Разработка месторождения Кумколь - Дипломная работа

Прогнозные извлекаемые ресурсы нефти Республики оцениваются в 7,8 млрд. тонн (суша), при этом 2\3 их сосредоточены в Западном Казахстане, а прогнозные ресурсы природного газа оцениваются в 7,1 трилл. м3, более 70% которых также сосредоточены в Западном Казахстане. Месторождение Кумколь открыто Производственным геологическим объединением «Южказгеология» в 1984 году. В декабре 1995 года Правительством Республики Казахстан Акционерному обществу «Кумколь-ЛУКОЙЛ» выдана лицензия (серия МГ №296 нефть) для доразведки и добычи углеводородного сырья на площади Контрактного Участка месторождения Кумколь. С этого момента месторождение разрабатывается двумя недропользователями: АО «Харрикейн Кумколь Мунай» и ЗАО «Тургай Петролеум». Месторождение Кумколь находится на юго-востоке Карагандинской области в Улытауском районе, земли которого переданы в долгосрочное пользование Кызылординской области.Эффективные суммарные толщины горизонта изменяются от 0.5 м (скважина 412) до 18.6 м (скважина 1037), в среднем составляет 6.5 м. Эффективные суммарные толщины горизонта изменяются от 0.6 м (скважины 2062 и 2077) до 22.3 м (скважина 1037), в среднем составляя 8.5 м. На дату анализа, на территории месторождения Кумколь пробурено всего 237 скважин; из них: в эксплуатационном добывающем фонде находятся 178 скважин, в нагнетательном фонде - 34 скважины, в наблюдательном - 4 скважины (4р, 1041, 1043, 2194), 10 водозаборных скважин, в наблюдательном техническом водозаборном фонде - 1 скважина (4ВЗ), в консервации - 10 скважин. По объектам разработки распределение фонда скважин по состоянию на 1.11.04 г. следующее: - На I объекте разработки 50 скважин находятся в эксплуатационном добывающем фонде, из них 8 действующие фонтанным способом эксплуатации, в 42 скважинах спущены винтовые насосы. На III объекте разработки 43 добывающих скважин (28 скважин эксплуатируются фонтанным способом эксплуатации, в 13 скважинах спущены винтовые насосы и 2 ШГН), нагнетательный фонд составил 12скважин.Кроме этого в промысловых условиях проводятся лабораторные испытания поступающих для закачки реагентов: определение растворимости ПАВ в воде; изменение поверхностного натяжения на поверхности раздела раствор ПАВ - нефть, определение адсорбции ПАВ на поверхности породы. В соответствии с предложениями института БАШНИПИНЕФТЬ, например, при использовании реагента ОП-10, водовод и скважина промываются (по схеме от КНС) 0,05%-ным раствором с расходом 1000-1200 м3/сут до постоянства концентрации ПАВ и взвешенных частиц в выходящем из скважины потоке. Например, при использовании метода циклической или перемежающейся закачки ПАВ, который заключается в многократном чередовании циклов закачки концентрированного раствора ПАВ и воды, оптимальной может быть технология, предусматривающая наличие на объекте закачки (скважина или КНС) определенного полустационарного парка емкостей для химреагентов, либо складирование поступающих в мелкой таре ПАВ. К наиболее эффективным из них можно отнести следующие: установка на магистральных газопроводах конденсатосборников и дренажных линий для предотвращения загрязнения атмосферы газом, конденсатом, продуктами испарения нефти; своевременный ремонт нефтепроводов, выкидных линий, сточных коллекторов, осевых коллекторов; разработка и внедрение специальных устройств факельного горения, которое снизит выбросы вредных веществ из факелов на 15%; ликвидация земляных нефтехранилищ (очистка замазученных территорий); постоянное совершенствование технологии бурения, добычи, подготовки и транспорта нефти и газа, в соответствии с требованиями охраны окружающей среды. Основные мероприятия по охране почвы: герметизация систем сбора, сепарации, подготовки и транспорта нефти; автоматическое отключение скважин при авариях отсекателями; валовка устья скважин земляным валом на случай разлива нефти; максимальное использование пластовых и промысловых сточных вод для закачки в пласт, для предупреждения излива на рельеф; проводить качественную техническую рекультивацию земель.Залежи юрских горизонтов расположены в интервале глубин 1190 - 1370 м, меловых горизонтов - на глубинах 1065 - 1120 м. По залежам нефти, приуроченным к горизонтам Ю-I-II, положение водонефтяного контакта не изменилось. Характер насыщения пластов по вновь пробуренным скважинам согласуется с принятым на этих участках водонефтяным контактом для Ю-I в пределах абсолютных отметок - 1194-1201 м, для горизонта Ю-II, ВНК в пределах абсолютных отметок - 1192,0-1203,0 м. Для залежей нефти повышенной вязкости, приуроченных к трещинно-поровым карбонатным коллекторам, целесообразна площадная система заводнения. Аварийные перебои в работе ведут с одной стороны к систематическим колебаниям уровня в скважине, активизируя тем самым коррозийные процессы, а с другой стороны - создают дополнительные нагрузки на пласт после пуска насоса, что активизирует процессы пескования с образованием в призабойной зоне песчаной пробки.

Содержание сероводорода - отсутствие;