Южно-ягунское месторождение
Cтраница 3
С появлением современных ПЭВМ детально учитываются особенности геологического строения месторождений, что позволяет решать самые сложные вопросы разработки нефтяных месторождений. За 1996 - 1998 гг. созданы и успешно защищены в ЦКР Минэнерго проект разработки Южно-Ягунского месторождения и уточненная технологическая схема Когалымского месторождения. [31]
 |
Блок-схема УМПЛ. [32] |
Так как основной причиной отказов промысловых трубопроводов месторождений ТПП Когалымнефтегаз является коррозия внутренней поверхности трубы, исследования направлены на снижение высокой коррозионной активности транспортируемых жидкостей. Проведены лабораторные эксперименты по определению параметров магнитного поля, максимально снижающих коррозионную активность перекачиваемой жидкости Южно-Ягунского месторождения. [33]
С помощью этих моделей был проведен анализ разработки месторождений и обоснованы варианты совершенствования существующей системы разработки, позволяющие достигнуть и превысить утвержденные КИН по разрабатываемым объектам. В основе полученных результатов лежит метод программируемого заводнения, разработанный В. И. Дзюбой и В. Т. Никитиным и впервые реализованный на Южно-Ягунском месторождении. Суть данного метода заключается в том, что после создания системы заводнения и определения пластовых давлений в нагнетательных скважинах останавливают те из них, в которых пластовое давление превышает некоторое значение Ртах. Возобновление работы остановленных нагнетательных скважин производится при условии снижения в них пластового давления ниже некоторого значения Pmin. При этом все добывающие скважины остаются в работе, если они не выбывают из эксплуатации по другим причинам. Определение значений Ртах и Pmin осуществляется расчетным путем с помощью математической модели разработки нефтяного месторождения таким образом, чтобы при этом обеспечивалась максимальная добыча нефти. [34]
Кроме того, перекачиваемые жидкости содержат в большом количестве бикарбонат-ионы ( 740 - 996 мг / л), что свидетельствует о высокой концентрации растворенного углекислого газа, поскольку поступление ионов НСОз в раствор происходит за счет диссоциации угольной кислоты. В последние годы в сточной воде отмечается присутствие до 0 3 мг-экв / л ионов SO42, что может быть связано с интенсификацией процесса сульфатредукции в заводняемых пластах. В транспортируемых жидкостях Южно-Ягунского месторождения содержание сульфатвосстанавливающих бактерий ( СВБ) составляет в среднем 10 - 106 клеток / мл. С увеличением содержания воды, ионов НСО3, СО2 и СВБ создаются условия для роста аварийности трубопроводов систем нефтесбора и ППД. [35]
Дальнейшее совершенствование математического моделирования нефтяных месторождений Западной Сибири связано с появлением современных ПЭВМ. Это позволило более детально учесть особенности геологического строения месторождений и на этой основе решать более сложные вопросы разработки нефтяных месторождений. За 1996 - 1998 гг. в Башнипинефти под руководством В. Т. Никитина создаются и успешно защищаются в ЦКР Минтопэнерго проект разработки Южно-Ягунского месторождения и уточненная технологическая схема Когалымского месторождения. [36]
При пересчете начальных запасов нефти по месторождениям, находящимся длительное время в эксплуатации, возникает проблема корректного определения коэффициента начальной нефтенасыщенности пластов. В скважинах, вскрывающих разрабатываемые залежи, нефтенасыщенность может быть снижена в процессе вытеснения нефти водой. Для оценки начальной нефтенасыщенности необходимо использовать информацию только по тем скважинам, которые отражают неизмененное состояние пластов. Разбуривание залежей пластов БС10 и БС11 Южно-Ягунского месторождения проводилось поэтапно на отдельных участках площади без уплотнения сетки скважин. [37]
В 1998 г. продолжается применение комплексных систем на опытных участках тех же месторождений. В связи с уменьшением объема работ технологическая эффективность КС незначительно снизилась - получено 923.4 тыс. тонн нефти, при этом удельная технологическая эффективность увеличилась с 2 43 до 2 45 тыс.т. / скв. ПДНС применялись на опытных участках Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений, по ним было получено 11 8 тыс. т дополнительной нефти. Испытания гелеобразующей композиции РВ-ЗП-1 проводились на Южно-Ягунском месторождении, всего было проведено 12 скважино-обработок, технологический эффект составил 10 6 тыс. тонн нефти. [38]
В 1998 г. продолжается применение комплексных систем на опытных участках тех же месторождений. В связи с уменьшением объема работ технологическая эффективность КС незначительно снизилась - получено 923.4 тыс. тонн нефти, при этом удельная технологическая эффективность увеличились с 2 43 до 2 / 15 тис.т. / скв. ПДНС применялись на опытных участках Ватьеганского и Южно-Ягунского месторождений, по ним было получено 11 8 тыс. т дополнительной нефти. Испытания гелеоЬразующей композиции РВ-ЗП-1 проводились на Южно-Ягунском месторождении, всего было проведено 12 скважино-обработок, технологический эффект составил 10 6 тыс. тонн нефти. [39]
Страницы: 1 2 3