Файл: Курсовой проект проект мероприятий по реконструкции упсв Бырка ооо лукойлпермь.docx

Вывод: Нефть Альняшского месторождения и Быркинского (Т, Бб2, Тл2б) – тяжелая, нефть Быркинского месторождения (Бш, В3В4) и Талмазовского – утяжелённая.

Нефть Альняшского месторождения – особо высокосернистая, Быркинского и Талмазовского – высокосеристая.
Физико-химические свойства газа

Таблица №2

№ п/п	Параметр	Ед.изм.	Альняшкое месторождение	Быркинское месторождение	Талмазовское месторождение
1	2	3	4	5	6
1	Сероводород	% моль	н/о	0,01	0,11
2	Углекислый газ	% моль	0,98	4,54	0,99
3	Азот + инертные газы	% моль	31,26	33,83	37,2
4	Метан	% моль	37,44	36,42	28,01
5	Этан	% моль	7,39	12,53	13,9
6	Пропан	% моль	12,11	10,59	16,85
7	Изобутан	% моль	3,82	1,35	3,49
8	Бутан	% моль	3,70	2,10	5,12
9	Изопентан	% моль	1,30	0,40	1,66
10	Пентан	% моль	1,28	0,58	1,28
11	Гексан	% моль	0,72	0,26	0,348
12	Газовый фактор	м3/т	15,9	0,198	17,4
13	Плотность газа	кг/м3	1,029	1,158	1,348

---

Вывод: В попутном нефтяном газе Быркинского месторождения содержится значительное количество жирных газов (изобутан, гексан), вызывающих выпадение кристаллогидратов, негативно влияющих на работу оборудования, особенно нефте- и газопроводов.

В попутном нефтяном газе Альняшского месторождения содержится значительное количество азота и диоксида углерода, являющихся провокаторами коррозии оборудования.

В целом попутный нефтяной газ содержит много лёгких углеводородов (метан, пропан), это благоприятствует его транспортировке и использованию на ГКС «Куеда».
Физико-химические свойства пластовой воды

Таблица №3

№ п/п	Показатель	Ед.изм.	Альняшкое месторождение	Быркинское месторождение	Талмазовское месторождение
1	2	3	4	5	5
1	Плотность	кг/м3	1140	1120	1157
2	РН	-	7,58	5,63	5,7
3	КВЧ	мг/л	5	15	-
4	Содержание в воде: сероводорода железа	мг/л	0,1 0,3	67,19 0,25	54,32 0,34
5	Шестикомпонентный состав: Cl SO4 HCO3 Ca Mg Na+К	мг экв/л	0,91 1,81 2,96 3,84 1,09 0,95	2562,88 13,77 4,68 569,25 225,23 1786,90	91383,1 1174,2 297,5 9567,3 2701,9 4865,7

Вывод: В пластовой воде находится большое количество твердых взвешенных частиц, вызывающих повышенный износ оборудования. Наличие значительного количества хлора

---

, угольной кислоты и сернистого газа вызывают коррозию оборудования.

Содержание в пластовой воде солей способствует образованию в тонкодисперсной трудно разрушаемой водонефтяной эмульсии. Снижение количества солей в воде, используемой в системе поддержания пластового давления, позволит уменьшить влияние данного фактора на добычу нефти.

---

2 Технологическая часть

2.1 Анализ современного состояния разработка

Быркинское нефтяное месторождение открыто в 1956 году, в промышленную разработку введено в 1965 г. Промышленная нефтеносность установлена в шести нефтегазоносных комплексах: девонский терригенный (пласты D2g(Д2), D3ps(Д1)), верхнедевонско-турнейский карбонатный (пласт C1t(Т)), визейский терригенный (пласты C1rd(Мл), C1bb(Бб), C1tl(Тл2-б)), верхневизейско-башкирский карбонатный (пласт С2b(Бш)), верейский терригенно-карбонатный (пласт С2vr(В3В4)), каширско-гжельский карбонатный (пласты С2vr(В1), С2ks(К)).

Разработка Быркинского месторождения ведется в соответствии с документом «Технологический проект разработки Быркинского нефтяного месторождения», утвержденным в 2019 г. (протокол ЦКР № 7816 от 13.12.2019). Данной работой выделено шесть объектов разработки – D3ps-D2g(Д), C1t(Т), C1v (Тл-Бб-Мл), С2b(Бш), С2vr(В3В4), C2ks-С2vr(КВ1) [3].

В разработке находятся все шесть эксплуатационных объектов, выделенных действующим проектным документом: D3ps-D2g(Д), C1t(Т), C1v(Тл-Бб-Мл), С2b(Бш), С2vr(В3В4), C2ks-С2vr(КВ1). Все объекты разрабатываются с ППД.

По состоянию на 01.01.2022 г. на месторождении пробурено 253 скважины. Добывающий фонд представлен 158 скважинами, нагнетательный фонд - 44 скважинами (в т.ч. 43 – действующих, 1 – в освоении), 12 скважин ликвидированы, 19 – в консервации, 16 – контрольных. Специальный фонд скважин состоит из 4 скважин, в т.ч. 3 – водозаборных; 1 – поглощающая.



Рисунок 2 – График разработки Быркинского месторождения

Таблица№4 – Состояние запасов нефти на 01.01.2021 г.



Вывод: Быркинское месторождение находится на третьей стадии разработки.

Добыча нефти за 2020 г. составила 182,8 тыс. т (темп отбора 1,2%), добыча жидкости – 1119,4 тыс. т (Рис.3.1.1).

На 01.01.2021 добыто 12503 тыс. т нефти (78,8% от НИЗ) и 44 671 тыс. т жидкости. Текущий КИН – 0,317.

Среднегодовой дебит жидкости по месторождению составит – 25,0 т/сут, нефти – 4,1 т/сут.

2.2 Анализ фонда скважин Быркинского месторождения

По состоянию на 01.01.2022 г. на месторождении пробурено 253 скважины. Добывающий фонд представлен 158 скважинами, нагнетательный фонд - 44 скважинами (в т.ч. 43 – действующих, 1 – в освоении), 12 скважин ликвидированы, 19 – в консервации, 16 – контрольных. Специальный фонд скважин состоит из 4 скважин, в т.ч. 3 – водозаборных; 1 – поглощающая.

---

Рисунок 3 – Фонд скважин Быркинского месторождения

По состоянию на 2022 г. добывающий фонд состовляет 158 скважин. С дебитом жидкости менее 10 т./сут. 98 скважин, 37 скважин работают с дебитом жидкости от 10 до 25 т/сут., 23 скважина более 25т./сут (рисунок 3). Фактическое поступление жидкости на УПСВ «Бырка» на 10.07.2022 г составляет 4440 м3/сут., (872 т/сут. нефти.)

В целом 62 % скважин являются малодебитными.


Рисунок 4 - Дебит скважин Быркинского месторождения

Добывающий фонд скважин обводнен. С обводненностью до 20% работает 45 скважин, от 20% до 50% – 34 скважины, от 50% до 97% - 77 скважин, более 97% - 2 скважины.



Рисунок 5 – Обводненность скважин
Для подъема жидкости используются УШГН типоразмеров: НВ-32 (44 скважины); НВ-38 (19 скважин); НН-32 (2 скважины); НН-44 (48 скважин); НН-57 (14 скважин); НВ1Б-32 (1 скважина); ННБ-44 (1 скважина); УЭЦН типоразмеров: ЭЦН-25 (1 скважина); ЭЦН-30 (1 скважина); ЭЦН-40 (1 скважина); ЭЦН-55 (1 скважина); ЭЦН-60 (5 скважин); ЭЦН-80 (4 скважины); ЭЦН-100 (2 скважины); ЭЦН-125 (3 скважины); ЭЦН-160 (1 скважина); ЭЦН-320 (1 скважина); ЭОВН-12 (1 скважина), ЭОВН-30 (1 скважина); СПР (5 скважин);



Рисунок 6 – Способы добычи

В связи с высокой обводнённостью и наличием нагнетательного фонда скважин на Быркинском месторождении в систему сбора нефти в 1998 году была введены в эксплуатацию установка предварительного сброса воды, которая позволяет сократить затраты на транспортировку нефтяной эмульсии на УППН «Гожан», а также обеспечить пластовой водой нагнетательный фонд.

Назначение УПСВ:

- подготовка нефтяной эмульсии к расслоению путем подачи реагента-деэмульгатора, как правило

- сепарация и обезвоживание нефти с последующей откачкой ее насосами внешней откачки;

- сепарация попутного нефтяного газа от жидкости с последующим использованием

- сброс пластовой воды и ее подготовка для последующей подачи в систему поддержания пластового давления.

---