Нефтяное месторождение Жетыбай

Введение

Многопластовоекрупное нефтегазовое месторожденье Жетыбай было открыто в 1961 году. В промышленную эксплуатацию месторожденье вступило в 1969 году, в соответствии с технологической схемой разработки ВНИИ для IVобъекта, включающегоXI, XII, XIII горизонты; базисный горизонт объекта - XIIи горизонтXIIIрекомендовалось разбуривать по равномерной сетке 600х600 м при трех рядном размещении скважин в блоках шириной 2,4 км.

В 1972 году составлена технологическая схема разработки IIIобъекта (IXб, X горизонты), согласно которой залежи разбуриваются по равномерной сетке 600х600.

В 1974 году ВНИИ составлена технологическая схема разработки нефтегазовых залежейV, VI, VIIIгоризонтов, предусматривающая внутриконтурное нагнетание воды, как и нефтяные, так и в газонефтяные зоны залежей.

В связи с тем, что все проектные документы и решения были утверждены ЦКР Миннефтепрома в разное время и касаются отдельных объектов эксплуатации месторожденья, 1976 г ВНИИ совместно с КазНИПИнефть по заданию Миннефтепрома составлен комплексный проект разработки месторожденья Жетыбай. Этот проект утверждают ЦКР Мин СССР как проектразведки трех объектов(нижних горизонтовXIII, XII,XIII ) и как технологическая схема трех объектов ( Vв+VIа, Vа+Vбгоризонты) разведки, а также выделены четыре возвратных объекта (IV, VIб, IX, XIгоризонты). В проекте предусмотрено бурение скважин по самостоятельной сетке скважин для выделенных шести объектов.

За время, прошедшее после утверждения объекта, выявился ряд дефектов, осложняющих разведку залежей и эксплуатацию скважин. Кроме того, в результате эксплуатационного разбуривания месторождения изменилосьпредставление о характере насыщения пластов флюидами отдельных залежей. Все это побудило постановку вопроса о пере составлении проектного документа. Проект был составлен КазНИПИнефть в 1980 году.

Центральной комиссией по разведке нефтяных месторождений СССР (протокол 845 от 30.01.80) было отмечено, что проект разведки ВНИИ (1976г) не может быть использован для проектирования обустройства и было решено в 1980 году уточнить запасы нефти и газа, 1981 год выполнить работу по обоснованию коэффициентов нефтеотдачи залежей на базе новых представлений о геологическом строении месторождения и, основываясь на этих работах составить новый проект разведки месторождения. Упомянутые работы были выполнены и в 1982 году институтом КазНИПИнефть составлен "Уточненный проект разведки месторождения Жетыбай", согласно которому каждый продуктивный горизонтвыделен в качестве объекта разведки (IIобъектов). Всего для выделенных объектов рассмотрено пять вариантов разведки месторождения в целом.

Совещание в Управлении разведки по рассмотрению этого объекта (протокол от 17.01.84г) отметило, что в представленной работе не приводится сравнение базового варианта свариантами, рассмотренными в проекте. Рассмотренные варианты не обеспечивают вовлечение в разведку всех извлекаемых запасовнефти принятых на баланс ЦКЗ, хотя обеспечивают извлечение запасов, утвержденных ГКЗ СССР(варианты 4 и 5); сроки разбуривания месторождения растянуты (53 года); не рассмотрен также вариант ускоренного разбуривания основных (до30 лет) и опережающего разбуривания основных объектов(VIII, X, XII, XIIIгоризонтов) с продолжительными стабильными уровнями отбора жидкости ; в работе имеют место и другие недостатки, на которые было указано в заключениях экспертизы ВНИИ и Управлении нефтегазодобычи. Решением Управления разведки Миннефтепрома институту КазНИПИнефть поручено доработать представленный проектв соответствии с замечаниями.

Уточненный проект разведки месторождения Жетыбай в соответствии с вышеуказанными замечаниями представлен тремя вариантами: 1 вариант базовый - продолжение разбуривания по проекту ВНИИ (1976г) с общим количеством скважин 1643, в том числе для бурения - 833; 2 и 3 варианты отличаютсяплотностьюсетки скважин для 2 варианта всего 2279, в том числе для бурения - 1519, а для 3 варианта всего 2783, в том числе для бурения - 2023 скважин.

Основные положения и принципы такие как: геологические характеристики залежей, выделение эксплуатационных объектов, общее количество скважин для разведки в рекомендуемых вариантах, а также вопросы предупреждения осложнений в добыче нефти, изложенные в настоящем отчете, аналогично соответствующему материалу рассмотренному 17.01.84 года в Управлении разведки.

К внедрению рекомендован 2 вариант, обеспечивающий стабильную добычу в течение 18 лет и извлечение утвержденных запасов.

I. Геологическая часть I.1. Общие сведения по месторождению

Месторождение Жетыбай расположено в западной части полуострова Мангышлак и по административному подчинению входит в часть Каракиякского района Мангистауской области Республики Казахстан. Ближайшие к месторождению населеннымипунктами являютсяпоселок Жетыбай (1км), районный центр Курык (60 км), город Новый Узень (70 км), город Актау 80 км.

В орфографическом отношении район представляет собой слабобезхолменное обширное плато, плато погружается в юго-западном направлении. Отметки рельефа изменяются от 145 до 170 метров.

Климат района резко континентальный. Атмосферных осадков выпадает до 140 мм в год. Абсолютная максимальная температура воздуха +47*С, абсолютно минимальная -35*С. Среднегодовая температура воздуха +10*С, район характеризуется сильными ветрами и пыльными бурями. Преобладают ветры северо-восточного направления. Глубина промерзания грунта достигает 1 метра.

Промышленная нефтегазоносность месторождения установлена в 1961 году. Добыча нефти из месторождения ведется НГДУ "Жетыбайнефть" производственного объединения "ММГ". Эксплуатационное бурение проводится Жетыбайским управлением буровых работ.

I.2. Стратиграфия

Месторождение Жетыбай приурочено к крупнойантиклинальной складке субширотного простирания. По структурной поверхности 1 юрского горизонта размеры ее 22х6 км при амплитуде поднятия 65 метров. Структура довольно пологая. Углы падения увеличивается с глубиной от 2 30 до 5 .

Глубокими разведочными скважинами на месторождении вскрыта трехкилометровая толица осадочных пород от верхнетриасовогодо четвертичного возраста, из который отложения юрской системы являются промышленно-нефтеносными.

Юрская система представлена нижним, средним и верхним отделами. Отложения юрыхарактеризуются чередованием прослоев песчаников, алеврагитов, глин и аргиллитов общей толщиной 1300 м. Толщина отложений нижней юры 100-120 метров. Среднеюрский отдел состоит из отложений ааленского , байосского и батского ярусов.

В разделе ааленского яруса выделены ХIIIи XIIгоризонты. Общая толщина отложений 165-200 метров.

В байосском ярусе выделены XI, X, IX, VIII, VII горизонты. Обща толщина отложений 335-365 метров.

В батском ярусе выделены VI, V, IV, III продуктивные горизонты. Общая толщина яруса 225 метров.

Верхний отдел состоит из келловейского, оксфордского и кемериджского ярусов. В нижней части келловийского яруса выделяется I и II продуктивные горизонты. Общая толщина верхнего отдела 450-460 метров. В разрезе юрских отложений выделено 13 продуктивныхгоризонтов.

Газовые залежи в I горизонте , нефтяные залежи в IV (пласты 1 и 2), V (б1+б2, в1+в2+в3),VI(б2+б3), VII(1-6,8+9), VIII(а4) , IX(3,4), X, XI(5, 6+7,8,9) и XII горизонтах, а нефтегазовые залежи в II(б1+б2), III(1+2, 3, 4+5,6),V(а),VI(а1+а2,б1), VIII(а1,а2+а3,б1,б2+б3), IX(1+2), XI(1+2+3+4,5) и XIII горизонтах.

Особенности залегания продуктивных горизонтов, характер распространения их залежей по площади, обоснование ВНК и ГНК подробно освещены в отчете КазНИПИнефть за 1980 год "Уточнение строения и емкостно-фильтрационных свойств залежей Н и Г месторождения Жетыбай" В этом параграфе приводится лишь таблица 1, характеризующая строение продуктивных горизонтов по разрезу и площади,таблица 2 регламента о среднихабсолютных отметках ВНК и ГНК.

V ГОРИЗОНТ

V горизонт отделяется от IVглинистым разделом, мощность 5-10 метров. Коэффициент слияния горизонтов равен нулю. В этом горизонте мощность которого составляет 70-75 метров прослеживаются 7 пластов ,объединенные в три пачкиА,Б,В, разделенные выдержанными по мощности глинистыми разделами. ВЫ пачке А выделенодин пласт "а", к которому приурочена нефтегазовая залежь.

В пачке Б выделены два пласта "б1" и "б2", имеющие коэффициенты распространения 0,94-0,98 и слияния - 0,34. К этой пачке приурочена самостоятельная нефтяная залежь.

В пачке В выделено четыре пласта , причем верхние два пласта "в1" и "в2" характеризуются относительно повышенным коэффициентом слияния 0 0,34. К данным пластам приурочена залежь нефти "в1+в2".

Сообщаемость пластов "в2" и "в3"крайне низкая Ксл=0,05. Пласт "в3" фактически изолирован и от нижележащего пласта "в4" (Ксл=0,05). К пласту "в3" приурочена самостоятельная залежь нефти. Нефтяная залежь пласта "в4" выделена условно и оценка запасов по данному пласту не приводилась. Размеры залежей пластов "а", "б1+б2", "в1+в2", "в3" соответственно равны :15,5х4,8км (газовой шапки - 8,4х2,2; Vпор=0,25), 16,8х5км, 14х3,2км, 10,8х1,8км.

Горизонт V раньше подразделялся на три подгоризонта Vа, Vб, Vв. В настоящей работе выделено четыре подгоризонтаVа, Vб, Vв, Vг.Общая его мощность 65-75 метров.

1.Подоризонт Vа расположен почти повсеместно в пределах площади месторождения за исключением незначительной зоны на северном крыле структуры. Литологически он представленпреимущественно монолитными песчаниками, реже с включением одного или двух глинистых прослоев мощностью 1,2 км залегающих в виде линз. В связи с этим подгоризонт расчленяется на 2 или 3 песчаных пластаVа1, Vа2, Vа3, мощность которых изменяется от 0,5 до 16 метров. Однако в большинстве скважин подгоризонт представляет собоймонолитный пласт. Общая мощность горизонта колеблется от 5м до 23 м, и составляет в среднем 9,5 м.

К горизонту приурочена пластовая, сводовая ,нефтегазовая залежь подпираемая краевой водой.

Первоначальное положение ВНК было принято на абсолютной отметке 1750 метров, этаж газоносности нефтегазовой залежи составляет 23 м, а этаж нефтеносности 2,5 м. В пределах внешнего контура нефтеносности (1750м) залежь имеет длину 17,7 км, а ширину до 4,7 км.

Площади газовой, газонефтяной, нефтяной и водонефтяной зон составляет соответственно 4,5%, 26%,50,4%, 19,1% всей площади залежи. Запасы нефти в газонефтяной, нефтяной, водонефтяной зонах составляет 18,7 %, 65,3%, 16%.

Объем занятой нефтью в 4,6 раза превышает объем занятой газом. Подгоризонт Vаотделяется от ниже залегающего подгоризонта Vбвыдержанным по простиранию глинистым разделом мощностью 4,6-22м, средняя мощность которого равна 12,5м.

2.ПодгоризонтVб. Общая мощность изменяется от 5 до 26 м. Он характеризуется очень сложным геологическим строением. К подгоризонту приурочена пластовая, сводовая, нефтяная залежь подпираемая краевой водой. По геофизическим данным скважин ВНК отбивается на абсолютных отметках 1769-1780, на основаны опробовании скважин и данных геофизики были выявленытри зоны с различным положениемВНК.

I зона расположена в западной части структуры с ВНК 1770-1772 м.

II зона находится в центральной части структуры с ВНК 1777-1780 м. Таким образом с запада на восток отмечается наклонное положение ВНК, то есть это с 1770 до 1780 .

Этаж нефтеносностис запада на востокизменяется от 41 до 51 м, в пределах внешнего контура нефтеносности (1770-1780м) залежь подгоризонта Vб имеет длину 16 км, а ширину 4,7 км.

Площади нефтеносной и водо-нефтеносной зон составляютсоответственно 77,4%, 22,6% от площади залежи. Нефтенасыщенная мощностьв нефтяной зоне изменяется от 1,4 м до 20,2 м, а в водо-нефтеносной зоне изменяется от 0 до 14,1 км. Запасы нефти в нефтеносной и водо-нефтеноснойзонах составляют 85,1% и 14,9% .

Подгоризонт Vб отделяет от нижележащего подгоризонтаVв глинистым разделом, мощность 0-26,8м при средней мощности 10,9м.

3.Подгоризонт Vв , в нем отмечаются три глинистых прослоя . Общая мощность подгоризонта Vв при расчленении на три пластасоставляет 12-13м, а при расчленении на 4 пласта колеблется от 18 до 20 м.

На основании результатов опробования скважин и геофизики первоначальноВНКбыл принятна абсолютной отметке 1780 м. В связи с этим этаж газоносностисоставляет 12 м, а этаж нефтеносности равен 17 м в пределах внешнего контуранефтеносности. Нефтегазовая залежь подгоризонта Vв имеет длинну 15,6 км, а ширину 4 км. Площадь нефтегазоносной , нефтяной, газо-нефтеносной и водо-нефтеносной составляют соответственно25,8%, 12%, 5,5%, 56,7% от площади залежи подгоризонта.

Подгоризонт Vв отделен от нижележащего подгоризонта Vг глинистыми разделамимощность от 0 до 18м, средняя мощность которого = 4,1м.

4.Подгоризонт Vг. Первоначальное положение АВНК был принят на абсолютной отметке1780м. Этаж нефтеносностинефтяной залежи подгоризонта составляет 10,9м. В пределах внешнего контура нефтеносности залежь имеет длинну 6,5 км, а ширину 1,2-1,5 км.

Нефтенасыщенная мощностьизменяется от 0 до 10 м. Подгоризонт Vг отделен от нижележащего подгоризонта VIаглинистым разделом мощность. 0-21,6м, а средняя мощность которого равна 9,1 м.

I.3.Тектоника

Месторождение Жетыбай расположено в пределах Южно-Мангышлакского прогиба, характерной особенностью которого является разобщение его зонамипоперечных поднятийна несколько глубоких впадин. На северном борту прогибарасположена Жетыбай-Узеньская и Кокулебайская тектонические ступени, южной границей которых является глубинный разлом , фиксируемый фазой по IIIг отражающему горизонту.

На Жетыбай-Узеньскойтектонической ступенивсе выявленные структуры являются асимметричнымибрахиантиклинальнымискладками с пологими северными и крутыми южными крыльями зауженными западными и более широкими восточными переклиналями. На всех изученных структурахотмечается ундуляция осей. Все структуры являются унаследованными , так- как фиксируется почтиполное совпадение их структурных планов по отдельным горизонтам.

В тектоническом отношении месторождение Жетыбай представляет собой крупную пологую асимметричную брахиантиклинальную структуру, вытянутую в субширотном направлении.

В пределах продуктивной толщи с глубинойувеличиваются углы падения пород на крыльях структуры от 2 30 до 5 30 и уменьшаются ее размеры.

В западной и восточной частях структуры вследствие ундуляция длинной оси выделяются соответственно 1-3 и 2-4 небольших куполка. Детальное изучение строения продуктивных отложений Жетыбайского месторождения, особенностей распределения газа, нефти и воды по площади и разрезу позволяют предположить, что в пределах Жетыбайского поднятия, видимо имеется ряд тектонических нарушений, как продольного так и поперечного направлений.

Предполагаемое тектоническое нарушениеширокого простирания было выявлено в процессе изучения причины изменения положения отметок ВНК по залежи подгоризонтаViб врайоне западной переклинали поднятия. Как следует из геологического профиля на фоне общего подъема сводовой части Жетыбайского поднятия, особенно по верхним горизонтам довольно четко выделяются две поперечные флексуры. Которые как бы делят площадь месторождения на три участка: восточный, основной по размерам, западный и разделяющий их сравнительно узкий , средний.

Ниже по разделу, в XI-XIII горизонтах эти флексуры видимо переходят в разрывные тектонические нарушения.

По данным промысловой геофизики, анализ характера насыщения песчаных пластов и прослоевпесчано-глинистых пачек XI горизонта позволил выявить следующую закономерность: песчаные пласты даже при относительно хорошей коррелируемости на различных участках площади месторождения можно включать залежи нефти самостоятельными ВНК , то есть иногда эти песчаники насыщены водой на более высоких гипсометрических отметках, по сравнению с нефтеносными

Т.О .изучение, геолого-промыслового материала по Жетыбайскому месторождению указывает на возможность наличиятрех малоаплитудных тектонических нарушений - одного продольного и двух поперечных.

Описанные нарушения являются пока только предполагаемыми. Для их более обоснованного подтверждения необходимы дополнительные данные, которые могут быть получены при дальнейшем разбуривании залежей и особенно при проведении гидропрослушивания между скважин расположенными в соседних блоках.

I.4. Коллекторскиесвойства

Емкостно-фильтрационные свойства пластов-коллекторовпродуктивных горизонтов подробно освещены в работе , в которой обосновываютсяметодика определения и принятия величины нижних значений искомых параметров с применением методов математико-статистического анализа.

Пористость пород-коллекторов закономерно убывает от верхних горизонтовк нижним . Самое высокоесреднее значение открютой пористостиопределенное по результатам анализов кернов для коллекторов I горизонта (0,218); самое низкое (0,173-0,175) для XII и XIII горизонтов.

Проницаемостьизменяется от 0,001 мкм2до несколько десятых долей мкм2. В среднемзначение параметра для большинствагоризонтов не превышает 0,1 мкм2 изменяется без какой-либо закономерности. Нижний предел проницаемости для нефтеносных пластов-коллекторов - 0,003 мкм2, для газовых - 0,001 мкм2.

Остаточнаянефтенасыщеность в газоносных пластах изменяется от 0,06 до 0,10. На этом основании газонасыщенность принята с поправкой на указанную величину. Принятые для подсчета запасов начальные коэффициенты нефте и газоносностиприведены в таблице 1.3.

I.4.1. Толщина горизонтов

В результате комплекснойинтерпретацииданных промыслово-геофизических исследований проведено детальное разчленениепродуктивного разреза на горизонты и пласты, определена их стратиграфическаяпривязка, выделены проницаемые пласты-коллекторы , определены величины газо и нефтенасыщенных толщин пластов.Принятые значения толщин по горизонтамприводится в таблице 1.4.

1.4.2. Показатели неоднородности пластов.

Дляхарактеристики геолого-физических свойств пласта и количественной оценкигеологической неоднородности распространены коэффициенты песчанитости, расчлененности и распространенияпластов. В таблице 5 приведены средние величины коэффициентов вариации песчанитости для III, IV, V, VI, VIII, XII, XIII горизонтовсоставляет 30-36% и подтверждают, что по песчанитости указанные горизонты являются более однородными, чем IX иXгоризонты , по которым коэффициенты вариации составляют 59 и 65 %. Наиболее расчлененными являются коллекторы IV, V, VIII, X, XI горизонты, а по степени изменчивости расчлененности более однородными являютсяколлекторы III иIVгоризонтов (W=26-30%). По Степени выдержанности пласты-коллекторы эксплуатационных объектов характеризуются различными значениями коэффициентов распространения и изменяются различными от 0,35 до 1,0.

Наиболее однородными по степени выдержанности являются III, IV, V, VI, VIII, XII, XIII горизонты. Наибольшая изменчивость свойственна пластам VII, IX, X, XI горизонтов.

1.5. Запасы нефти и газа

Со времени последнего утверждения в ГКЗ запасов нефти и газа в 1970 году на месторождении Жетыбай пробурено более 300 скважин, получены новые данные, уточняющие строение залежей, их границы, распределение по нимнефтенасыщенной и газо-насыщенной мощности.

В связи с этим для составления проекта разработки рассматриваемых залежей необходимо было произвести переоценку запасов с учетом данных по вновь пробуренных скважинам по состоянию на 1 января 1976 года.

Прежде всего необходимо отметить, что за время после утверждения запасов на месторождении была открыта еще одна нефтяная залежь, связанная с верхней пачкой IV горизонта. Оценка подсчетных параметров этой залежи для определения содержащихся в ней запасов нефти приведены выше, при изложении геологического строения и характеристики залежей IV горизонта.

Увеличение запасов нефти залежи подгоризонта Vб связано с увеличениемплощади нефтеносности в основном в районе восточной приклинали и юго-восточного крыла, где отметка ВНК , вместо ранее принятой - 1770м, взята по данным скважины 703, равной - 1779м. Площадь залежи увеличилась более чем на 407 км2 (8,5%), кроме того в том районе рядом скважин (709, 737) вскрыта нефтенасыщенная мощность более 20м. Так, что частично увеличение запасов осуществлено и за счет некоторого роста средней нефтенасыщенной мощности.

По залежи подгоризонта Vв наибольшее увеличение запасов нефтипроизошло за счет роста средней нефтенасыщенной мощности. Наибольшие изменения имеются в запасах свободного газа.

В основе роста запасов свободного газа по подгоризонту VIIIа+б лежит увеличение на 40% (6,7км2) площади газоносности и среднего значения газонасыщенной мощности на 0,6м, что составляет 22% от ранее утвержденной.

В целом по месторождению в пределах рассматриваемых горизонтов (IV-XIII), балансовые запасы нефти увеличились на 9,2% (30 млн.т) против утвержденных ГКЗ. Однако следует отметить, что в это число входят запасы нефти залежи IV горизонта (19,3 млн.т), которые в ГКЗ не рассматривались. Таким образом по существу разница состоит 10,7 млн.т или 3,3 %.

Сравнительно наиболее благоприятными условиями обладают залежи подгоризонтов VаиVб, по которым большая часть запасов нефти связана с нефтяной зоной.

Залежь подгоризонта Vв единственная, в которой запасы нефти сосредоточены во всех возможных для нефтегазовых залежей зонах - газонефтяной и водонефтяной, причем в последнем заключена почти половина всех запасов.

За период прошедшей после утверждения запасов нефти и газа (1970-1980гг) получен обширный положительный материал, уточняющий представление о геологическом строении залежей и объемах нефти и газа. Так за указанный период на месторождении пробурено 700 скважин, получены новые данные по опробованию скважин. При рассмотрении в 1980 году проекта разработки данного месторождения представленного институтом КазНИПИнефть Центральная комиссия по разработке обязала институт представить в 1981 году проект кондиции в ГКЗ СССР и подсчет балансовых запасов нефти в месторождении Жетыбай. В ЦКЗ Миннефтепрома институтом КазНИПИнефть была выполнена работа по переоценке балансовых запасов нефти и газа. В начале 1981 года КазНИПИнефть совместно с ВНИИ составили проект кондиции. Балансовые запасы нефти и газа по пластам и месторождению в целом приведены в таблицах 6 и 7.

1.5.1. Физико-химическая характеристика нефтей.

Изучение физических свойств пластовых нефтей было начато с 1968 года. Основной объем исследования был выполнен в наиболее благоприятный для этого период опытной эксплуатации. Следует отметить, чтобольшая часть исследований приходится на 12 горизонт. На каждой из других горизонтов находится значительно меньше экспериментального материала, а наиболее нуждающийся в дополнительном изучениифизико-химических свойств насыщающих пластовых жидкостей и газов V, VI, XI горизонтов.

1.5.2. Свойства пластовой нефти.

В направлении от верхних горизонтовк нижним происходит увеличение давления насыщения, температуры,газонасыщенности (от 85 до 161 м3/т), объемного коэффициента (от 1,25 до 1,41) и уменьшение таких параметров , как плотность нефти ( от 0,77 до 0,7 г/см3), вязкости (от 3,04 до 1 спз).

Одной из особенностей проявившиеся при сопоставлении результатовисследования, глубинных проб нефтей различных горизонтов является относительно постоянная величина превышения давления насыщения на ГНК над его значением в зоне ВНК. Для всех горизонтовнезависимо от этажа нефтеносности, а она составляет 50-60 км/см2.

1.5.3. Свойства дегазированной нефти.

Нефти рассматриваемогокомплекса продуктивных отложений можно условно подразделитьна 2 группы. К первой можно отнестиIV - VI горизонтов с относительно повышенными значениями вязкости( динамическая вязкость при 50*С - 25-30 спз), плотности (0,86-0,87 г/см3) и большим содержанием асфальтено-смолистых компонентов (15-17%).

Ко второй группе относятся нефти VIII-XIII горизонтовс более благоприятной фильтрационной характеристикой. Плотность определяется от 0,833 до 0,850 г/см3, вязкостьпри 50*С от 8 до 12 СПЗ, содержание асфальтно-смолистых веществ не превышает 8-9 %.

Особенности всех рассмотренных нефтейявляется большое содержание высокомолекулярных парафиновых углеводородов(18-25%) , обуславливающих застывание нефти при температурах +28, +34*С. Начало выпадения парафина зафиксировано при температурах в диапазоне 37-48*С.Содержание серы невелико, в среднем 0,2%.

По анализам глубинных проб попутный газ нефтей V-XII горизонтовимеет удельный вес 1,058-1,175 г/л, содержание метана62-67%, углекислый газ 0-1,2%, азота 4,04-10,85%.

1.6. Вывод по геологической части.

Нефти всех горизонтов месторождения Жетыбай близки по своим физико-химическим свойствами относятся по всему типу к легким, малосернистым с высоким содержанием парафинов и смол.

Отличается закономерный характер изменения физико-химических свойств нефтинаправленный в сторонуутяжеления нефтей вверх по разрезу с одновременным увеличениемих вязкости и уменьшения газосодержания. В составе нефти вверх по разрезуувеличивается содержание смол, парафинов и кокса.

На основании комплексного изучения геолого-промысловой характеристикиэксплуатационных объектов месторождения и результатов проектирования его разработки можно сделать следующие выводы:

* В разделе продуктивной толщи вскрыты газовые, нефтегазовые и нефтяныезалежи. В верхней части разреза в основном сосредоточены нефтегазовые залежи, а в нижней части нефтяные.

* На месторождении предполагается наличие одного продольного и двух поперечных малоамплитудных дизъюнинктивных нарушений, характеризуется, видимо в вертикальном положении плоскости сбрасывателя. В целях установления возможно тектонических экранов следует провести гидропрослушивание скважин расположенныхна соседних блоках.

* По степени изученности наилучшим образом охарактеризованы залежи X, XII, XIII горизонтов, находящиеся уже длительное время в эксплуатации. Верхние продуктивные горизонты изучены слабо, эксплуатируеются единичными скважинами.

* Характерной особенностью всех продуктивныхгоризонтов является их низкая проницаемость.

* В нефтегазовых залежах запасы нефти в основном сосредоточены в двух зонах, газонефтяной и водонефтяной - это осложняет условия их извлечения.

II. Технико-технологическая часть II.1. Текущее состояниеразработки месторождения.

В промышленную эксплуатацию месторождение Жетыбай вступило в 1969 году. Действующим проектным документом, согласно которому в настоящее время осуществляется промышленная разработка месторождения, является"Уточненный проект разработкиместорождения Жетыбай", составленный КазНИПИнефть и утвержденный ЦКР МНП в 1984 году. В 1989 году с учетом сложившегося состояния разбуривания объектов КазНИПИнефть было проведено уточнение проектных показателей разработки месторождения на период 1989-2005гг, которые были утверждены ЦКР МНП.

В 1992 году по результатам пробуренных к этому времени 1250 скважин институтом КазНИПИнефть были выполнены работы по изучению и уточнению геологической характеристики продуктивных залежей. Согласно этим исследованиям уточненные величины начальных балансовых запасов нефти составили 333,15 млн.т, что на 33,4 млн.т (9%)меньше принятых в проекте. В настоящее время наряду с принятыми в проекте, при анализе состояния разработки и бурения новых скважин были использованы уточненные запасы нефти и другие геологические параметры, приведенные в указанной работе. Основные геолого-физические параметры продуктивных горизонтов месторождения представлены в таблице II.1.

II.1.1. Анализ показателей разработки месторождения .

Из выделенных на месторождении II объектов эксплуатации в промышленной разработке по запроектированной технологии находятся семь объектов - Vаб, Vв+VI, VIII, IX, X, XII, XIII горизонты.

По состоянию на 1.1.96 год из месторождения отобрано 55,146 млн.т. нефти и 93,937 млн.т. жидкости. Текущая обводненность - 58,2%. Отобрано от утвержденныхизвлекаемых запасов нефти месторождения 38,6%, достигнутая нефтеотдача -15,1% , закачано в пласт воды - 139,7 млн.м3.

Динамика добычи нефти и других показателей разработки нефти за весь период эксплуатации месторождения представлена в таблице II.6. Как видно динамика отборов по месторождению характеризуется двумя периодами роста и падения добычи. Первый период охватывает 1970-1984гг и второй 1984-1995гг. Первыйпериодхарактеризуется достижение максимального уровня годовой добычи нефти 3,8 млн.т., который поддерживаетсядва года (1972 и 1973) с последующей стабилизацией на уровне 3,4-3,5 млн.т. в течение 3 лет.

Анализ показывает, что характер изменения добычи нефти по месторождению в целом за 1 период обусловлен разбуриванием, активной эксплуатацией и последующим истощением, базового и наиболее продуктивного XII горизонта по которому в 1972-1977 гг обеспечивался 50-90% годовых отборов нефти месторождения. Стабилизация добычи в 1974-1976гг на месторождениисвязана с вводом в разработку XIII и отдельных, наиболее продуктивных участков залежей V, VIII, XI горизонтов, что однако не компенсировало дальнейшее снижение добычи по XII горизонту. Начиная с 1977 года добыча нефти на месторождении неуклонно снижается с 3.09 до 1,207 млн.т. в1984 году.

Аналогичные тенденции отмечаются и в динамике добычи жидкости. Однако проявляются они в значительно меньшей степени, стабильный уровень "выдерживается" дольше (6 лет - 1973-1978 года) и амплитуда снижения значительно меньше (43% от максимального), чем по нефти (69%).

Второй период разработки месторождения связан среализацией проектных решений (1984 год) по дальнейшему разбуриваниюи обустройству месторождения и характеризуется ростом добычи нефти, достижением в 1989 году максимального уровня 1,799 млн.т. и стабилизации отборов нефти на уровне 1,717-1,799 млн.т. в течении трех лет (1988-1990 годы) В этот период были введены в разработку Vаб, Vв+VI, IX горизонты и дальнейшее разбуриваниеVIII,X ,XII горизонтов , планомерное обустройство скважин и другие мероприятия по активной эксплуатации месторождения . В результате в первые пять лет после проектного периода (1985-1989гг) проектные показатели месторождения были выполненыс некоторым превышением.

В дальнейшем начиная с 1991 года по месторождению наблюдается монотонное снижение добычи нефти с ежегодным темпом падения13-21%. Снижается также и отбор жидкости, причем настолько, насколько и нефть - в 2,7 раза за 1991-1995 годы при практически неизменной обводненности 55-58%, смотрите таблицу II.6.

Указанным выше периодам соответствуети динамика бурения скважин. Как отмечено выше, месторождение характеризуетсядвумя периодами активного разбуривания. В начальный период 1970-1980 годы при темпах бурения 55-80 скв/год были введены в разработку XIII, XII, X, VIII горизонты. Во второй половине - 1986-1990 годы темп бурения достигает 117 скв/год, в 1988 и начиная с 1990 года, снижается до38-8 скважинв 1994-1995 годы. Отметим, что одной из основных технологических причин снижения добычи нефти не месторождении является недобор необходимых объемов жидкости.

В последние годы особенно усиливается отрицательное влияние технической необеспеченности НГДУ , что отражается прежде всего на состоянии фонда скважин. Коэффициент использования добывающего фонда в 1995 годусоставил 0,65 при колебаниях по объектам 0,58(XII) - 0,79 (VI), нагнетательного- 0,71 (0.68-0.79). Коэффициент эксплуатациискважин добывающего фонда в 1995 году составил0,84 при колебаниях0,76 (X) - 0,78 (V), нагнетательного - 0,85 (0,84-0,95).

II.1.2. Характеристика фонда скважин и степени разбуривания объектов.

Месторождение характеризуется двумя периодами активного разбуривания. В начальный период 1970-1980гг при темпах бурения 55-80 скв/г были введены в разработку XIII, XII, X, VIII горизонты. Второй период 1986-1990гг связан с внедрением решений проекта (1984г) - вводом в разработки Vаб, V+VI, Ixг горизонтов и дальнейшим разбуриваниемXII, X горизонтов. Темп бурения достиг в 1988 году 117 скважин. Начиная с 1990 года темпы бурения снижаются до 38-8 скважин в 1994-1995гг.

На месторождении по состоянии на 1.1.1996 год пробурено всего 1492 скважин, в том числе в качестве добывающих - 1281 и нагнетательных - 211. За время разработки месторождения из добывающего и нагнетательного фонда ликвидировано 183 скважин. Определено в контрольные и другие категории 55 скважин. Из числа последних ликвидировано 17 скважин.

На 1.1.1996 год эксплуатационный фонд месторождения составляет 1241 скважин, в том числе 923 добывающих и 318 нагнетательных. Фонд совместил эксплуатирующих два горизонта- 39 добывающих и 4 нагнетательных скважины. Действующий фонд добывающих скважин - 654, нагнетательных - 230. Эффективность использования фонда этих скважин в целом за 1995 годниже нормативных и составляют 65 и 70% соответственно. Также и коэффициент эксплуатации - 0,84 и 0,85.

Характеристика структуры фонда скважин по горизонтам и в целом по месторождению представлена в таблице 2.2. Как видно наибольшее количество скважин приходится на разрабатываемые продолжительное время 5 объектов - XIII, XII, X, VIII, V горизонты, где пробурено 82% из всего фонда. Движение фонда в процессе эксплуатации также происходит в основе между этими горизонтами. К настоящему времени общий эксплуатационный фонд по этим горизонтам составляет 75% (928 скв=675 доб+253 нагн) фонда месторождения. Отработано по ним 1824 скважино-объектов(1440д+424н) при общем количестве по месторождению- 2325. С учетом жеVI, IX горизонтов, введенных в эксплуатацию в последние годы, пробуренный фонд на промышленно разрабатываемых горизонтах месторождения составляет 1457 (98%) скважин. Отработано по ним 2188 скважино-объектов или 94% от общего их количества.

Возвратный фонд скважин. Движение фонда на месторождении характеризуется достаточно большим количеством скважин , используемых как возвратные на вышележащих горизонтах. Так, при пробуренном добывающем фонде 1281 физических скважин использовано (отработано) 1827 скважино-объектов.Отношение составляет 1:1,42. Аналогично, хотя в значительно меньшей степени, и по нагнетательному фонду: пробурено ( с учетом отработки на нефть ) 460, использовано - 498 скважино-объектов. Как видно многопластовый характер строения месторождения благоприятствуетэффективному использованию существенного фонда.

Максимальное количество скважин, переведенных из других объектов, использовано на V, VIII, X, XI горизонтах, по которым общее количество составило 382 единицы или 71% всего "возвратного" фондадобывающих скважин. Доля возвратных скважин в добывающем фонде по горизонтам колеблется в пределах26(VIII) - 82(XI)%.

Половина нагнетательного фонда месторождения- 249 скважин переведены из добывающего фонда, то есть отработано в качестве временно добывающих. Наибольшее их количество реализовано на VIII(66), X(66), XII(67) горизонтах.

Выбытие скважин. Анализ динамики выбытия скважин по разрабатываемым горизонтам подтверждает характерную зависимость накопленного количества выбывшего фонда от степени выработки запасов . Так, наибольший процент выбывшего фонда по XIII(77%) и XII(76%) горизонтам являетсязакономерным и отражает степень выработки этих объектов, которая достигла нефтеотдачи 41% или 90% извлекаемых запасов.

Надо отметить, что анализируемый фонд выбывших скважин включает:

1.фонд скважин, выбывших по технологическим причинам вследствие выработанностизапасов;

2.фонд скважин, выбывшихвследствие ликвидации.

Анализ показывает, что первые составляю основную часть скважин выведенных из добывающего фонда(80% или 610 скважино-объектов). В нагнетательном же фонде наблюдается обратное : доля первых составляет 30 а ликвидированных 70%.

Приведенные данные свидетельствуют о том, что срок службы скважин, особенно нагнетательных, меньше срока выработки запасов нефти, приходящихся на эти скважины.

Характеристика фонда ликвидированных скважин. Количество ликвидированных скважин с начала выработки месторождения составило 200 скважин, в том числе их добывающего фонда107, из нагнетательного - 93 .Всего из ликвидированного фонда (из195=105д+90н) скважин добыто 9169,2 тыс.т. нефти или47тыс.т. нефти на одну скважину. В том числе по 90 скважинам , ликвидированные как нагнетательные, добыто 3090 тыс.т. нефти и закачано 58210 тыс.м3 воды. Распределение скважин по принципам ликвидации представлено в таблице 5.1.Как видно, основными причинами ликвидации скважин является коррозия и авария подземного оборудования. На долю этих причин приходится 84% ликвидированного фонда.

Характерно, что ликвидация скважин в нагнетательном фонде приходит значительно большей интенсивностью по сравнению с добывающим. Так, например, доля ликвидированных по этим категориям соответственно составили 23 и 9%. В силу специфики работы (закачка морской и сточной вод) указанные выше причины обуславливают сокращение срока службы прежде всего нагнетательных скважин.

Анализ показал также, что активная интенсивность выбытияскважин характерно также и малодебитномудобывающему фонду, что связано со сложными условиями эксплуатации и технического обслуживаниянизко дебитных скважин (большие глубины, способ ШГН, отложение солей и парафина, замерзание выкидных линий, частые авариии проведение подземных и капитальных ремонтов).

Характеристика продуктивности скважин. Распределение фонда скважинпо дебитамв динамике за 1990-1996гг в целом по месторождению представлено в таблице 2.3., где приводятся также средние величины дебитов по действующему фонду скважин. Кроме того в таблице 2.4 и 2.5 приводятся распределения фонда по дебитам и приемистости для основных горизонтов месторождения на 1.1.96 год.

Надо отметить, что реализуемые на месторождении уровни отбора жидкости из скважин -довольно низкие. Так по таблице 2.3 около 90% фондахарактеризуется дебитами жидкости до 10 т/сутки. По состоянию на 1.1.96 год среднее значение текущих дебитов скважин составило 3т/сутки по нефти и 7,5 т/сутки по жидкости.

Количество скважин с дебитами нефти до 5 т/сутки, которых принято называтьмалодебитным фондом (МДФ), составляет 609 ед. или 93% всего фонда. Из низ 1/3 часть фонда составляют скважины с дебитами нефти менее 1 т/сутки. По основным горизонтам месторождения доля малодебитного фонда изменяется от 80 (Vв+VI) до93% (VIII). Более высокие дебиты скважин по нефти 4,2-4,7 т/сутки наблюдаются по Vаб и Vв+VI горизонтам. По остальным горизонтам средние значения текущих дебитов не превышают 3,4 т/сутки.

Анализ динамики дебитов и изменения структуры фонда в процессе разработки месторождения за 1990-1995 годы показывает (таблица2.3), что характерным в изменениях фонда является неуклонное увеличение количества скважин с дебитами нефти до 5 т/сутки. Так начиная с 1990 года происходит уменьшение фонда скважин с дебитами нефти выше 20 т/сутки, то есть высокодебитной части фонда , связанное прежде всего с процессом обводнения, который сопровождается рядом осложнений, снижающих начальную продуктивность. В результате чего происходит смещение средних дебитов в сторону уменьшения. Таким образом, на уменьшение средних дебитов доминирующее влияние оказывает рост малодебитного фонда ( его доли в общем фонде). Это явление, наблюдаемое в течение многихлетстало типичным для месторождения.

II.1.3. Изменение свойств нефти и состава газа в процессе разработки.

По месторождению Жетыбай обобщение накопленного материала по исследованию нефтей выполнено в 1991 году и были получены по состоянию на 01,01,91 год свойства нефти и свойств газа по горизонтам, рассчитаны компонентныесоставы пластовой нефтии газовые факторы по ступеням операции. Сравнение их с первоначальной характеристикой нефтисвидетельствовало об изменении свойств нефти по основнымнарабатываемым горизонтам, которое появилось в снижении давления, насыщения и газосодержания, увеличении плотности и вязкости. Это объясняется несколькими причинами .Во-первых, частичным загазированием нефти в периоде разработки месторождения на естественномрежиме с запаздыванием ввода системы ППД. После активизации закачки воды и прогрессирующего обводнения начали проявлять себя другие процессы, обусловившие изменение свойств пластовых флюидов. Так,при контакте нефти с закачиваемой водой происходит процесс растворениялегких компонентов нефти в воде и окисление нефти внесенным в пласт с закачиваемой водой кислородом. Все это приводит к утяжелению нефти и снижению газонасыщенности.

Для контроля за свойствами пластовых нефтей предполагался отбор и исследование глубинных проб нефти 8-10 скважин ежегодно, но за последние три года ЦНИПРа отбор глубинных проб нефти не производится по ряду причин. Первая причинаобусловлена прогрессирующим обводнением скважин, а для отбора кондиционных глубинных проб обводнение не должно превышать 20%. Вторая причина связана с интенсивным отложением асфальто-смолистых веществ и парафинов в стволе скважины и отсутствием прохода для глубинных пробоотборников. На таких скважинах требуется большая работа по подготовке их к исследованию, а она не проводитсячаще всего из-за отсутствия технических и людских резервов.

Известно, что исследования дегазированных проб дают представления о происходящих изменениях свойств нефти. В частности, по ним можно судить о процессе окисления нефти , проявляющемся в увеличении содержания асфальтно-смолистых веществ и ухудшения вязкостно-плотностной характеристики, что в свою очередь окажет влияние на фильтрационные свойства нефти. Поэтому недостаток информации о свойствах пластовых нефтей старались компенсировать значительным объемом исследовании проб дегазированных нефтей, для чего были обобщенны результаты исследований, полученные за последние три года. Анализ этих данных показывает, что по многим скважинам параметры дегазированной нефти укладываются в диапазоны их изменения в пределах горизонта, принятые в процессе разработки, но есть скважины с явно ухудшенными свойствами. К ним относятся: скважины 2352 и 2367 VI горизонта, 1002, 1127, 1318 - VIII горизонта, 2523, 2556, 2637, - IX горизонта, 813 - X горизонта.

Значения вязкости по этим скважинам значительно превышают средние по горизонтам, что указывает на то, что в районе этих скважин следует ожидать ухудшенные фильтрационные свойства нефти.

Свойства нефти по разрезу месторождения Жетыбай неоднородны, а такой параметр как содержание асфальто-смолистых веществ меняется в пределах месторождения более, чем в два раза. Учитывая важность этого параметраи сложность его определения, в последние годы была выполнена научно-исследовательская работапо определению связи оптической плотности нефтей с содержание асфальтно-смолистых веществ.

Рабочие газовые факторы. Одним из основных параметров, определяющихфизико-химические показатели пластовой нефти является газосодержание. Газосодержание - это максимальное содержание газа, которое выделяется из пластовой нефти при однократном разгазировании при изменении термобарических условийот пластовых до стандартных (t=20*С, 0,101325 МПа).Разгазирование пластовой нефтипутем последовательного снижения давления насыщения и периодического отводагаза из пластовой системы (дифференциальное разгазирование) приводитк неполному выделению газа из нефти . Газосодержание при этом получается больше, чем при однократном разгазировании. Это связано с те, что в первую очередь из нефти выделяются более легкие углеводородные компоненты, а растворимость оставшегося более жирного газа и нефти соответственно увеличивается. Таким образом ,характер разгазирования и объем выделяющегося при этом газа определяются химическим составом пластовой системыи условиями разгазирования. Количество газа, выделяющегося из пластовой нефти при ступенчатой сепарации, как правило, 10-15% ниже, чем при однократном разгазировании.

Были рассчитаны рабочие газовые факторы. Врасчетахучтены число ступеней сепарации и термобарические условия на них,соответствующие фактическим на месторождении Жетыбай. Результаты расчета по состоянию на 01,01,95 год приведены в таблице5.0.

Как видим из таблицы, газовые факторы по горизонтам существенноразнятся . Поэтому совершенно недопустимо при расчете объема добываемого газа для всех горизонтов пользоваться средним газовым фактором.

II.2. Анализ состояния разработки эксплуатационного объекта v горизонта месторождения Жетыбай

На месторождении в активной разработке находятся семь объектов - Vаб, Vв+VI, VIII, IX, X, XII, XIIIгоризонты . Объекты введенывразработку в разное время и находятся в разных стадиях. Горизонты XII и XIIIнаходятся на поздней стадии разработки, а Vd+VI, IX- в начальной стадии разработки . Состояние разработки по основным объектам , обеспечивающим 95% добычи нефти, характеризуется следующим образом.

Vаб горизонт.До 1984 года объект эксплуатировался небольшим количеством скважин, расположенных на западной и восточной частях залежи. Активная разработка объекта началасьв связи с внедрением решений проекта и рекомендации авторского надзора . Разбуривание Vаб горизонта началось раньше (с1985 года), чем по проекту (1991 год). К настоящему времени наиболее продуктивные западная и восточная части залежи, содержание основные запасы (75%) разбурены.

На 1.1.96 годпо объекту реализовано бурение 54% проектного фонда. С начала разработки добыто 5,91 млн.т. нефти и 11,228 млн.т.жидкости. Текущая обводненность - 68,2%. Коэффициент нефтеотдачи - 0,172. Отработано 7,3 % от начальных извлекаемых запасов . Закачано в пласт 21,4 млн.м3 воды. Накопленная компенсация отбора закачкой - 155%. Текущее пластовое давление - 19,9 МПа при начальном 19,1.

Vаб горизонт является одним из объектов, н а которых впервые начали фактически с начала разработки применять площадную системузаводнения по 9-ти точечной схеме, что позволило обеспечить темпы отбора 406% понефти и 6-8%по жидкости, а также восстановить пластовое давление доначального и выше.

Динамика показателей разработки Vаб горизонта в сравнении с проектным представлены в таблице 2.1.. Как видно, по горизонту в 1985-1989 годах наблюдается интенсивный рост отборов, когда годовая добыча нефти увеличилась почти в три раза , составив 604 тыс.т. в 1989 году. Затем с 1990 года по горизонту, как и в челомпо месторождению, начинается неуклонноеснижение добычи нефти. Темпы падения нефти за 1991-1995 года составили 13-15 %,жидкости - 15024% в год.

Для выявления причин снижения был проведен анализ по группам скважин , обеспечивающимосновную добычу, который показал, что в 1990 году снижение добычи происходило в основном по нефтииз-за обводнения, а в последующие годыснижение отборовпроисходит как по нефти , так и по жидкости. Последнее прослеживается в целом и по динамикедебитов скважин (таблица 2.1.). Так если дебиты скважин по жидкости до 1990 года увеличились до 28,6 т/сутки, то после 1990 года наблюдаетсяпостоянное снижение до 13,2 т/сутки, затем происходит неуклонное снижение до 4,2 т/сутки.

Как уже отметили, наиболее разработанные участки объекта приурочены к западной и восточной части залежи, где сосредоточены 3/4 от общих запасов нефти Vаб горизонта. Эти участки характеризуютсянаиболееблагоприятнымигеолого-физическими условиями. На остальной (центрально) части залежи Vаб горизонта характерна низкая продуктивность пластов, в связи с тем, что здесь залежь Vагоризонта имеет газовую шапку, а залежь Vб представлена слабопроницаемыми пластами-коллекторамис небольшими толщинами от 2,5 до 8 метров. Здесь расположены82 добывающих и 24 нагнетательных скважин. С текущими дебитами нефти менее 5 т/сутки (МДФ) на этом участке работаю более 80% фонда скважин. На этой части залежи отработано 1,05 млн.т. нефти. Текущая нефтеотдача ~9%, или 21% от НИЗ.

Для повышения нефтеотдачина Vаб горизонте в 1988 году был запроектирован метод закачки ПАВ на опытном участке. Технологическая схема на применениеметода была составлена КазНИПИнефть совместно с НПО "Союзнефтеотдача" в 1988 году . Опытно- промышленное испытаниеметода на месторождении проводилось в июле - августе1989 года. В 5 нагнетательных скважин Vаб горизонта было закачано 66,2 тыс.м3 водного раствора ПАВ в том числе 350 тонн композиции АФ-12+ДС-РАС. На одинметр эффективной толщины пласта закачано 5.2 тонны композиции.

Промышленное применение метода осуществили на втором участке за 12.1990 - 1.1991 года. Закачку осуществили в 5 нагнетательные скважины Vаб горизонта - 506,1449,1451, 1946, 1958, а также в скважинах 2231, 2240 (Vв+VI) и 2532 (IX). Было закачано 241 тонны композиции ПАВ (155 тонн АФ 12 и 86 тонн ДС-РАС) и 56,9 тыс.м3 водного расствора при концентрации 0,43%. Всего по двум участкам, в 13 нагнетательные скважины было закачано 591 тонны композиции ПАВ, в том числе 405 тонн неонола АФ-12 и 186 тонн ДС-РАС. Обработано и закачано в пласты 123,1 тыс.м3 морской воды.

Как показали результаты анализа , по 1 участку эффект от закачки ПАВ проявился только в течение 1991 года и составил 29,6 тысяч тонн. По 2 участку эффект от закачки по отдельным скважинам продолжался и в 1992 году и в целом составил 26,7 тысяч тонн нефти. Общая дополнительная добыча нефти от применения метода составила 56,1 тысяч тонн, удельный технологический эффект 95 тысяч тонн.

II.2.1.Энергетическое состояние Vгоризонта.

Энергетический режим работы продуктивных залежей месторождения Жетыбай в естественныхусловиях являются смешанными. Гидродинамическая связь продуктивных залежей с законтурнойобластью проявляется достаточно слабо, за исключением XIII горизонта, имеющего обширную водяную область. Поэтому для обеспечения промышленных темпов отбора по всем горизонтам месторождения, кроме XIIIгоризонта, была запроектирована внутриконтурная система заводнения.Ниже дается краткая характеристикаэнергетического состояния продуктивного горизонта.

Vаб горизонт. Пластовое давление в зонах по объекту снизилось значительнопо отдельнымзамерам(3-5 скважин) фиксируется до 16,5-16,9 МПа на 1983 - 1984 года при начальном - 19,1 МПа. После активного разбуривания и внедрения системы ППД с 1986 - 1987 годов происходит интенсивное увеличение пластового давления , котороедостигло начального значения в 1990 году. Текущее Рпл составляет 19,9 МПа , что выше начального на 0,8 МПа.

Надо отметить, чтоVаб горизонт является одним из объектов ( кроме Vв + VI), на которых впервые начали применяться регулярная площадная система заводненияпо девяти точечной схеме. Внедрение этой системы ППД с начала реализации проектапозволило обеспечить достаточно высокие темпы отбора, а также восстановить пластовое давление до начального уровня и выше.

Забойные давления по горизонту за последние годы ( 1990 - 1994 года ) колеблется на уровне 12,6 - 13,3 МПа,что соответствует проектным величинам. Проектный уровень забойного давления в среднем 12 МПа ( текущее Р нас). Начальное давление насыщения - 14,6 МПа. В энергетическом плане горизонтразрабатывается в соответствии с проектом. Дляобеспечения проектных сборов прежде всего требуется работа по улучшению состояния фонда добывающих и нагнетательных скважин.

Система ППДна месторождении применяется с 1973 года ( X, XIIгоризонты). В настоящее время с применением внутриконтурного заводнения разрабатываются шестьобъектов эксплуатации - Vаб, Vв+VI, VIII, IX, X, XII горизонты. По указанным шести горизонтам обеспечивается 93 % текущей добычи нефти месторождения.

Текущий уровень годовой закачки воды - 7,31 млн.м3. Средняя приемистость скважин - 105 м3/сутки при колебаниях по горизонтам от 81 (IX) до 131 Vаб) м3/сутки. Накопленная компенсация отбора закачкой - 110 %,текущая за 1994 год - 364 %. Текущее пластовое давлениепо горизонтам составляет 19.8 (Vв+VI) - 23.9 (XIII) МПа. Изменение пластового давления с начала разработки по горизонтам представлено в таблице 1.9.

Приведенная выше характеристика текущего состоянияразработки месторождения показывает , что из-за технических причин в оборудовании нагнетательного фонда, отсутствия качественных исследований по определению местаи количества утечки воды ( расходометрия, термометрия и ГИС), а также возможного утока закачиваемой водыза контуримеет место несоответствие объемов отобранной из пластов жидкости и закачки воды по данным НГДУ.

За 1995 год по указанным горизонтамдобыча жидкости в пластовыхусловиях составила от 0,123 (IX) до 0,628 (Vаб) млн.м3 , а в сумме - 1,854 млн.м3. Объем эффективной закачки при этом составил 1,85 млн.м3 приколебаниях по горизонтам 0,13-0,619 млн.м3. Потери в закачке в целомпо месторождению составили 6,32 млн.м3 или 74% общего объема закачки , то есть на вытеснение нефти расходуется только26%закачиваемой воды. Максимальные потери при этом наблюдаются в абсолютном значении по Vаб-1,513, VIII - 1,241, X - 1,013 млн.м3, что составляют 70-80 % от общей закачки к этим горизонтам. В процентном соотношении максимальная доля потерь закачиваемой воды приходится по горизонтам VIII - X по 79 % при проектной величине потерь 30 %.

Были рассчитаны также и текущие величины утока воды за контур по горизонтам. Оценки показали, что количество утока воды небольшое и отмечается по Vаб и VI горизонтам . Наиболее заметная доля утока воды за контур оцениваетсяпо Vаб горизонту около 5% от общего объема закачки воды за 1995 год, что составляет 7 % от объема потерь по горизонту. Смотрите таблицу 1.10.

Таким образом потери закачиваемой воды значительные. Общие потери закачиваемой воды превышают проектную величину в 2,7 раза, из-за потерь на поверхности и утечки закачиваемой воды в непродуктивные пласты.

Для сохранения потерь закачкипрежде всего необходимо определить источников потерь и произвести комплекс исследовательских работ. Для этого нужно во-первых, обеспечить точные замеры и учет закачиваемой воды. Во-вторых, нужно произвести комплекс ГИС по определению местаи количества воды в непродуктивные интервалы, а также выяснить, какой вид (или комплекс) ГИС наиболее информативен в этом плане.Все эти рекомендации по контролю за работойсистемы ППД и техническим состоянием фонда должны быть учтены изапланированы НГДУ в проводимых мероприятиях.

II.2.2.Выполнение проектных решений разработки месторождения.

В данном разделе рассматривается состояние выполнения проектных решений по системе разработки месторождения с точки зрения оценкистепени реализациизапроектированной технологии, соответствия фактических показателей разработки проектным и выявленияосновных причин их расхождения.

Основными элементами технологии разработки являются: разработка выделенных объектов самостоятельной сеткой скважин, плотность и схема размещения скважин, вид воздействия и режимы работы добывающих и нагнетательных скважин.

Анализсостояния разработки показывает, что все выделенные объекты эксплуатации в настоящее время разрабатываются самостоятельной сеткой скважин согласно проектным решениям. Исключения составляют Vаб и Vа+VI горизонты, на которых имеются 32 добывающихи 3 нагнетательные скважины, совместно эксплуатирующие некоторые пласты (Vб, Vв) этих горизонтов.Совместная эксплуатация этих объектов обусловлена неоднородностью геологического строения залежей, различным сочетанием пластов (Vа,б,в, VIа,б) , характером их насыщения на отдельных участках залежей и являются обоснованными, исходя из технологических и экономических позиций и рекомендаций авторского надзора.

Системазаводнения.По всем основным разрабатываемым объектам месторождения осуществляемые системы заводнения по схеме размещениясоответствуют проекту. Несоответствие сетки отдельных участков отмечается за счет выбытия и возвратных скважин и нижних горизонтов и обусловлено технологически.

Анализ показывает, что ан отдельных участках разрабатываемых объектов, приуроченных к приконтурным зонами зонам с низко продуктивными коллекторами (НПК), а также к газонефтяным зонам (ГНЗ), наблюдаетсяразрежение сетки за счет недоразбуренностипроектного фонда скважин( например, на западной части ВНЗ Vаб, III горизонтов, на участках ГНЗ Vаб, IX, в зонах НПК вост. Части VIII, на участках ВНЗ и НПК X горизонта). Анализ результатов буренияскважин на этих участках показывает, что добывающие скважины в при контурных зонах целесообразно бурить в начале разработки этих зон.В дальнейшем, при достаточных темпах разработки и активности контурных вод бурение добывающих скважин в этих зонах могут быть нерентабельным из-за обводнения, а бурение нагнетательных скважин может быть отменено.

В ГНЗ и зонах НПК бурение скважин должно осуществляться согласно проекту с реализацией проектных давлений нагнетания 17 МПа.

Осуществляемая система заводненияпо соотношению количества добывающих и нагнетательных скважин, а также и по плотности сетки в целом соответствует проектным .

Плотность сетки. Согласно проведенному анализу по основным объектам месторождения фактическая плотность сетки скважинв разбуренной части залежи соответствует проектной величинеи изменяется от 15(VIII) до 20 га (IX) на скважину.

Режим работы скважин. Пластовое давление по всем объектамподдерживается на уровне проектных, в том числе по залежам Vаб, Vв+VIгоризонтовтекущее пластовое давление на уровне и выше начального. По остальным горизонтам текущее пластовое давление ниже на 0,8 (VIII) - 1,7 (X), VIIIа(3-7 % от начального). При этом динамика пластового давленияпо Vабгоризонту носит растущий характер, по всем остальным - стабилизировалось за весь послепроектный периодна одном уровне.

Забойные давления в добывающих скважинах в течение последних 10 лет на уровне проектных по V, XII горизонтам. По XIII горизонту забойное давление выше проектногона 2,7-5,3 МПа , по другим горизонтам (VIII-X)ниже проектных на 1,0-4,0 МПа . С моментом снижение текущего давления насыщения по этим горизонтам на2,4-5,0 МПаи составляющего 12,4-18,0 МПа ( против принятых в проекте 14,8-20,0 МПа ) отличиемежду фактическими и проектными забойными давлениями по VIII-X горизонтам приближается к проектному. С учетом текущего давлениянасыщения рекомендуемые уровни забойного давления по горизонту составляет: Vаб - 10,8 - 12,4; Vв, VIаб - 11,1-13,9.

Дебиты нефтяных скважин по горизонтам монотонно снижаютсяи в целом по месторождения за последние 5 лет (1990-1995 года) снизились с 7,4 до 3,6 тонн/сутки, то есть в 2 раза. Дебиты жидкости уменьшились также в 2 раза(с 16,5 до 8,7 тонн/сутки). Надо отметить, что существующие уровни отбора жидкости из скважин ниже возможностей работы пласта. Снижение дебитов, как показывает анализ связано в основном со снижением продуктивности скважин и несоблюдении техники и технологиидобычи нефти.

Давление нагнетания. Согласно анализу динамика давлениянагнетания по всем горизонтам снижается с 12 МПа в 1989 году до 10,1 МПа в1995 году при проектных 15-17 МПа . Как видно, проектные давления нагнетанияне реализованы - фактически давление нагнетания меньше проектных на 5-7 МПа. Приемистость нагнетательных скважин монотонно уменьшается и в целом по месторождению за последние 7 лет ( 1988-1995 года) снизились в 2 раза: с 225 до 105 м3/сутки.

Таким образом, технология заводнения на месторождении осуществляется в недостаточной степени- не реализована еще согласно проекту единая и стабильно действующая система заводнения. Требования проекта разработки подавлению нагнетания не выполняются , фактическое давление нагнетания (9-11 МПа) не достаточно для эффективного воздействия и вовлечения запасов в разработку зон с НПК. Недостаточно проводятся ремонтно-профилактические работы по поддержанию и стабилизации технологических режимов работы нагнетательных скважин и работоспособности фонда в целом.

Сравнениепроектных и фактических показателей разработки за последние 10 лет за 1986-1995 года по месторождению в целом и по объектам (горизонтам) приводится в таблице 2,2,1,-2,2,12, и на рисунке 2,2,1,-2,2,15,

Как видно, на 01,01,96 год из месторождения добыто нефти 55,146 миллионов тонн при проектной 59,59 и жидкости 93,937 миллионов тонн ( по проекту 107,5). Отобрано 120 % извлекаемыхзапасов нефти месторождения. Текущий коэффициент нефтеотдачи 15% ( по проекту 16,2 ). Закачано водыв пласт 139,669 миллионов м3 (по проекту 124,229 ). Компенсация отборов закачкой с начала разработки - 109 %. Фонд добывающих скважин составляет 923 единицы; в том числе 654 действующих. 267 в бездействии. Нагнетательный фонд составляет 318 скважин, в том числе 230 действующих.

Сравнение динамики добычи с начала реализации проекта показывает, что фактическая добыча нефти по месторождению в первые 5 лет после проекта - 1984-1986 года соответствует проектной величинес некоторым превышением, а в 1989 году фактические и проектные уровни добычи нефтивыравниваются. Затем, начиная с 1990 года происходит постепенное падениедобычи нефти и соответственнопоявляется расхождение с проектом, которое со временем увеличиваетсяс 8 до 76% ( 1995 год ). Темпы падения добычи нефтив последние годы достигли 17-21 %.

Как показывает анализ, причины снижения добычи нефти по всем объектам аналогичны и имеют общую характеристику для месторождения в целом.Основными из них являются :

* Неуклонное уменьшение количествадействующих скважин против проекта

* Недобор проектных объемовжидкости

* Ухудшение состояния фонда и системы ППД

* Обводнение скважин, сопровождающееся рядом осложнений и снижением продуктивности пластов

* Неуклонное снижение объемов и количества реализаций ГТМ противусложнений в добыче, отсутствие профилактических мер и, как следствие увеличение фонда малодебитныхскважин и уменьшение действующего фонда

* Материально-техническаянеобеспеченностьНГДУ в последние годы, что непосредственно отражается на состоянии фонда скважин.

Среднедействующийфонд добывающих скважин в 1995 году составил 602 единицы, что в 1,5 раза меньше проекта. Коэффициент использования фонда добывающих скважин за год составил 0,65 против 0,90 по проекту, нагнетательных - 0,71 ( против 0,90 ). Коэффициент эксплуатации добывающих - 0,84, нагнетательных - 0,85 против 0,92 по проекту. Надо отметить особенноеинтенсивное увеличение бездействующего фонда в последние два года, дляпрекращения которого требуется дополнительные мощностислужб КРС и ПРС.

Уменьшение фонда скважин против проекта связано такжеи недостаточным количеством бурения новых скважин. За период 1989-1995 годов пробурено по проекту 145 скважин, в том числе 67 добывающих и 78 нагнетательных из 583 запроектированных ( 426 добывающих + 162 нагнетательных ).

Представляет интерес результаты бурения новых скважин. С этой целью проанализированы показателивсех пробуренных за последние 5 лет (1991-1995 годы) 206 новых добывающих скважин с начала их эксплуатации. Из них в действующем фонде 1995 года находилось 152 скважины ( 23 % фонда ), из которых было добыто 202 тысячи тонн нефти, что составляет 30% годовой добычи.

Аналогичный анализ динамики добычи за 1991-1994 годы также показал, что бурение новых скважин является эффективным мероприятием. Показательно вэтом отношении, что фактические добычи нефти новых скважин и добыча поним соответствуют или выше проектных величин за весьпослепроектныйпериод - 1984-1995 годы.

Одной из основных причин снижения добычи нефти и расхожденияпроектных и фактических показателей является недобор жидкости в недостаточном количестве. Так, напримересли в 1984-1989 годах рост годовойдобычи нефти с 1,2 до 1,8 миллионов тонн достигнут в результате обеспечения отборов жидкостис 2,6 до 4,33 миллионов тонн/год, то снижение отбора жидкости до 3,2 ( на 26% )миллионов тонн в 1991 году привело к падению добычи нефти до 1,51 (16%) миллионов тонн, а в1993 году - на 40% и так далее. В итоге добыча жидкости в 1995 году снизилась противуровня 1989 года в 2,7 раза, а нефти в 2,68 раза ( смотрите таблицу 2.1.).

Недобор объемов жидкости в свою очередь связан со снижением дебитов и стабильным ухудшения состояния фонда скважин. Надо отметить, чтосуществующие уровни отбора жидкости из скважин - небольшие и ниже возможностей работы пласта. Около 9/10 фонда работает с дебитами жидкости до 10 тонн/сутки. Текущий средний дебит скважин составил 3,6 тонн/сутки по нефти и 8,7 тонн/сутки по жидкости. Дебиты скважин как по нефти, так и пожидкости монотонно снижаются и за последние 5 лет снизились в 2 раза. Уменьшение средних дебитовпроисходит за счет роста малодебитного фонда, что стало типичным для месторождения.

Такое положение связано прежде всего с недостаткомремонтно - профилактических мер для поддержаниирежима работы фонда и контроля засостоянием скважин. Об этом свидетельствует анализ МДФ скважин, где показано, что отсутствует ГТМ по регулярной очистке забоев и разработки скважин для сохранения начальной продуктивности, особенно впериод обводнения и отложений солей и АСПО в призабойной зоне является основной причиной образования МДФ из первоначально высокодебитных скважин. Количество таких скважин на дату анализа составляет 40% действующего фонда. Снижение дебитов связано в основном со снижение продуктивностискважин и несоблюдением техникии технологии добычи нефти.

Планово-предупредительные работы имеют очень важное значение для фонда скважинтакого месторождения как Жетыбай, характеризующегося низкими дебитами, большими глубинами залегания пластов , высокопарафинистой нефтью и другими осложняющими факторами и в итоге большей вероятности срыва добычи.

Следующая причина снижения добычи нефти связана с недостатками реализации проектной системы ППД в плане создания на месторождении единой, стабильно и долговременно действующейсистемы заводнения. Процесс заводнения на месторождении осуществляется недостаточно активно. Закачка воды производится неравномерно по площади из-за деформированности самостоятельных ячеек скважин в единую систему со взаимодействующими зонами отбора и закачки. Работы по регулированию приемистости и селективному воздействию в условиях межпластового строениязалежей для снижения производительности заводненных пластови других целей производится в недостаточном количестве.

Требование проекта по давлению нагнетанияне выполняется, хотя объемы закачки превышают проектные. Давление нагнетается попроекту - 17-20 МПа , а фактические величины Р наг - 8-11 МПа, что недостаточно для интенсивного воздействия на средне- и низко продуктивные пласты. Кроме того, увеличение давления нагнетанияпри существующем техническом состояниисистемы ППД (частые порывы водоводов, нарушение эксплуатации колонны и другие) трудно реализовать.

В результате снижается эффективность системы ППД, снижается забойное давление значительно ниже Р нас в добывающих скважинах, нарушается равновесие пластовых флюидов, что приводит к загрязнению внутризабойной зоны АСПО и снижению продуктивности пластов.. У увеличиваетсятакже фонд нагнетательных скважинс низкой приемистостью, как за счет загрязнения забоев, так и за счет разбуривания зон с НПК.

Текущие показатели разработки месторождения в целомзначительно отличаются от проектных, что обусловлено влиянием комплекса факторов и главным образомтехнического характера.

Vаб горизонт. На 01,01,96 год по объекту реализовано бурение 72% проектного фонда. В 1995 годупробурена 1 добывающая скважина против 5 проектных. Среднегодовой дебит скважин по нефти составил 4,2 тонн/сутки и 13,2 тонн/сутки по жидкости против проектных 9,6 и 39,6 тонн/сутки. С начала разработки добыто 5910 тысяч тонн нефти и 11228 тысяч тонн жидкости, что меньше проектных на 14% понефти (6910 тысяч тонн). Отобрано 47% НИЗ при проектном 55%. Обводненность -76%. Коэффициент нефтеизвлечения - 0,173 против 0,202 по проекту.

Применение площадной системы заводнения на горизонте позволило обеспечить темпотбора на уровне 3% по нефти и поддерживать пластовое давление на первоначальном уровне и даже выше. Текущее Р пл=19,9 МПа при начальном 19,1. Закачано 21,4 миллионов м3 воды при компенсации 155%. В 1995 году закачано воды 2131 тысяч м.3, что соответствует проекту- 2113 тысяч м.3

Начиная с 1990 года идет постепенное снижение добычи нефти. В 1995 году добыча нефти по сравнению с 1994 годом снизилась на 46,2 тысячи тонн (19%), а добыча жидкости 148,5 тысячи тонн (19%). Текущие показатели разработки Vаб горизонта представлены в таблице 2.2.4. и на рисунке 2.2.4-5, откуда видно их соответствие. Фактические показатели ниже проектных, кроме закачки воды. Не выполнены годовые отборы по нефти на 49% (175,3 тысячи тонн против355,3 тысячи тонн) и жидкости на 37%. Основными причинами снижения добычи нефти является обводнение скважин , снижение продуктивности и дебитов, загрязнение призабойной зоны пласта отложениями солей и АСП,остаточные объемы ГТМ против осложнений, нерациональный режим работы скважинного оборудования.

Выводы.

1. Выполнена оценка степени реализации запроектированной технологии разработки. Показано, что по объектам эксплуатации, по схеме размещения и плотности сетки скважин, виду воздействия, осуществляемая схема разработки соответствует проекту. Однако технология заводнения на месторождении осуществляется в недостаточной степени - не реализована еще согласно проектустабильно воздействующая и равномерная по площади ( по различным зонам ) система заводнения. Требования проекта разработки по давлению нагнетания не выполняются, фактическое давление нагнетания 9-11 МПа, что недостаточно для эффективного воздействия и вовлечения запасовв разработку зон с НПК. Недостаточно проводятся ремонтно - профилактические работы по поддержанию и стабилизации технологических приемов работы нагнетательных скважин и работоспособности фонда в целом.

2. Проведено сравнение проектныхи фактических показателей разработки по объектам и в целом по месторождению. Выявлены основные причины их расхождения. Текущие показатели разработки месторождения в целом значительно отличаются от проектных, что обусловлено влиянием комплекса взаимосвязанных факторов, главным образом технического иорганизационно - технического характера. Причины снижения добычи нефти по объектам аналогичны и имеют общую характеристику. Как показано выше, основными из них являются: неуклонное уменьшение количества действующих скважин против проекта, недобор проектных объемов жидкости. Ухудшение состояния фонда и системы ППД, обводнение скважин, сопровождающееся рядом осложнений иснижением продуктивности пластов, неуклонное снижение объемов и качества реализаций ГТМ против осложнений в добыче, отсутствие профилактических мер и, как следствие, увеличение фонда малодебитных скважин и уменьшение действующегофонда, материально - техническая необеспеченность НГДУ, что непосредственно отражается на состоянии фонда скважин.

Надо отметить особенно интенсивноеувеличение бездействующего фонда в последние два года, для сокращения которого требуются дополнительные мощности служб КРС и ПРС. Уменьшение фонда скважин против проекта связано также и недостаточным количеством бурения новых скважин. За период 1989-1995 годов недобурено по проекту 145 скважин, в том числе 67 добывающих и 78 нагнетательных из 583 запроектированных (426 добывающих + 162 нагнетательные).

II.3. Анализ работы фонтанного способа эксплуатации II.3.1. Фонтанный способ эксплуатации

Способ эксплуатации скважин , при котором подъем жидкостина поверхность происходит под давлением пластовой энергии, называется фонтанным.

Условия фонтанирования скважин.

Фонтанирование скважин происходитв том случае, если перепад давления между пластовым и забойным будет достаточным для преодоления противодавления столба жидкости и потерь давления на трение, тоесть фонтанирование происходит под действиемгидростатического давления жидкости или энергиирасширяющегося газа. Большинство скважин фонтанирует за счет энергии газа и гидростатическогонапора одновременно.

Газ, находящийся в нефти, обладает подъемной силой, которая проявляется в форме давления на нефть. Чем больше газа расстворено в нефти, темменьше будет плотность смеси и тем выше поднимается уровень жидкости. Достигнув устья, жидкостьпереливается, и скважина начинает фонтанировать. Общимобязательным условием для работы любой фонтанирующей скважины будет следующее основное равенство:

Рс = Рг+Ртр+ Ру; где

Рс -давление на забое, РГ, Ртр, Ру - гидростатическое давление столба жидкости в скважине, расчитанное по вертикали,потери давления на трение в НКТ и противодавление на устье, соответственно.

Различают два вида фонтанирования скважин:

* Фонтанирование жидкости, не содержащей пузырьки газа - артезианское фонтанирование.

* Фонтанирование жидкости, содержащей пузырьки газа облегчающего фонтанирование - наиболее распространенный способ фонтанирования.

Оборудование фонтанных скважин.

При фонтанной эксплуатации подъем газонефтяной смеси от забоя до устья скважины осуществляется по колонне насоснокомпрессорных труб, которые спускают в скважину перед освоением. Необходимость их спуска вызвана рациональным использование энергии газа, улучшением выноса песка, уменьшением потрь на скольжение газа и возможностью сохранить фонтанирование при меньших пластовых давлениях.

На устье скважины монтируют фонтанную арматуру, которая представляет собой соединение различных тройников, крестовиков и запорных устройств. Эта раматура предназначена для подвешивания насосно-компрессорных труб, герметизации затрубногопространства между трубами и обсадной колонной, контроля и регулирования работы фонтанной скважины.

Фонтанные арматуры изготовляют крестового и тройникового типов. Состоит она из трубной головки и фонтанной елки. Трубная головка предназначена для подвески насосно-компрессорных труб и герметизации затрубного пространства между ними и эксплуатационной колонной.

Фонтанная елка служит для направления продукции скважины в выкидные линии, а также для регулирования и контроля работы скважины. Фонтанная елка имеет две или три выкидные линии.Одна из них запасная. В тройниковой арматуре нижняявыкидная линии - запасная. На рабочей линии (верхней) запорное устройство всегда должно быть открыто, а на запасной - закрыто. Стволовые запорные устройства должны бытьоткрытыми. Запорное устройство, расположенное внизу ствола фонтанной арматуры, называется главным. В тройниковой арматуре выкидные линии направлены в одну сторону. При выборе типа фонтанной аппаратуры следует учитывать, что крестовины быстрее разъедаются песком, чем тройники.

В соответствии с ГОСТ 13846-74фонтанные арматуры должны выпускаться на рабочее давление 70, 140, 210, 350, 700 и 1000 кгс/см2.

Запорные устройства на фонтанных арматурах могут быть двух типов: в виде задвижки или крана. Тип арматуры вибирают по максимальному давлени, ожидаемому на устье скважины.

На выкидных линиях после запорных устройств в некоторых случаях устанавливают приспособления (штуцеры) для регулирования режима фонтанной скважины. Штуцер представляет собойболванку со сквозным отверстием.

Для контроля за работойфонтанной скважины на арматуре устанавливают два манометра: один на буфере (вверх ее), второй -на отводе крестовика трубной головки( для измерения затрубного давления).

Фонтанная арматура соединяетсяс групповымиустановками выкидными линиями. Схемы обвязок фонтанных скважин в зависимости от дебита, давлния, содержания песка, парафина применяются различ