаров поступает на установку подготовки нефти. Обезвоженная и обессоленная нефть направляется на горячую ступень и после отделения газа - в товарные резервуары.
Товарная нефть сдается управлению нефтепровода «Дружба». Добытая и отделенная вода используется для закачки в пласт.
Газ, отделившийся на КСУ и горячей ступени сепарации после буллита осушки, поступает на компрессорную станцию и после компримирования по газопроводу Речица-БГПЗ – на газоперерабатывающий завод и используется на собственные нужды (технологические котельные).
На основании проведенного анализа состояния разработки проведено планирование добычи нефти на ближайшие 5 лет по различным вариантам. Два из них рассчитаны традиционным способом в соответствии с действующими нормативными документами, остальные варианты просчитаны на динамической модели.
Расчет первого и второго вариантов технологических показателей разработки сделан на основе фактической работы скважин с учетом рассчитанных скоростей подъема ВНК
В первом варианте среднегодовые дебиты за период 2001-2005 гг. снижаются с 20,2 т/сут до 14,4 т/сут, по жидкости – с 22,0 т/сут до 16,6 т/сут (за счет обводнения интервалов перфорации в скважинах и переводов части скважин на вышележащие интервалы с худшими коллекторскими свойствами).
Обводненность добываемой продукции находится в пределах 8,4-13,3%.
Действующий фонд снижается с 16 до 14 скважин за счет выбытия двух скважин из-за обводнения добываемой продукции и отсутствия в разрезе этих скважин вышележащих продуктивных отложений.
Объем закачки несколько увеличивается в IV квартале 2000 г. и 2001 г. с целью предотвращения возникновения газовой шапки. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой находится на уровне: IV квартал 2000 г. – 160-180%, 2001 г. – снижается со 140% до 100%, 2002-2005 гг. – 100%. Накопленная компенсация растет с 94,2% до 94,9%. Пластовое давление поддерживается на уровне 25,6 МПа.
втором варианте предлагается скв.47 перевести в контрольные с целью решения важнейшей задачи – недопущения образования газовой шапки, с одной стороны, и сохранения начального этапа проявления режима растворенного газа с другой.
В этом варианте годовые уровни отборов нефти в 2001-2005 гг. несколько выше, чем в первом варианте за счет увеличения объемов закачки.
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.