Разработка нефтяного месторождения

Бесплатно скачать работу по теме Разработка нефтяного месторождения

[sociallocker]Скачать файл .docx[/sociallocker]

Введение

Северо-Останинское месторождения открыто в 1977 г. бурением разведочной скважины №3Р, в которой в результате испытания получен фонтан нефти дебитом 33 м3/сут и газа дебитом 3,8 тыс. м3/сут из пласта М. Запасы нефти Северо-Останинского месторождения приурочены к пласту М.

На Государственном балансе числятся запасы УВ по пласту М, подсчитанные и утвержденные ЦКЗ (протокол ЦКЗ от 11 февраля 1985 г.).

По состоянию на 01.01.2012 г., учтённые Госбалансом РФ запасы нефти по месторождению оценены по категориям С1 в количестве: нефть: категория С1 – 2548/1588 тыс. т.

По месторождению с момента открытия было составлено два проектных документа. Первый из них – Проект пробной эксплуатации Северо-Останинского нефтяного месторождения (Протокол ЦКР от 04.10.2001 №2744), который реализован не был. Разработка не велась. На основании совместного решения федерального агентства по недропользованию с ЦКР Роснедра в 2008 году было принято решение о необходимости составления нового проектного документа перед началом разработки Северо-Останинского нефтяного месторождения. В связи с тем, что новых геолого-промысловых данных после составления проекта пробной эксплуатации Северо-Останинского месторождения в 2001 году не получено, основные геологические представления и технологические решения при составлении нового проекта пробной эксплуатации нефтяного Северо-Останинского месторождения остались без существенных изменений. Проект был утвержден в 2008 г. (протокол заседания ЦКР Роснедра №4464 от 17.12.2008). По причине возникших технологических трудностей при реализации проекта пробной эксплуатации недропользователю не удалось собрать необходимые данные для выполнения подсчета запасов и ТЭО КИН. Несмотря на то, что запасы месторождения оценены по категории С1, остаются неопределенности, связанные со свойствами пластовых флюидов, оценкой продуктивности скважин и эффективностью запроектированной системы разработки.

1. Общие сведения о месторождении

нефть месторождение геологический

В административном отношении Северо-Останинское нефтяное месторождение находится в Парабельском районе Томской области.

В орографическом отношении район представляет собой заболоченную равнину (до 30% территории – болота) с абсолютными отметками до плюс 134 м, находящуюся в междуречье рек Большой Омелич, Армич. Речная сеть представлена р. Чузик и ее притоками (р. Армич, р. Большой Омелич и пр.). Судоходна р. Чузик для мелких барж до с. Пудино. Вскрытие рек происходит в конце апреля, ледостав – во второй половине октября. Болота промерзают к концу января – началу февраля. Лес смешанный, с преобладанием лиственных пород (береза, осина); вдоль рек растет пихта, кедр. Климат района континентальный, с суровой продолжительной зимой и коротким теплым летом. Температура воздуха в среднем составляет зимой минус 20 – минус 25 оС, летом плюс 15 – плюс 20 оС. По количеству выпадаемых осадков район относится к зоне избыточного увлажнения. Среднегодовое количество осадков 400-500 мм. Снежный покров появляется в октябре и сохраняется до начала мая. Высота снежного покрова на открытых местах до 0,6-1 м, в залесненных – до 2 м.

Доставка грузов к району работ осуществляется по «зимнику» из г. Кедровый. В стадии строительства находится дорога в бетонном исполнении от г. Кедровый до Лугинецкого месторождения (через Герасимовское и Западно-Останинское месторождения). В непосредственной близости к западу от месторождения проходит нефтепровод Игольско-Таловое месторождение – Парабель (Рис. 1.1). Ближайший научно-промышленный, железнодорожный, речной и автотранспортный узел – г. Томск находится в 450 км к юго-востоку от месторождения. Строительный лес, необходимый для обустройства месторождения, имеется на месте. В западной части Западно-Останинского месторождения имеются небольшие запасы песков, супесей, используемых для отсыпки лежневых оснований для внутрипромысловых дорог и кустов. В районе с. Пудино выявлено месторождение керамзитовых суглинков. Данное сырье пригодно для производства керамзитового гравия марки 400-500 и попутного керамзитового песка марки 700, а также кирпича марки 100.

Для питьевого водоснабжения пригодны воды новомихайловской свиты, входящей в нерасчлененную на данном месторождении некрасовскую серию осадков. Для технического водоснабжения пригодны воды мощного регионально выдержанного сеноманского водоносного горизонта покурской свиты.

Рисунок 1.1 Обзорная карта Северо – Останинского месторождения

2. Геолого-физическая характеристика месторождения

.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В геологическом строении Северо-Останинского нефтяного месторождения принимают участие образования до юрского фундамента и отложения мезозойско-кайнозойского платформенного чехла. Геологический разрез, вскрытый разведочными скважинами, представлен песчано-глинистыми отложения кайнозойско-мезозойской системы, а так же кремнисто-глинистыми и карбонатными отложениями палеозойского возраста. Нефтенасыщенные коллектора на Северо-Останинском месторождении приурочены к отложениям верхнего и среднего девона.

Стратиграфическое расчленение разреза проведено на основании данных глубокого бурения и корреляционных схем, утверждённых Межведомственными стратиграфическими совещаниями по отложениям палеозойского фундамента и мезозойского осадочного чехла и Западной Сибири. Сводный литолого-стратиграфический разрез представлен на рис. 2.1.

Палеозойская группа – Pz (образования доюрского фундамента)

В соответствии с существующим стратиграфическим расчленением в Нюрольском структурно-фациальном районе, в составе которого входит Северо-Останинская площадь, палеозойские образования представлены отложениями ордовика, силура девона и карбона (рис. 2.2 – 2.4).

Ордовикская система – О

Отложения ордовика выделяются в павловскую толщу (карадокский – ашгиллский ярусы). На рассматриваемой площади отложения ордовика бурением не вскрыты. Стратотип разреза установлен по данным изучения керна в скв. №56 Мыльджинской площади (интервал 2509,0-2759,6 м), где выявлены зеленоватые, пестроцветные, доломитизированные, рассланцованные гли – нистые известняки, известковистые аргиллиты и песчаники. В известняках изучены кораллы, строматопораты, мшанки, конодонты и брахиоподы.

Рисунок 2.1 Геологический разрез Северо – Останинского нефтяного месторождения по линии 12П-6Р

Масштаб горизонтальный: 1:25000. Масштаб вертикальный: 1:2000

Рисунок 2.2 Фрагмент геолого – формационной карты фундамента юго-востока Западной – Сибирской плиты (под ред. В.С. Суркова, 2008 г.)

Рисунок 2.3 Схема стратиграфического расчленения образований фундамента Нюрольского структурно – фациального района Западно – Сибирской плиты

Рисунок 2.4 Литолого – стратиграфическое расчленение отложений палеозой Северо – Останинской площади

Силурийская система – S

К нижнему силуру отнесены глинистые слоистые и массивные известняки, включающие линзы песчаников и алевролитов (ларинская свита). Они вскрыты на Останинской, возможно Северо-Останинской (скв. 2П) площадях, где имеют мощность не более 500 м. В составе верхнего силура описаны как карбонатные породы, так и вулканиты (межовская вита).

Среди вулканогенных образований установлены базальтовые и андезитовые порфириты и туфы. Терригенные породы представлены зелеными и тёмными аргиллитами, алевролитами и песчаниками, а карбонатные – слоистыми и массивными известняками. В этих породах заключены остатки табулят, брахиопод, остракод и конодонтов, которые характеризуют лудловский и пржидольский ярусы.

Девонская система – D

Этот стратиграфический интервал представлен в основном морскими фациями и наиболее полно и разнообразно описан в центральной и западной частях Томской области.

Особый интерес он имеет с позиций нефтегазоносности. Залежи нефти и газа на Южно-Табаганском, Солоновском, Калиновом и ряда других месторождений приурочены к зоне контакта палеозойских (девонских) и мезозойских отложений. Ряд месторождений углеводородов открыто в органогенных (рифогенных и водорослевых) известняках (Северо-Останинская и Речная площади).

Нижнедевонский комплекс отложений наиболее разнообразен по составу пород. Он вскрыт скважинами на Южно-Табаганской, Казанской, Солоновской, Кулгинской, Северо-Останинская (скв. №2П) и др. площадях. Здесь он представлен органогенными известняками и доломитами, а также глинисто-кремнистыми породами, где выделяют кыштовскую, армичевскую, солоновскую, надежденскую свиты.

Среднедевонский комплекс пород по своему литологическому составу более однороден. Его слагают преимущественно органогенные, рифогенные известняки с подчиненными прослоями аргиллитов герасимовской свиты. Эти отложения вскрыты на Северо-Останинской (скв. №№5П, 7П, 3П, 2П), Калиновой, Хатчинской и других площадях.

Верхнедевонский комплекс отложений в литологическом отношении очень близок среднедевонскому комплексу. Он также представлен органогенными, рифогенными известняками лугинецкой свиты с богатой позднедевонской фауной (пл. Северо-Останинская скв. №10П), местами доломитами, аргиллитами и кремнистыми аргиллитами Глинисто-кремнистые породы позднедевонского возраста вскрыты скважинами на Южно-Останинской площади.

Каменноугольная и пермская системы – C и P

В пределах этого стратиграфического интервала выделено два комплекса отложений: нижний представлен преимущественно морскими, а верхний преимущественно континентальными фациями. Нижний комплекс пород по возрасту отвечает турнейскому, визейскому, серпуховскому ярусам раннего карбона (табаганская свита) и башкирскому веку среднего карбона (средневасюганская свита). На московский век среднего карбона в пределах рассматриваемой территории приходится перерыв в седиментации. Таким образом, верхний комплекс ограничен интервалом верхний карбон – пермь.

Нижнекаменноугольные и башкирские отложения нижнего комплекса представлены темно-серыми кремнистыми аргиллитами, радиоляритами, кремнистыми слоистыми, а местами фораминиферовыми известняками (пл. Северо-Останинская скв. №6П), в верхней части разреза – аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Они охарактеризованы в основном фораминиферами, которые позволяют опознавать в разрезах скважин все четыре яруса.

Верхнекаменноуголъные и пермские отложения в пределах Северо-Останинской площади не выявлены. Они вскрыты скважинами только на Северо-Калиновой, Нижнетабаганской площадях, где представлены сероцветными конгломератами, гравелитами, песчаниками и аргиллитами.

Образования палеозойского фундамента Северо-Останинской площади перекрываются корой выветривания, толщиной от 2 (скв. №7П) до 31 (скв. №13П) метров, которую в соответствии с литологическим составом породы можно разделить на два типа – реликтовую и переотложенную.

Реликитовая кора в скважинах №№1П, 4П, 13П и 14П представлена глинисто-кремнистой пестроокрашенной, сильно трещиноватой, сидеритизированной породой.

Переотложенную кору выветривания слагают мелкообломочные брекчии, состоящие из угловатых обломков (0,5-1,2 см) преимущественно кремнистого состава, сцементированных глинистым, часто сидеритизированным материалом. Такой тип пород в кровле фундамента выделен в скважинах №№2П, 3П, 5П, 6П, 7П, 9П, 8П, 10П, 11П, 12П, 13П, 15П.

Мезозойская группа – Mz

Юрская система – J

В соответствии с МСК 2006, Северо-Останинская площадь территориально входит в Нюрольский района Обь-Тазовской фациальной зоны, где в составе юрской системы выделяют отложениями тюменской, васюганской и баженовской свит.

Отложения нижней, средней и верхней юры представлены терригенно-полимиктовой угленосной (тюменская свиты), терригенно-глауконитовой (васюганская, георгиевская свиты) и глинисто-битуминозной (баженовская свита) формациями.

Тюменская свита в пределах Северо-Останинской площади подразделяется на три подсвиты – нижнюю, среднюю и верхнюю. Отложения свиты, вскрыты всеми поисковыми, разведочными и эксплуатационными скважинами. Её толщина составляет от 149 м (скв. №1П) до 269 (скв. №12П) м.

Нижнетюменская подсвита. Подошвой нижнетюменской подсвиты являются отложения, залегающие на образованиях коры выветривания, а верхней границей – кровля угольного пласта У10. Толща представлена сообществом серых, светло-серых косослоистых песчаников с прослоями гравелитов, мелким переслаиванием алевролитов, аргиллитов, мелкозернистых песчаников и углей. Её формирование связано с континентальными условиями седиментации. По особенностям строения аллювиальных ритмов, речные системы можно отнести к типу разветвлённых, для которых характерно широкое латеральное развитие песчаной составляющей ритма.

Среднетюменская подсвита выделяется в объёме осадочной толщи ограниченной кровлей угольных пластов У10 – У6. Рассматриваемая толща представлена неравномерно чередующимися пластами песчаников, алевролитов, аргиллитов, углей. Аллювиальные ритмы имеют более сложное строение, чем отложения нижележащих толщ. Песчаный пласт в объёме ритма может либо отсутствовать, либо в его составе может отмечаться наличие одного, двух и даже трёх самостоятельных коллекторов. Наблюдаемые композиции строения характерны для аллювиальных ритмов меандрирующих рек.

Верхнетюменская подсвита (верхи верхнего байоса – низы верхнего бата), сложена переслаивающимися сероцветными песчаниками, алевролитами, аргиллитами, часто углистыми. Для неё характерно многочисленное присутствие в разрезе маломощных пластов угля. Верхняя граница подсвиты эрозионная. В состав пород верхне тюменской подсвиты, входят углистые пачки У5-2 и песчаные пласты Ю6-2. Угольные пласты приурочены большей частью к погруженным участкам территории. Наиболее выдержанными по площади угли У2 и У4. Аллювиальные ритмы по своему строению аналогичны отложениям среднетюменской подсвиты. Песчаники имеют косую, волнистую и горизонтальную слоистость.

По составу это мелко-, реже средне- и крупнозернистые полевошпатово-кварц-граувакковые, кварц-граувакковые песчаники, темно-серые и черные плотные аргиллиты, часто сидеритизированные, обогащенные углистым и песчано-алевролитовым материалом.

Васюганская свита – Jvs (келловей оксфорд)

Васюганскую свиту в соответствии с литологической неоднородностью пород её слагающих разделяют на две подсвиты – нижневасюганскую и верхневасюганскую. Нижневасюганская подсвита раннекелловейского возраста представлена темно-серыми тонкоотмученными аргиллитами с прослоями алевролитов. Толщина подсвиты в пределах рассматриваемой площади, изменяется от 2 до 10 м.

Верхневасюганскую подсвиту, выделяемую в горизонт Ю1, слагают песчаники и алевролиты с прослоями тонкоотмученных алевролитовых аргиллитов. По своему литологическому строению, обусловленному особенностями тектонического режима осадконакопления, она разделяется на подугольную, межугольную и надугольную толщи, сформированные соответственно в регрессивную, переходную и трансгрессивную фазы развития келловей-оксфордского осадочного бассейна. В объёме надугольной толщи выделяют пласты Ю11 и Ю12 верхне-среднеоксфордского возраста. Подугольную толщу слагает пласт Ю13-4 раннеоксфордского возраста. Подугольную и надугольную толщу разделяет континентальная (прибрежно-континентальная) осадочная пачка ограниченная угольными пластами У1 и У11. Наличие межугольной толщи предполагает присутствие в её составе коллекторов индексируемых как пласт Ю1М.

Толщина васюганской свиты в пробуренных скважинах изменяется от 70 до 90 метров.

Разрез верхней юры завершается морскими глинистыми отложениями георгиевской и баженовской свит.

Георгиевская свита (кимериджский ярус) – J3 gr

Георгиевская свита (верх верхнего оксфорда, киммеридж) представлена тёмно-серыми до чёрных, тонкоотмученными аргиллитами с неравномерной примесью глауконита. Георгиевская свита перекрывает трансгрессивно, с размывом васюганскую свиту. Толщина её изменяется от 3-6 м до нуля.

Баженовская свита (волжский ярус) – J3 bg

На отложениях васюганской и георгиевской свит с незначительным стратиграфическим несогласием (васюганская свита) либо согласно (георгиевская свита) залегают глубоководно-морские отложения баженовской свиты, отвечающие максимуму трансгрессивной фазы осадконакопления. В литологическом отношении свита, представлена тёмно-серыми с коричневатым до чёрного оттенком битуминозными аргиллитами, участками тонкоплитчатыми, иногда алевритистыми, крепкими, сильно окремнёнными, с прослоями известковых пород. Отмечается обилие концентрированного (в виде глобул) и рассеянного пирита, наличие морской фауны аммонитов и белемнитов. Отложения свиты относятся к фациям «доманикового» типа и считаются нефтепроизводящими. К подошве свиты, приурочен наиболее выраженный в платформенном разрезе отражающий сейсмический горизонт IIа, характеризующий структурные особенности строения района работ. Толщина свиты изменяется от 24 до 28 м.

Меловая система – К

Отложения меловой системы занимают наиболее значительную часть разреза платформенного чехла.

В стратиграфическом отношении система представлена всеми ярусами как нижнего, так и верхнего отделов. В её составе нижнего мела выделено четыре свиты (куломзинская, тарская, киялинская, покурская).

Куломзинская свита (берриас+валанжин) – K1 klm

Морские отложения куломзинской свиты представлены аргиллитами тёмно-серыми с зеленоватым оттенком, иногда плитчатыми, участками – крепкими алевритистыми, с подчинёнными прослоями алевролитов и песчаников. Прослои песчаников и алевролитов выделяемые в нижней, средней и верхней части свиты входят в состав ачимовской пачки, формирование которой связано с боковым заполнением осадочного бассейна терригенным материалом. Толщина свиты 180-200 м.

Тарская свита (валанжин) – K1 tr

Отложения тарской свиты соответствуют регрессивному циклу развития валанжинского морского бассейна. В основании тарской свиты залегают шельфовые песчаные пласты соответствующих клиноформных комплексов. Песчаники тарской свиты – светло-серые, мелко – среднезернистые, слабо – и средне-сцементированные, иногда встречаются тонкие прослои известковистых, крепких песчаников или алевролитов.

Песчаные пласты, как правило, представляют собой сравнительно мощные монолитные тела (толщина пластов составляет в данном районе 5-15 м). Пласты имеют хорошую латеральную выдержанность. Толщина свиты колеблется в пределах 50-60 м.

Киялинская свита – К1 kls (готерив барем)

Распространена в южных районах ЗСП. Киялинская свита представлена неравномерно переслаивающейся толщей глин, алевролитов и песчаников, формирование которых было связано с континентальной обстановкой осадконакопления. Мощность песчаных пластов не выдержана по площади и изменяется в широких пределах.

Толщина свиты составляет 580-650 м.

Покурская свита – (апт+альб+сеноман) K1-2 pk

Выше по разрезу залегает мощная толща континентальных отложений, выделяемая в покурскую свиту. В литологическом отношении свита, сложена серыми, тёмно-серыми глинами, алевролитами и светло-серыми, разнозернистыми, полимиктовыми песчаниками различной крепости. Песчаные пласты имеют линзовидное строение и по площади не выдержаны, а поэтому их корреляция крайне затруднена, хотя толщина коллектора иногда достигает 30-40 м. Отмечается повышенная песчанистость нижней части свиты и приурочен отражающий сейсмический горизонт III.

Толщина свиты 850-880 м.

В составе верхнемеловых отложений выделяется четыре свиты:

кузнецовская (турон) – К2 kz;

– ипатовская свита (верхний турон + коньяк + сантон + кампан) – К2 ip;

славгородская свита (верхний турон-компан) – К2 si, ганькинская

(маастрихт + даний) – К2 gn.

Литологически эти свиты представлены морскими отложениями, преимущественно глинами, мергелями, опоками.

Толщина этих отложений составляет 315-340 м. К кузнецовской свите приурочен отражающий сейсмический горизонт IV в.

Кайнозойская группа – Кz

Палеогеновая система – Р

Палеогеновый комплекс отложений представлен морскими, преимущественно глинистыми породами с прослоями рыхлых песчаников и алевролитов и континентальными (в верхней части разреза), преимущественно песчано-алевритистыми образованиями. В составе морских отложений выделяются три свиты (снизу вверх): талицкая (палеоцен), люлинворская (эоцен) и тавдинская (в.эоцен+н.олигоцен), а континентальная толща выделяется в некрасовскую серию (ср.+верх. олигоцен). Общая толщина палеогеновых отложений составляет 235-250 м.

Четвертичные отложения – Q

Четвертичные отложения представлены серыми, желтовато-серыми глинами, суглинками, алевритами и песками. Толщина отложений – 30-40 м.

2.2 Тектоническое строение района и участка месторождения

Согласно структурно-тектоническому районированию фундамента Западно-Сибирской плиты, рассматриваемая территория объединяет обширную по составу и условиям формирования гамму пород складчатого палеозойского фундамента. Активная дизъюнктивная тектоника, проявившаяся на гетерогенном основании фундамента, предопределила мозаичное распределение фрагментов тектонических структур различного возраста консолидации.

В соответствии с тектонической картой фундамента (рис. 2.5), Северо-Останинская площадь входит в состав южной части Нижневартовской антиклинорной зоны инверсионного типа, представленной геосинклинальной карбонатно-глинисто-сланцевой формацией. С юго-запада рассматриваемый участок антиклинория граничит с Межовским срединным массивом, а с северо-востока с межгорным прогибом герцинской складчатой системы – Айгольским синклинорием. С северо-запада и юго-востока изучаемая часть антиклинория ограничена системой грабен-рифтов триасового заложения (Усть-Тымским и Чузикским).

Блоковое строение фундамента обусловлено особенностями тектонического развития территории в позднем палеозое и раннем мезозое.

Тектоническая активность блоков проявлялась в доплатформенный и ранне платформенный этапы развития. Эти этапы включили герцинскую фазу складчатости (средний верхний карбон-ранняя пермь), последующую денудацию горно-складчатого рельефа с формированием осадочных пород (поздняя пермь) и рифтогенез ранней платформенной стадии развития Западно-Сибирской плиты (ранний-средний триас).

В результате проявления выше обозначенных этапов на эрозионно-тектоническую поверхность фундаменты выходят породы различного вещественного состава и возраста, что и предопределило особенности формирования нефтегазоносного коллектора в пределах Северо-Останинской площади (рис. 2.6). Продуктивность месторождения обусловлена зоной доломитизации карбонатных отложений палеозойского фундамента, выделяемой в пласт М. Наиболее полно, карбонатная часть разреза вскрыта скважиной №7П (3105 м), в которой толщина пласта М составляет 101 м.

При анализе вещественного состава пород фундамента всех пробуренных скважин (рис. 2.4) можно заключить, что перспективы нефтегазоносности палеозойского комплекса Северо-Останинской площади связаны с органогенными карбонатными отложения лугинецкой и герасимовской свиты среднего-верхнего девона (доломиты, доломитизированные известняки), которые в результате эрозионно-тектонических процессов были выведены на поверхность фундамента (скв. №№1П, 12П, 9П, 3П, 7П, 5П, 14П, 3, 4, 5, 7, 8). Однако в результате структурно-тектонических особенностей отложений палеозоя нефтеносность месторождения ограничена лишь скв. №№3П, 7П, 5П, 3, 4, 5, 7, 8.

По отложениям осадочного чехла, в соответствии с «Тектонической картой платформенного чехла Западно-Сибирской плиты» (В.А. Конторович 2000 г.), Северо-Останинская структура четвёртого порядка осложняет южную часть структуры третьего порядка – Юбилейного куполовидного поднятия, которое в свою очередь приурочено к центральной части тектонической структуры второго порядка – Пудинскому мезоподнятию (рис. 2.7).

Подготовка Северо-Останинской площади, как поискового объекта, имеет свою историю. Бурение поисковых скважин №1П и №3П осуществлялось в 1975 и 1977 годах, как профильное бурение на склоне Юбилейного куполовидного поднятия, с целью выявления структурно-литологической залежи нефти в пластах горизонта Ю1 на его западном склоне.

В результате проводимых работ скважиной №3П была открыта промышленная залежь нефти в образованиях палеозойского фундамента, что инициировало проведение на рассматриваемой территории в 1978-1979 гг. дополнительных сейсморазведочных работ 2Д с подготовкой Северо-Останинской площади к поисковому бурению в пликативном и блоковом вариантах. Морфологические параметры объекта приведены в таблице 2.1.

На основании результатов сейсморазведочных работ, проводимых с учётом структурно-тектонических особенностей рассматриваемой площади, было пробурено 16 поисковых и одна параметрическая (скв. №17П) скважины, из которых лишь в трех (скв. №№3П, 5П, 7П) получены промышленные притоки нефти и газа, а в двух (скв. №№6П и 17П) нефтепроявления при испытании.

Таблица 2.1 Характеристика Северо – Останинской площади по отражающему IIа (подошва баженовской свиты и горизонту Ф2 (кровля палеозойского фундамента)

Название структур (площади)

Год выявления, организация, автор отчета

Год подготовки (переподготовки)

Параметры структур

Автор отчета (организация)

Отметка замкнутой изогипсы

Линейные размеры, км

Площадь км2

Амплитуда, м

Северо-Останинская

с/п 1,3,6/78-79 Томский геофизический трест, Карапузов Н.И.

1979

Карапузов Н.И.

гор-т IIa -360 м -2340 м го-т Ф2 -2600 м

5,2 х 4,1 5,4 х 3,3 7,8 х 4,1

19 15 27

55 45 100

По отражающему сейсмическому горизонту Ф2 (кровля палеозойского фундамента), характеризующему морфологию ловушки углеводородов на месторождении, Северо-Останинская площадь не представляет собой замкнутую структурную форму.

Площадь расположена на юго-западном склоне Юбилейного куполовидного поднятия.

2.3 Характеристика нефтегазоносности и геологическое строение продуктивных пластов

На Северо-Останинском месторождении нефтеносность приурочена к средне-поздне девонским известнякам, проницаемая составляющая которых выделяется в пласт «М». Кроме того, различные по значимости нефтепроявления при испытании скважин и в керне отмечались в песчаниках горизонта Ю1 васюганской свиты, нижнемеловых пластах Б16-20, и пласте Ю9 тюменской свиты.

Продуктивная часть пласта М залегает в интервале абсолютных отметок от 2640,8 м в эксплуатационной скв. №5 до 2712,3 м в разведочной скв. №3Р. Залежь по типу флюида – нефтяная, по типу ловушки стратиграфическая под несогласием, ограниченная тектоническими нарушениями, с массивным резервуаром и каверна-трещинным типом коллектора. В контуре нефтеносности расположено три продуктивные разведочных скважины – №№3Р, 5Р, 7Р и пять эксплуатационных – №№3, 4, 5, 7г, 8г, находящиеся в стадии освоения. При испытании скв. №3Р в интервале 2793-2842 м был получен приток нефти дебитом 33 м3/сут при депрессии 18,5 МПа на штуцере 6 мм; промысловый газовый фактор составил 107 м33.

При испытании скв. №5Р с открытым забоем был получен приток нефти дебитом 71 м3/сут при депрессии 8,6 МПа на 8 мм штуцере; газовый фактор составил 1545 м33. Скважина №7Р при испытании в интервале 2794-2824 м дала 42,1 м3/сут нефти с газовым фактором 1751 м33 при депрессии 18,3 МПа.

Геолого-физические характеристики эксплуатационного объекта представлены в табл. 2.2.

Общая толщина пласта изменяется от 50,0 до 265,0 м, в среднем составляя 100,0 м. Среднее значение нефтенасыщенной толщины – 43,8 м. Наименьшее значение нефтенасыщенной толщины (46,6 м) в скважине №7Р, расположенной в центре залежи, от которой в северном и южном направлениях происходит увеличение нефтенасыщенных толщин. Эффективная водонасыщенная толщина изменяется от 16,0 м (скв. №8Р) до 218,4 м в скв. №7Р. Отношение эффективной толщины к общей имеет высокое значение и составляет в среднем по пласту 0,86.

Таблица 2.2 Геолого-физическая характеристика пласта М Северо-Останинского месторождения

Параметры

Пласт М

Средняя глубина залегания, м

-2660,6

Тип залежи

массивная

Тип коллектора

каверно – трещинный

Площадь нефтегазоносности, тыс. м2

26750

Средняя общая толщина, м

100

Средняя нефтенасыщенная толщина, м

43,8

Пористость, доли ед.

0,006

Средняя начальная насыщенность нефтью, доли ед.

0,65

Проницаемость, мД

4,46

Коэффициент песчанистости, дол ед.

0,86

Расчлененность, ед

8,4

Пластовая температура, С

116

Пластовое давление, мПа

28,3

Абсолютная отметка ВНК, м

-2712,3

Коэффициент сжимаемости пористой среды, ·10-5 1/мПа

7

Коэффициент вытеснения нефти рабочим агентом (водой)

0,832

Керн отобран в 13 скважинах (№№2Р, 3Р, 5Р, 6Р, 7Р, 8Р, 9Р, 10Р, 11Р, 12П, 13Р, 14Р, 16Р, 5, 3). Общий вынос керна в среднем составил 60,1% от проходки, в эффективной части пласта – 17%.

ВНК принят условно на абсолютной отметке минус 2712,3 м по нижней отметке вскрытой части разреза в скв. №3Р, согласно оперативному подсчету запасов, который был выполнен в 1985 г. Размеры залежи 5,0-8,4 км x 3,5-4,4 км и высота 72 м.

По продуктивности залежь относится к средним, по запасам – к категории мелких.

Готовая работа, которую можно скачать бесплатно и без регистрации:   Проект производства геодезических работ при строительстве промышленных сооружений

.4 Состав и свойства нефти, газа и пластовой воды

Свойства нефти

Для исследования физико-химических свойств пластовых флюидов Северо-Останинского месторождения проведены мероприятия по отбору проб из продуктивных скважин №3Р, №5Р, №7Р. Отбор проб нефти производился из каждой скважины на интервале 2866-2870 м пласта М.

Исследования проводились в лаборатории геохимии и пластовых нефтей ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК».

С помощью программы PVTi™ на основе компонентного состава пластовой нефти производился расчет физико-химические свойства нефти и газа для скв. №3Р, №5Р, №7Р. В результате обработки результатов исследований в программе PVTi™ получен расчетный компонентный состав пластовой смеси для региона в районе скв. №3Р, №5Р, №7Р.

Газосодержание пластовой нефти скв №3Р равно 107 м3/т, объемный коэффициент – 1,31, вязкость – 1,17 мПа·с, плотность в поверхностных условиях 850,8 кг/м3.

Нефть, полученная из скв. №5Р, легкая (плотность в стандартных условиях 769 кг/м3, в пластовых условиях – не определена), малосмолистая (содержание смол – 3,3% масс.), высокопарафинистая (17% масс.), содержание серы не определено, кинематическая вязкость при 50 оС – 1,7 мПа·с.

Из скв. №7Р получена смесь нефти и газа, промысловый газовый фактор равен 1791 м33, плотность в пластовых условиях – 662 кг/м3, после сепарации – 850,8 кг/м3, вязкость в пластовых условиях – 0,077 мПа·с, вязкость после сепарации – 6,6 мПа·с, объемный коэффициент составляет 1,817, газосодержание составляет 408,5 м3/т.

В табл. 2.3, 2.4 представлены физико-химические свойства нефти и

компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Северо-Останинского нефтяного месторождения.

Таблица 2.3 Физико-химические свойства нефти

Наименование

Единица измерения

Значение

Плотность нефти в пластовых условиях

кг/м3

662,0-706,9

Плотность нефти в стандартных условиях

кг/м3

769,0-850,8

Вязкость пластовой нефти

мПа·с

0,077-1,17

Вязкость нефти в стандартных условиях

при 20оС

мПа·с

2,4-6,6

при 50оС

мПа·с

1,7-1,9

Массовое содержание (среднее значение):

серы

% массов

смол силикагелевых

% массов

3,3

асфальтенов

% массов

следы

парафинов

% массов

17

Выход фракций

100оС

% об.

34

150оС

% об.

42

200оС

% об.

55

250оС

% об.

66

300оС

% об.

83

Газосодержание

м3

107-408,5

Температура застывания

оС

+5

Объемный коэффициент

доли ед.

1,31-3,22

Коэффициент сжимаемости,

1/мПа ·10-5

1,74-14,0

Давление насыщения газом

мПа

20-23

Шифр технологической классификации по (ГОСТ, ОСТ)

нефть легкая с незначительной вязкостью высоко парафинистая

Таблица 2.4 Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Северо-Останинского нефтяного месторождения

Наименование

Молекулярная концентрация, %

Выделившийся газ

Сепарированная нефть

Пластовая нефть

Сероводород

Двуокись углерода

1,27-1,31

0,02

0,69-1,21

N2 + редкие

0,52-0,54

0,08-0,28

СН4

78,52-82,65

0,2-0,12

42,79-67,26

С2Н6

6,06-6,17

0,19-0,39

3,38-7,34

С3Н8

5,49-6,51

0,81-2,21

3,91-6,94

i-С4Н10

1,36-2,78

1,15-2,76

1,69-2,03

n-C4Н10

1,29-2,27

0,6-1,75

1,51-1,61

i-С5Н12

0,46-1,67

1,35-2,0

0,77-1,53

n-C5Н12

0,45-0,78

1,42-2,5

0,73

C6Н14 + остаток

0,26-0,39

87,5-92,76

12,37-42,46

Плотность, кг/м3

0,861-0,934

850,8-856,8

662,0-706,9

Свойства газа

Газ характеризуется как «жирный», содержание метана 59,6-79,1%, этана – 7,8 – 11,5%. Пластовый газ содержит СО2 (0,1-2,9%). Отмечено присутствие азота и редких газов (1,5-3%).

Относительная плотность газа по скв. №№5Р и 7Р изменяется в диапазоне 0,718 – 0,772. Газ сепарации, полученный из скв. №3Р намного тяжелее, его относительная плотность по воздуху 0,95. Прослеживается значительное отличие компонентного состава газа из скв. №№5Р и 7Р от компонентного состава газа, полученного из скв. №3Р.

Свойства пластовой воды

Гидрогеологический разрез расчленяется на следующие водоносные комплексы (ВК): палеоген-четвертичный, верхнемеловой, нижнемеловой, юрский и доюрский.

Водоносные комплексы изолированы друг от друга следующими водоупорными толщами: чеганская, люлинворская свиты; ганькинская, славгородская, ипатовская, кузнецовская свиты; кошайская пачка, входящая в состав алымской свиты; низы куломзинской, баженовская, георгиевская свиты. Водоупорные толщи сложены глинистыми породами.

Палеоген – четвертичный ВК включает: нижнеолигоценовый водоносный горизонт алымской свиты; миоцен – антропогеновый водоносный горизонт и воды озерно-болотных отложений.

Воды снизу вверх меняются от гидрокарбонатно – кальциевых, кальциево – магниевых, редко натриевых, до гидрокарбонатно-хлоридно-кальциевых и хлоридно – гидрокарбонатно – кальциевых. Минерализация изменяется от 0,22 до 0,52 г./л. Кровля комплекса залегает на глубине от 75 до 125 м, толщина составляет 15,6 – 35 м.

Воды горизонта по своему составу отвечают требованиям ГОСТ Р 51232-98 «Вода питьевая», кроме содержания железа, марганца, фтора, фенолов.

Питание комплекса атмосферное, разгрузка приурочена к долинам рек.

Верхнемеловой ВК представляет собой мощную водонасыщенную толщу покурской свиты. Верхним водоупором являются глины кузнецовской свиты. Кровля комплекса находится на глубине 664, 669 м, подошва 1540, 1560 м.

Воды имеют минерализацию от 4 г/л (верхние водоносные горизонты) до 16 г./л (нижние водоносные горизонты), состав от гидрокарбонатно-кальциевого до хлоридно-кальциевого и хлоридно-натриевого.

Питание подземных вод комплекса осуществляется в краевых частях бассейна, разгрузка – в центральных и северных районах бассейна.

На разрабатываемых нефтяных месторождениях Томской области воды покурской свиты используются для закачки в целях искусственного поддержания пластового давления.

Нижнемеловой ВК представлен отложениями алымской, киялинской, тарской и куломзинской свит.

Водоупорной кровлей являются глинистые отложения кошайской пачки. ВК залегает на глубине от 1570 м до 2467 м и подстилается аргиллитами куломзинской свиты. Воды хлоридно-кальциевого типа, минерализация 18,5 г/л.

Питание водоносного комплекса происходит в краевых частях бассейна, разгрузка – в центральных и северных.

Юрский ВК включает отложения васюганской и тюменской свит. Водоупорная кровля находится на глубине 2490, 2540 м и соответствует отложениям барабинской пачки, входящей в васюганскую свиту. Водоупорная подошва приурочена к низам тюменской свиты и находится на глубине 2680, 2880 м. Нижний водоупор выдержан на всей территории месторождения.

Воды васюганской свиты хлоридно-кальциевые с минерализацией – 42,9

г/л, имеют повышенное содержание стронция – 318 мг/л. Качественный анализ воды из тюменской свиты отсутствует. По данным соседних месторождений, воды хлоридно-кальциевого состава с минерализацией до 73 г./л.

Таблица 2.5 Свойства и состав пластовых вод пласта М Северо – Останинского нефтяного месторождения

Наименование показателя

Диапазон значений

Среднее значение

Газосодержание, м33

Плотность воды, кг/м3

в стандартных условиях

1,002 – 1,043

1,023

в условиях пласта

Вязкость в условиях пласта, мПа ·с

0,31

Коэффициент сжимаемости, 1/мПа · 10-5

4,6

Объемный коэффициент, доли ед.

Химический состав вод, (мг/л; мг – экв/л;%-экв/л)

Na+

3225,2 – 22548,4

14602,9

Ca++

256,5 – 1803,6

1365,4

Mg++

53,47 – 165,3

107,3

Cl

5229,7 – 382389,2

25003,3

HCO3

396,61 – 613,72

535,4

CO3-2

Отс.

Отс.

SO4

Отс.

Отс.

NH4+

Br

J

B+3

Li+

Sr+2

Rb+

Cs+

Общая минерализация, мг/л

9142,07 – 63130,27

36136,2

Водородный показатель, рН

6,1 – 7,2

6,5

Жесткость общая, мг – экв/л

67,2 – 107,2

91,4

Химический тип вод (по В.А. Сулину)

хлоридно – кальциевый

Количество исследованных скважин / проб

2/6

Из доюрского ВК в пределах месторождения пластовая вода не получена. На соседних месторождениях получены притоки с минерализацией до 68 г./л, состав вод-хлоридно-кальциевый.

Питание комплекса осуществляется в районе горного обрамления, разгрузка – в северных акваториях.

Таким образом, анализ материалов по Северо-Останинскому

месторождению позволяет выделить следующие основные моменты гидро-

геологической характеристики изучаемого месторождения:

химический состав вод юрских и палеозойских отложений, значительная удаленность от областей питания и разгрузки вод, свидетельствует о застойном характере вод.

водоносный комплекс, к которому приурочена залежь нефти, имеет низкие коллекторские свойства.

нефтеносные отложения имеют низкую водообильность.

2.5 Запасы нефти

Запасы нефти Северо-Останинского нефтяного месторождения в ГКЗ СССР не представлялись, т.к. недостаточный вынос керна определил трудности обоснования подсчетных параметров.

Оперативный подсчет запасов выполнялся силами ПГО «Томскнефтегазгеология».

Утверждение запасов нефти проводилось на уровне ЦКЗ Мингео СССР в 1980, 1981 и 1985 гг. (протокол от 11 февраля 1985 года).

По состоянию на 01.01.2012 г. на Госбалансе РФ числятся запасы нефти категории С1 в количестве 2550 тыс. т (геологические), из них 1590 тыс. т извлекаемых.

В 1994-1996 гг. специалисты ВНИГНИ выполнили научно-исследовательскую работу, в которой отражены результаты моделирования природного резервуара Северо-Останинского месторождения нефти и газа на основе обработки и структурно-литологической интерпретации (переинтерпретации) данных сейсморазведки МОГТ по 21 сейсмическому профилю в объеме 260 пог. км, бурения и ГИС, базирующихся на методологии и технологии ВНИГНИ.

В пределах Северо-Останинской площади две залежи углеводородов.

Первая из них вскрыта скважиной №3Р, а вторая – скважинами №№5Р и 7Р.

Залежи гидродинамически не сообщаются.

Для проектирования использовались запасы нефти, находящиеся на государственном балансе. По количеству запасов месторождение классифицируется как мелкое, по геологическому строению – сложное.

Дополнительные сведения о запасах представлены в табл. 2.6 и табл. 2.7.

Таблица 2.6 Сводная таблица подсчетных параметров, запасов нефти и растворенного газа

Пласт

Зона

Категория запасов

Площадь нефтеносности, тыс. м2

Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м

Объем нефтенасыщенных пород тыс. м3

Коэффициент пористости, доли ед.

Коэффициент нефтенасыщенности доли ед.

Пересчетный коэффициент, доли ед.

Плотность нефти, г/см3

Начальные геологические запасы нефти тыс. т

М

С1

26500

52,5

1391250

0,005

0,60

0,7

0,85

2550

Таблица 2.7 Состояние запасов нефти на 01.01. 2012 г.

Подсчетный объект

Начальные запасы нефти, тыс.

Текущие запасы нефти, тыс. т

ГКЗ Роснедра

На государственном балансе

Геологические

Извлекаемые

КИН, доли ед.

Геологические

Извлекаемые

КИН, доли ед.

Геологические

Извлекаемые

КИН, доли ед.

С1

С1

С1

С1

С1

М

2550

1590

0,624

2550

1590

0,624

2548

1588

0,624

3. Анализ разработки Северо – Останиского нефтяного месторождения

.1 Проектные показатели вариантов разработки Северо – Останинского месторождения

ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» был проведен расчет технологических показателей с помощью гидродинамического моделирования для базового случая (размещение скважин согласно варианту разработки, выбранное в качестве оптимального в «Проект пробной эксплуатации Северо-Останинского нефтяного месторождения» на период 2010-2012 гг.) и 2-х вариантов разработки месторождения на период полного развития.

В Таблице 3.0 представлены исходные характеристики расчетных вариантов.

Таблица 3.0 Основные исходные данные технологических показателей разработки

Характеристики

Варианты

Режим разработки

Заводнение

Схема размещения сетки скважин

Трехрядная шахматная

Пятиточечная

Пятиточечная

Шаг сетки, м

500/1000

500

500

Плотность сетки, га/скв.

21,5

17

17

Коэффициент охвата доли ед.

0,594

0,720

0,750

Соотношение скважин, доб/нагн.

5/2

1/1

1/1

Забойное давление скважин, МПа

– добывающих

15/20

15/20

15/20

– нагнетательных

39/44

39/44

39/44

Коэффициент использования скважин, д. ед.

– добывающих

0,92

0,92

0,92

– нагнетательных

0,92

0,92

0,92

Предельная обводненность при отключении добывающих скважин, %

98

98

98

Срок разработки, лет

38

17

17

Базовый вариант. Трехрядная шахматная система разработки с расстоянием между рядами 500 м. между добывающими скважинами 1000 м. В данном варианте добыча нефти ведется 29 добывающими скважинами, поддержание пластового давления осуществляется 14 нагнетательными скважинами. В первые два года опытно-промышленной разработки заканчивается освоение скважин, запланированных к вводу, и формируется 2 участка опытно-промышленной разработки. В третий год ОПР вводится система ППД. С шестого года ведется активное разбуривание месторождения, которое продолжается 3 года, с темпом ввода скважин в эксплуатацию до 12 шт. в год. Максимальный уровень добычи нефти достигается в 8 году и составляет 142,5 тыс. тонн, максимальный уровень добычи жидкости приходится на 17 год и составляет – 333,7 тыс. тонн. Добыча нефти за проектный период 38 лет составляет 1257,2 тыс. тонн, с начала разработки – 1259,1 тыс. тонн с достижением КИН за весь период разработки 0,494 д. ед. Среднее пластовое давление на конец расчетного периода составляет 27,1 МПа. Конечная обводнённость составит 94,7%.

График добычи нефти, жидкости, закачки агента, динамики фонда добывающих и нагнетательных скважин по базовому варианту приведен на рис. 3.0.

Средний дебит жидкости добывающих скважин в течение проектного периода варьируется от 14,2 до 92,2 т/сут, средняя приемистость до 112,9 м3 сут.

Вариант 1. Площадная пятиточечная система разработки с расстоянием между скважинами 500 м. В данном варианте добыча нефти ведется 46 добывающими скважинами, поддержание пластового давления осуществляется 49 нагнетательными скважинами. В первые два года опытно-промышленной эксплуатации заканчивается освоение скважин, запланированных к вводу, и формируется 2 участка опытно-промышленной разработки. С третьего года вводится система поддержания пластового давления. С шестого года ведется активное разбуривание месторождения, которое продолжается 7 лет, с темпом ввода скважин в эксплуатацию до 13 шт. в год.

Максимальный уровень добычи нефти достигается в 11 году и составляет 218 тыс. тонн, максимальный уровень добычи жидкости приходится на 13 год и составляет 1535,4 тыс. тонн. Добыча нефти за проектный период 17 лет составляет 1525,3 тыс. тонн, с начала разработки – 1527,1 тыс. тонн с достижением КИН 0,599 д. ед. Среднее пластовое давление на конец расчетного периода составляет 29,2 МПа. Конечная обводнённость составит 97,2%.

График добычи нефти, жидкости, закачки агента, динамики фонда добывающих и нагнетательных скважин по варианту 1 приведен на рис. 3.1.

Средний дебит жидкости добывающих скважин в течение проектного периода варьируется от 29,5 до 415 т/сут, средняя приемистость нагнетательных скважин – от 78,6 до 183,1 м3 сут.

Вариант 2. Площадная пяти точечная система разработки с расстоянием между скважинами 500 м. В данном варианте добыча нефти ведется 46 добывающими скважинами, поддержание пластового давления осуществляется 49 нагнетательными скважинами. В первые два года опытно-промышленной эксплуатации заканчивается освоение скважин, запланированных к вводу, и формируется 2 участка опытно-промышленной разработки. С третьего года вводится система поддержания пластового давления. Во втором году планируется проведение исследований по закачке ПАВ на керне, с третьего года и до конца ОПР – опробование закачки ПАВ на скв. №№5 и 37. В четвертом и пятом годах ОПР на скв. №№3 и 4 планируется опробование технологии циклического воздействия на пласт. На добывающих скважинах №№6г. 7г. 8г. 9. 27 планируется провести работы по определению оптимального забойного давления. С шестого года ведется активное разбуривание месторождения, которое продолжается 7 лет, с темпом ввода скважин в эксплуатацию до 13 шт. в год.

Максимальный уровень добычи нефти достигается в 11 году и составляет 230,1 тыс. тонн, максимальный уровень добычи жидкости приходится на 13 год и составляет 1523,5 тыс. тонн. Добыча нефти за проектный период 17 лет составляет 1558.1 тыс. тонн, с начала разработки – 1590 тыс. тонн с достижением КИН 0,624 д. ед. Среднее пластовое давление на коней расчетного периода составляет 28,5 МПа. Конечная обводнённость составит 97,4%.

График добычи нефти, жидкости, закачки агента, динамики фонда добывающих и нагнетательных скважин по варианту 2 приведен на рис. 3.2.

Средний дебит жидкости добывающих скважин в течение проектного периода варьируется от 22,8 до 425,1 т/сут, средняя приемистость нагнетательных скважин – от 70,5 до 187,3 м3 сут.

3.2 Состояние разработки Северо – Останинского месторождения

В промышленную эксплуатацию месторождение введено в 2010 году, в соответствии с проектом пробной эксплуатации Северо-Останинского нефтяного месторождения (протокол ЦКР Роснедра №4464 от 17.12.2008 г.).

Выполненный и утверждённый 2008 г. ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» проект пробной эксплуатации (ППЭ), предусматривался проведение пробной эксплуатации месторождения в течение с 01.10. 2010 по 01.012012 г., к реализации принят вариант со следующими решениями и технологическими показателями:

 система разработки: два элемента площадной 5-точечной системы разработки с расстоянием между скважинами в ряду 1000 м, между рядами 500 м;

 действующий фонд скважин участка пробной эксплуатации:

всего – 11, добывающих – 9, из них:

горизонтальных – 6, наклонно-направленных – 3, нагнетательных – 2;

 две скважины бурятся с отбором керна;

 в период пробной эксплуатации месторождения разработка залежи планировалась на трех опытных участках:

 на первом участке (район скв. №3Р) бурятся пять скважин, образующие 5-точечный элемент. Скважины вводятся в 2010 году;

 на втором участке (район скв. №5Р), также по 5-точечному элементу, бурятся еще пять скважин. Скважины вводятся в эксплуатацию в 2011 году;

 на участке в районе скв. №7Р бурится и вводится в эксплуатацию в 2011 году одна скважина.

 выбранные пятиточечные элементы системы разработки по результатам ППЭ могут быть трансформированы в проектную трехрядную систему разработки;

 максимальный проектный уровень добычи нефти на период пробной эксплуатации составлял 213,1 тыс. тонн.

За период пробной эксплуатации из 11 добывающих скважин запланированных, пробурено всего 5 эксплуатационных скважин. В 2010 г. пробурено две наклонно-направленных скважины (№3 и 4). В 2011 г. пробурено три скважины, одна наклонно-направленная (№5) и две горизонтальных (№7г и 8г). Кроме того, из 5 пробуренных скважин, только 3 скважины дали промышленные притоки нефти (скв. №4, 5 и 7г), скважина №3 по результатам испытаний дала воду с пленкой нефти. В 2011 г. на скв. №3 был проведен кислотный ГРП, после чего скважина находилась в ожидании обустройства. Скважина №8 находилась в освоении.

Добыча нефти на Северо-Останинском месторождении ведется с октября 2010 г. Объектом разработки является пласт М.

В 2010 г. месторождение эксплуатировалось одной фонтанной скважиной №4 с дебитом 34,1т/сут с обводненностью 0,0% (табл. 3.2). С октября по декабрь 2010 г. скважина №4 отработала всего 10,8 сут.

В табл. 3.1 Приведены показатели добычи за 2010 г.

Таблица 3.1 Показатели добычи нефти, жидкости, воды, Северо-Останинского месторождения за 2010 г

год

2010

показатели

Добыча нефти тыс. т.

Добыча жидкости тыс. т.

Добыча воды тыс. т.

Месяц

Октябрь

0,1150

0,1150

0,0

Ноябрь

0,1240

0,1240

0,0

Декабрь

0,1309

0,1309

0,0

Всего за год

0,3699

0,3699

0,0

В январе 2011 г. в эксплуатацию на пласт М введена скважина №5 с дебитом безводной нефти 5,0 т/сут (табл. 3.2). Но из-за низких фильтрационных свойств пород и низких устьевых давлений, скважина не могла работать в постоянном режиме, поэтому была переведена на периодический режим работы (5 часов в работе, 19 часов в накоплении).

Скважина №4 прекратила фонтанирование по причине закупорке НКТ парафиновой пробки с включением угля на глубине 900 м. В феврале 2011 года были проведены работы по очистке НКТ от пробки механическим скребком, который не принес положительного результата. Руководством ОАО «Томскгазпром», было принято решение эксплуатировать скважину №4 по затрубному пространству на штуцере d = 6 мм.

В июле 2011 г. в эксплуатацию на пласт М введена скважина №7г с дебитом безводной нефти 131,0 т /сут (табл. 3.2). До сентября месяца скважина №7г работала в постоянном режиме на минимальном штуцере (d = 5 мм), так как строительство УПН не было закончено, поэтому скважины работали через сепараторы и лини которые были установлены временно, на РВС (УПН) где производилось накопление нефти для заполнения магистрального трубопровода Северо-Останиаское – Лугинецкое. В сентябре 2011 г. запустили в эксплуатацию УПН Северо-Останинского месторождения и скважину №7г после обвязки с АГЗУ, перевели на штуцер (d = 8-10 мм). Что свидетельствует показатели, приведенные в табл. 3.3 и рис 3.4. Нагнетательные, контрольные, пьезометрические, а также другие специальные скважины на месторождении отсутствуют.

Таблица 3.2 Показатели эксплуатации по скважинам Северо-Останинского месторождения за 2011 г.

№ скв.

Дебит

Обводненость, %

Способ

нефти, т/сут

Жидкости, т/сут

эксплуатации

Пласт М

4

34,1

34,1

0,0

Фонтанный

5

5

5

0,0

Фонтанный

131

131

0,0

Фонтанный

Таблица 3.3 Показатели добычи нефти, жидкости, воды, Северо-Останинского месторождения за 2011 г

год

2011

показатели

Добыча нефти

Добыча жидкости

Добыча воды

Квартал

тыс. т.

тыс. т.

тыс. т.

I

0,292

0,292

0,0

II

0,390

0,390

0,0

III

0,412

0,412

0,0

IV

0,430

0,430

0,0

Всего за год

1,524

1,524

0,0

Таблица 3.4 Сравнение проектных и фактических показателей разработки пласт М Месторождение Северо-Останинского на 01.01.2012 г.

Показатели

Годы

2010

2011

План

Факт

План

Факт

1

Добыча нефти всего, тыс. т

27,2

0,3699

115,9

1,524

2

Сред. суточный дебит неф. нов. скв., т/сут

34

34,1

82,8

117,6

3

Средний дебит жидкости действ. скв., т/сут

34,2

34,1

44

117,6

4

Средний дебит жидкости нов. скв., т/сут

34,2

34,1

83,2

117,6

5

Средняя обв-ть продукц. дейст ф. скв., %

0,6

0

2,3

0

6

Средний дебит нефти дейст. скв., т/сут

34

34,1

43

117,6

7

Доб. жидкости, всего, тыс. т

27,3

0,3699

118,6

1,524

8

В том числе из новых скважин

27,3

0,3699

79,9

1,524

9

Добыча жидкости с нач. разработки., тыс. т

27,3

0,3699

146

1,8939

10

Добыча нефти с нач. разработки, тыс. т

27,2

0,3699

143

1,8939

11

Коэффициент нефтей извлеч., доли ед.

0,011

0,00015

0,056

0,00074

12

Отбор от утвержденных. извл. зап., %

1,7

0,023

9

0,119

13

Темп отбора нач. утв. изв. зап., %

1,7

0,023

7,3

0,096

14

Темп отбора текущих утв. изв. зап., %

1,7

0,023

8

0,096

15

Добыча растворенного газа, млн. м3

3,3

0,340

63,6

1,740

16

Ввод новых добывающих скв., всего, шт.

5

2

6

3

17

В том числе: из экспл. бурения

5

2

6

3

18

Среднее число дней раб. нов. скв., дни

160

10,8

160

13,0

19

Средняя. глубина. нов. скв., м

3000

3000

3000

3000

20

Эксплуатационное бурение, всего, тыс. м

15

6

18

9

21

В том числе: добывающие скважины

15

6

18

9

22

Мощность новых скважин, тыс. т

58,9

11,2

172,2

115,9

23

Закачка рабочего агента, тыс. м3 /год

0

0

0

0

24

Закачка раб. агента с нач. разр-ки, тыс. м3

0

0

0

0

25

Фонд доб. скважин на конец года, шт.

5

1

11

3

26

В том числе нагнетательные в отработке

1

0

2

0

27

Действующий фонд доб. скв. на кон. г., шт.

5

1

11

3

Накопленная добыча за 2010 г. составило: нефти 0,3699 тыс. т, жидкости 0,3699 тыс. т, воды 0,0 тыс. т, газа 0,340 млн. м3 (табл. 3.1, 3.4, рис. 3.3, 3.5). Накопленная добыча за 2011 г. составило: нефти 1,524 тыс. т, жидкости 1,524 тыс. т, воды 0,0 тыс. т, газа 1,740 млн. м3 (табл. 3. 3,3.4, рис. 3.4, 3.5). Всего за период пробной эксплуатации составило накопленная добыча: нефти 1,8939 тыс. т, жидкости 1,8939, газа 2,08 млн. м3, а по проектным данным, добыча нефти 143,1 тыс. т, жидкости 145,9 тыс. т, газа 66,9 млн. м3 (табл. 3.4, рис. 3.6).

Темпы отбора нефти выросли в 2010-2011 гг. с 0,023 до 0,096% от запасов категории С12, но существенно отстают от проектных показателей, KИH достиг 0,074% от начальных запасов. Месторождение находится в ранней стадии разработки. Отработано 0,119% от утвержденных извлекаемых запасов нефти месторождения (по проекту 9,0%).

Согласно проекту, в период пробной эксплуатации разработка залежи

планировалась на естественном режиме, поэтому закачка воды в пласт не производилась.

Общий фонд добывающих скважин на период 2010 г. составляет всего 2 скважины из них в действующем фонде 1 скважина и одна скважина в освоении (по проекту 5 скважин) (табл. 3.4). На период 2011 г. Общий фонд добывающих скважин составляет 4 скважины из них в действующем фонде 3 скважины и одна скважина в освоении (по проекту 6 скважин). За период 2010-2011 гг. общий фонд добывающих скважин составил всего 5 скважины, из них в действующем фонде 3 скважины и две скважины в освоении (по проекту 11) что также существенно отстают от проектных показателей (рис. 3.6).

Систему разработки месторождения на полное развитие предполагалось определить после реализации работ по проекту пробной эксплуатации. На текущую дату проект пробной эксплуатации реализуется с существенными осложнениями, так как месторождение мало изученное, коллектор порово-кавернозный приурочен к обособленному тектоническому блоку. Все это привело к тому, что в процессе реализации ППЭ возникали сложности при бурении скважин, а также технологические проблемы при освоении скважин и выводе на режим.

Готовая работа, которую можно скачать бесплатно и без регистрации:   Подготовительные работы в строительстве

3.3 Текущее состояние разработки Северо – Останинского месторождения

В феврале 2012 г. скважина №3 после проведения кислотного ГРП, не вышла на режим фонтанирования, была переведена на механизированный способ добычи, и по сегодняшний день работает в периодическом режиме 1 час работы, 6 часов накопление. С суточным дебитом 25,9 т/сут с обводненностью 0,0% (табл. 3.5). На скважине №4 была проведена операция по ликвидации парафиновой пробки в НКТ бригадой КРС. После ликвидации пробки, скважина не вышла на прежний режим работы и была переведена на периодический режим работы с суточным дебитом 22,7 т/сут, с обводненностью 0,0%.

На скважине №5 был проведён кислотный ГРП, после которого показатели по притоку (работе) не улучшились, работает также в периодическом режиме с суточным дебитом 6,7 т/сут, с обводненностью 0,0%, причина этому является низкое пластовое давление, ограниченный контур питания. Скважина №7г работает в постоянном режиме, с суточным дебитом 88,1 т/сут, обводненностью 0,0% (в первом полугодии) и с суточным дебитом: нефти 34,5 т/сут; обводненностью 22,4% (во втором полугодии).

За первый квартал 2012 года в отличие от 2011 г. добыча значительно подросла и составила: нефти 6773,0 тыс. т; жидкости 9145,8; воды 0,0 т. (табл. 3.6, рис 3.7).

В конце марта 2012 г. были пробурены и освоены, а в апреле в ведены в эксплуатацию скважины: №9 с дебитом 27,8 т/сут, с обводненностью 1,8%; №27 с дебитом 24 т/сут, с обводненностью 2,0%; №37 с дебитом 6,7 т/сут, обводненностью 75,7%, а в июле пробурены, освоены и в августе месяце введены в эксплуатацию 3 скважины на 1 кусту. Это скважины №1г с дебитом 119,5 т/сут. (dшт=8 мм), обводненностью 0,0%; №2г с дебитом 67,1 т/сут (dшт=6 мм), обводненностью 0,0%; №6г с дебитом 95,5 т/сут (dшт=8 мм), обводненностью 0,0% (табл. 3.5).

Скважины №9; №27 работают на минимальных штуцерах (d =5 мм), так как эти скважины имеют высокий газовый фактор (скв. №9 – 95,9 тыс. м3/сут, скв. №27 – 82,7 тыс. м3/сут), что сказывается на показателях ДНП подготовленной товарной нефти. Поэтому чтобы скв. №9, 27 не эксплуатировать в периодическом режиме, руководство «Томскгазпром» приняло решение эксплуатировать в постоянном режиме, но на штуцерах меньшим диаметром (d = 5 мм) до ввода в эксплуатацию газокомпрессорной станции.

Скважина №8г – находится в фонде освоения (по причине обводнения пластовой водой). При запуске в коллектор прекращает фонтанирование.

Заметный рост добычи нефти, жидкости и воды наблюдается на динамики показателей приведенный в табл. 3.6, рис. 3.7.

Таблица 3.5 Показатели эксплуатации по скважинам Северо-Останинского месторождения за 2012 г

№ скв.

Дебит

Обводненость, %

Способ

Нефти, т/сут

Жидкости, т/сут

эксплуатации

Пласт М

119,5

119,5

0,0

Фонтанный

67,1

67,1

0,0

Фонтанный

3

25,9

25,9

0,0

УЭЦН

4

22,7

22,7

0,0

Фонтанный

5

6,7

6,7

0,0

Фонтанный

95,5

95,5

0,0

Фонтанный

34,5

47,9

22,4

Фонтанный

9

27,8

28,5

1,8

Фонтанный

27

24,0

24,7

2,0

Фонтанный

37

6,7

34,5

75,7

Фонтанный

Таблица 3.6 Показатели добычи нефти, жидкости, воды, Северо-Останинского месторождения за 2012 г

год

2012

показатели

Добыча нефти

Добыча жидкости

Добыча воды

Квартал

тыс. т.

тыс. т.

тыс. т.

I

6773,0

9145,8

0,0

II

10795,3

14824,3

546,6

III

22392,8

32737,8

4553,0

IV

34813,8

47722,6

4075,6

Всего за год

74774,9

104430,5

9175,2

По состоянию на 01.01.2013 г.

Добыча нефти с начала года составило 74774,9 тыс. т (рис. 3.8), с начало разработки 76668,8 тыс. т. из-запланированных 77700,0 тыс. т, что составляет 90%.

Добыча жидкости с начало года 104430,5 тыс. т (рис. 3.8), с начало разработки 106737,5 тыс. т.

Добыча пластовой воды с начало года 9175,2 тыс. т (рис. 3.8), с начало разработки 9175,2 тыс. т.

Добыча попутного газа с начало года 96643,2 тыс. м3 (рис. 3.8), с начало разработки 98383,0 тыс. т.

Максимальная добыча нефти на скв. №7г – 22170 тыс. т/год (dшт=6 мм), (табл. 3.10), максимальная добыча воды на скв. №37 – 5656,1 т/год (dшт=6 мм), (рис. 3.10), плотность пластовой воды – 1048 кг/м3. Утилизация попутной воды производится на факельный амбар выжиганием газом с УПН. Утилизация попутного газа запланировано в конце 2013 г., с вводом в эксплуатацию газокомпрессорной станции. Далее утилизированный газ компрессорами будет транспортироваться по газопроводу на УПГ «Мыльджино».

Таблица 3.7 Общий фонд скважин на Северо-Останинском месторождении

Категория фонда

Пласт М

Месторождение

Фонд скважин на 01.09.2012, всего

11

11

в том числе:

– добывающие

11

11

– нагнетательные

– газовые

– контрольные

– водозаборные

Действующий фонд – 10 скважин и одна скважина в освоении. Девять скважин эксплуатируются фонтанным способом, одна скважина механизированным способом (УЭЦН). Семь скважин (1г, 2г, 6г, 7г, 9,27,37) работают в постоянном режиме, три скважины (3,4,5) в периодическом режим.

4. Технология добычи нефти на Северо-Останинском нефтяном месторождении

.1 Конструкция добывающих скважин

Основными факторами, определяющими конструкции скважины, являются горно-геологические условия месторождения, решения по вскрытию продуктивных пластов и дальнейшей эксплуатации скважины.

Конструкция скважины должна обеспечить:

безаварийное ведение буровых работ:

возможность проведения исследований на всех этапах строительства и эксплуатации скважин:

эффективную породинамическую связь между скважиной и эксплуатационными объектами:

максимальное использование пластовой энергии и осуществление проектных режимов эксплуатации:

условия охраны недр и окружающей природной среды:

минимизацию затрат на сооружение скважины.

Проектом разработки Северо-Останинского месторождения предусмотрено бурение эксплуатационных скважин с зенитным углом по продуктивному пласту 80 градусов (бурение под хвостовик), таким образом, предусматривается следующая конструкция эксплуатационных скважин, с учетом опыта бурения на данном месторождении.

Конструкция добывающих скважин следующая:

Направление Ø 324 мм_____

Глубина спуска 50 м с целью перекрытия верхнего интервала неустойчивых пород. Направление комплектуется обсадными трубами диаметром 324 мм отечественного производства. Цементируется по всей длине одноступенчатым способом с применением цемента для холодных и умеренных температур (ПЦТ I-50).

Кондуктор Ø 245 мм

Глубина спуска 700 м по стволу из условий предотвращения гидроразрыва пород в не обсаженном стволе скважины при закрытии устья в случае ГНВП. Кондуктор комплектуется обсадными трубами диаметром 245 мм отечественного производства с резьбовыми соединениями ОТТМА. Цементирование кондуктора производится по всей длине двумя порциями тампонажного раствора, который готовится на основе цемента ПЦТ I-50 и алюмосиликатных микросфер (АСПМ-ТР) по ТУ 5717-001-11843486-2004.

Эксплуатационная колонна Ø 168 мм

Эксплуатационная колонна спускается до кровли пласта (пласт М). Глубина спуска 2872 м.

Комплектуется обсадными трубами диаметром 168 мм отечественного производства. Цементирование эксплуатационной колонны осуществлялось в одну ступень двумя порциями тампонажного раствора до устья. Первая порция – облегченный тампонажный раствор (плотность 1,40 – 1,48 г./см3) на основе цемента ПЦТ I-100 и алюмосиликатных микросфер (АСПМ-ТР) по ТУ 5717-001-111843486-2004. Вторая порция – тампонажный раствор нормальной плотности (плотность 1,83 – 1,92 г./см3) на основе цемента ПЦТ I-G-CC2 с добавкой РТМ (ДР-100 или ПМК-87) и алюмосиликатных микросфер (АСПМ-ТР) по ТУ 5717-001-11843486-2004.

Хвостовик Ø 114 мм

Хвостовик спускается в интервале продуктивного пласта (пласт М) до забоя скважины. Устройство подвески хвостовика ПХН-114/168 комплектуется обсадными трубами диаметром 114 мм отечественного производства с резьбовыми соединениями ОТТМ. Глубина спуска 2908 м.

В горизонтальных скважинах хвостовик устанавливается не менее, чем на 10 м выше башмака эксплуатационной колонны с использованием подвесного устройства, включающий герметизирующий пакер. В горизонтальном участке хвостовик оборудуется фильтрами ФГС-114. Установка фильтров в горизонтальном участке производится в следующем порядке: фильтр – обсадная труба – фильтр.

Конструкция эксплуатационных скважин представлена в табл. 4.0 и рис. 4.0.

Таблица 4.0 Конструкция эксплуатационных скважин Северо – Останинского месторождения

Наименование колонны

Условный диаметр колонны, мм

Глубина спуска, м

Направление

324

50

Кондуктор

245

700

Эксплуатационная

168

2872

Хвостовик-фильтр

114

2908

.2 Подземное и устьевое оборудование добывающих скважин

Подземное оборудование фонтанных скважин

К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы (НКТ), воронка. Трубы НКТ соединяются между собой при помощи муфтовых резьбовых соединений, спускается в скважину для предохранения обсадной колонны от абразивного износа и высокого давления, для создания определенных скоростей газожидкостного потока и выработки газонасыщенного пласта снизу вверх. Снизу на НКТ устанавливается при помощи резьбового соединения воронка и спускается до уровня 30-50 м над хвостовиком. На устье, НКТ соединяется с толстостенным патрубком и подвешивается при помощи резьбовой муфты находящейся на планшайбе фонтанной арматуры.

Колонны НКТ служат в основном для следующих целей:

– подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа;

– подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);

– подвески в скважине оборудования.

Таблица 4.1 Техническая характеристика НКТ, используемых на Северо-Останинском месторождении

Условный диаметр трубы, мм

Труба

Муфта

наружный диаметр, D мм

толщина стенки, S мм

внутренний диаметр, d мм

масса 1 м трубы, кг

наружный диаметр, D мм

длина, L мм

масса, кг

Трубы гладкие и муфты к ним по ГОСТ 633-80

73

73

5,5

62,0

9,2

88,9

132,0

2,4

Внутреннее давление по группам прочности

Наружное давление РКР по группам прочности

Д

К

Е

Л

М

Д

К

Е

Л

М

49

65

71

84

97

36

47

51

58

65

Оборудование устья добывающих скважин

На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т.е. соединяются частью оборудования скважины, называемой однофланцевой колонной головкой.

Колонная головка жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину.

Конструктивно колонная головка – это сочетание нескольких связанных между собой элементов – катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважин.

Условия работы колонной головки достаточно сложны: нагрузка от веса обсадных колонн может превышать в глубоких скважинах несколько сот килоньютонов. Элементы колонной головки воспринимают также давление от среды, контактирующей с ними. При наличии в пластовой жидкости или газе Н2S, СО2 или при сильной минерализации пластовых вод колонная головка подвергается их коррозийному воздействию. В глубоких скважинах при закачке теплоносителей их стволы и колонные головки нагреваются до 150-250°С, в условиях севера могут охлаждаться до неизбежно приводит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникновения пожаров, взрывов, несчастных случаев.

Оборудование устья фонтанных скважин

На фонтанных нефтяных скважинах предполагается установка фонтанной арматуры АФК2-65-35К1ХЛ – Арматура фонтанная, для сред содержащих СО3 до 6%, условный проход по стволу и боковым струнам 0,065 м, рабочее давление 35 МПа. На рис. 4.3 показана фонтанная арматура тройникового типа с запорными устройствами ЗД, ЗДШ.

При эксплуатации скважины газожидкостная смесь из подъемных труб НКТ-73, проходит через открытую центральную задвижку и направляется на выкид, и далее пройдя через штуцер ЗДШ, в выкидную линию (на схеме не показана), соединяющую арматуру с нефтесборным коллектором и далее АГЗУ. Задвижки на правом отводе крестовины трубной головки при фонтанной работы скважины закрыты, левый отвод крестовины трубной головки служит для подачи рабочего реагента (газ, промывочные жидкости, ПАВ).

Для контроля за технологическим процессами и устьевыми параметрами скважины, устанавливаются два технических манометра с трехходовыми кранами или с вентилями: один на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины (затрубное давление), другой в верхней части арматуры для замера давления в трубах НКТ (трубное или буферное давление).

На верхнюю часть фонтанной арматуры (буфер) устанавливают лубрикатор, служит для проведения технологических операций, таких как спуск, подъем контрольно-измерительных приборов (глубинных манометров, дебетометров) или депарафинизационных скребков, проведения ГДИС.

На боковых отводах елки устанавливают задвижки штуцерные типа ЗДШ65-35К1ХЛ с дисковыми штуцерами (металлокерамические). Замена штуцеров в задвижке ЗДШ производится одним оператором в течение 3 – 5 мин при закрытом положении шибера без сброса давления из системы.

На месторождении применяется фонтанная арматура: АФК2-65-35К1ХЛ (изготовитель – ЗАО «Технология», г. Воткинск) – арматура фонтанная коррозионностойкая, предназначена для работы в холодных макроклиматических районах.

Таблица 4.2 Техническая характеристика фонтанной арматуры

Максимальное рабочее давление, МПа (кг/см2)

35 (350)

Условный проход ствола елки, мм

65

Условный проход боковых отводов, мм

65

Температура окружающей среды, С

-60….+50

Диаметр подвешиваемого трубопровода, мм

НКТ 73

Масса АФК2-65х35К1ХЛ, кг

860

Задвижка предназначена для установки на трубопроводы высокого давления или для работы в составе фонтанных или нагнетательных арматур.

Присоединительные размеры задвижек ЗД аналогичны ЗМС (или любые другие по заказу).

Таблица 4.3 Техническая характеристика задвижки типа ЗД 65-35К1ХЛ

Характеристика

ЗД 65-35К1ХЛ

Максимальное рабочее давление, МПа (кг/см2)

35 (350)

Рабочая среда

Вода техническая, нефть, газ, слабые растворы щелочей и кислот

Условный проход, мм

65

Температура окружающей среды, С

-60….+45

Температура рабочей среды, С

не более 120

Герметичность затвора, класс, ГОСТ 9544-93

А

Рабочее положение

открыто

Направление подачи рабочей среды

любое

Положение на трубопроводе

любое

Габаритные размеры, мм

Высота

252

Длина

350

Длина ручки

230

Масса, кг

52

Присоединение к трубопроводу

фланцевое

Показатели надежности

Полный срок службы, лет, не менее

15

Полный средний ресурс, циклов не менее

1800

Наработка на отказ, циклов, не менее

600

Срок службы до капитального ремонта, лет, не менее

5

Таблица 4.4 Присоединительные размеры фланцев задвижки ЗД 65-35К1ХЛ

Параметр

Рр, МПа

Dу, мм

D, мм

Dш, мм

Dк, мм

Dо, мм

h, мм

ГОСТ/РД

ЗД

35

65

195

160

90

22

56

РД26-16-40-89

35

65

245

190,5

107,9

28

50

ГОСТ 28919

Задвижка штуцерная ЗДШ 65-35К1ХЛ

Задвижка предназначена для установки на трубопроводы высокого давления или для работы в составе фонтанных или нагнетательных арматур.

Таблица 4.5 Техническая характеристика задвижки типа ЗДШ 65-35К1ХЛ

Характеристика

ЗДШ 65-35К1ХЛ

Максимальное рабочее давление, МПа (кг/см2)

35 (350)

Рабочая среда

Вода техническая, нефть с объемным содержанием СО2, газ содержащий жидкие углеводороды, этиленгликоль, турбинные масла, воду и механические примеси

Диаметры отверстии штуцеров, мм

2,3,4,5,6,7,8,10,12

Температура окружающей среды, С

-60….+45

Температура рабочей среды, С

не более 110

Герметичность затвора, класс, ГОСТ 9544-2005

А

Рабочее положение

открыто

Направление подачи рабочей среды

любое

Положение на трубопроводе

любое

Габаритные размеры, мм

Высота

252

Длина

350

Длина ручки

230

Масса, кг

52

Присоединение к трубопроводу

фланцевое

Показатели надежности

Полный срок службы, лет, не менее

15

Полный средний ресурс, циклов не менее

1800

Наработка на отказ, циклов, не менее

600

Срок службы до капитального ремонта, лет, не менее

5

Таблица 4.6 Присоединительные размеры фланцев задвижки штуцерной ЗДШ 65-35К1 ХЛ

Параметр

Рр, МПа

Dу, мм

D, мм

Dш, мм

Dк, мм

Dо, мм

h, мм

n, шт.

Н, мм

ГОСТ/РД

ЗДШ

35

65

195

160

90

22

40

8

270

РД26-16-40

Уникальная особенность конструкции задвижки ЗД 65-35К1ХЛ и задвижки штуцерной ЗДШ 65-35К1ХЛ получило ряд преимуществ по сравнению с задвижками «классической» конструкции:

 «открытие-закрытие» задвижки осуществляется рукояткой;

 свободные внутренние объемы минимальны (т.к. шибер вращается вокруг своей оси), что позволяет исключить замерзание рабочей среды в полостях при низких температурах;

 Детали задвижки, работающие в контакте с агрессивной средой, изготовлены из высоколегированной хромистой стали;

 Задвижки сохраняют работоспособность при температуре окружающего воздуха до -60°С и не требует разогрева при выполнении операции «открыть – закрыть»;

 Благодаря своей конструкции имеет низкое гидравлическое сопротивление;

Из перечисленных выше преимущества, были выявлены по ходу работы также и недостатки:

 Рукоятки задвижек легко снимаются без применения ключей, поэтому после очередного ремонта скважины (КРС), постоянно утериваются;

 При высоком содержании газа в жидкости, нарушается герметичность задвижек, что осложняет работу по открытию задвижек, а так же замена штуцера на ЗДШ;

 При низкой температуры окружающего воздуха (-35; -40), задвижки

требуют разогрева при выполнении операции «открыть-закрыть»;

 В ходе эксплуатации выявлено не герметичность клапана масленки, что приводит подтеки масла, а также нефти из масленки.

 При частой смене штуцера, происходит износ резиновых прокладок, как на самих штуцерах, так и на съемных резьбовых пробках (на схеме и рисунке не указано), нарушается герметичность при открытии ЗДШ;

 Не обходимо повышенное внимание при смене штуцера, чтобы не допустить перекоса его вовремя установки, а также закручивание пробок, чтобы не сорвать резьбу;

 При обвязке фонтанной арматуры, в отличие от задвижек «классической» конструкции, рабочий персонал часто путается в порядке установки задвижек данной конструкции, так как они устанавливаются в любом положении, что приводит к неудобству производить операции «открыть – закрыть» во время проведения технологических операций.

Конструкция скважины оборудованная ЭЦН

На сегодняшний день, механизированная добыча с помощью погружных электроцентробежных насосов, занимает ведущее место на российских нефтедобывающих промыслах. Поскольку имеют разные производительности, габариты, что особенно важно как для высокодебитных скважин с низким газовым фактором, так и для малодебитных. Их наземное оборудование отличается простотой и не требует больших металла затрат для строительства сооружений и фундамента. Поэтому внедрение погружных центробежных насосов на новых скважинах может осуществляться в короткий срок и в любое время года. Поскольку центробежный насос и его привод-электродвигатель

Установка погружного электроцентробежного насоса включает в себя

погружное и наземное оборудование. На Северо-Останинском нефтяном месторождении, погружной электроцентробежной насосной установкой типа ЭЦН5А-50-2300, оснащена скважина №3.

В погружное оборудование входит: электронасосный агрегат, спущенный на глубину 2690 м при помощи колонны насосно-компрессорных труб (НКТ73). Электронасосный агрегат состоит: из погружного электро – двигателя серии ПЭД (табл. 4.6), гидрозащитой, газосепаратора, центробежного насоса, а также обратного и сливного клапанов (выпуск 2007 г., производитель «АЛНАС».

Таблица 4.7 Техническая характеристика электродвигателя серии ПЭД

Тип двигателя

Мощность, кВт

Габаритный размер, мм

Линейное напряжение, В

Ток, А

costp

КПД, %

Температура окружающей среды,С, не более

ПЭД45-117КВ5

45

117

1400

25,5

5

0,86

84

60

К наземному оборудованию относится: устьевое оборудование (колонная головка, устьевая арматура типа АФК2-65х35К1ХЛ изготовитель ЗАО «Технология», г. Воткинск). Электрооборудование включает в себя: станцию управления «Электон 05» с номинальным напряжением в сети 404 В (производства Электон ЗАО, г. Владимир, рис. 4.8), трехфазный маслянистый трансформатор ТМПН-400/3-УХЛ1 (мощность 400 кВА, ВН 2,12 кВ, НН 0,38 кВ, рис. 4.9, производитель Уральский завод трансформаторных технологий), трансформаторная подстанция (КТППН). Электроэнергия от трансформатора к погружному электродвигателю подается по кабельной линии, которая состоит из наземного питающего кабеля и основного кабеля с удлинителем. Соединение наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клейменой коробки, которая устанавливается на расстоянии 3-5 метров от устья скважины.

4.3 Мероприятия по повышению эффективности эксплуатации добывающих скважин

При эксплуатации скважин на Северо-Останинском месторождении возникают осложнения, которые вызваны следующими причинами:

 отложения АСПВ в оборудовании, в лифтовых колоннах и выкидных линиях;

 отложения солей;

 коррозионный износ подземного и наземного оборудования

 механические примеси;

Борьба с отложениями АСПВ

В процессе нефтедобычи на данном месторождении возникают осложнения связанные с выпадением асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) в эксплуатационных скважинах и наземных коммуникациях. Это приводит к снижению дебита добывающих скважин, пропускной способности нефтепроводных коммуникаций, увеличению вязкости скважинной продукции и, соответственно, увеличению потерь давления за счет трения, к высоким значениям придела текучести при повторном запуске скважины. Процесс отложения парафина включает в себя 3 стадии: отделение парафина, рост кристаллов парафина и отложение парафина.

Среди основных факторов влияющие на образование парафина, можно выделить следующие:

 снижение температуры нефти;

 потеря летучих компонентов, которые действуют как растворители;

 постороннее вещество, вызывающие отложение парафинов;

 поверхностные условия оборудования;

 скорость потока жидкости.

Для удаления АСПО из эксплуатационных скважин Северо-Останинского месторождения используют следующие методы:

 Тепловые (обработка скважин горячей нефтью или паром);

 Механические (применение скребков);

– Тепловые методы. Самыми распространенными способами в промысловой практике являются промывка скважины горячей нефтью при помощи агрегата АДПМ и прогрев паром от ППУ. Но для скважин, оборудованных УЭЦН, такой способ опасен тем, что нарушается полимерная изоляция питающего электрокабеля, поэтому температура теплоносителя не должна быть более 70 ОС. Соответственно, с учетом тепловых потерь до требуемой температуры удается прогреть только 220-280 м НКТ. Но температура насыщения парафином может быть достигнута и на большей глубине, где удаление АСПО будет неполным. Поэтому на Северо-Останинском месторождении используется промывка горячей нефтью выкидные линии до и после АГЗУ при помощи агрегата АДПМ (рис. 4.10) и жестокой линии, которая присоединяется с помощью быстро соединяющего резьбового соединения (БРС) к пропарочнику выкидной линии скважины. Обработка паром устья скважин и выкидных линий агрегатом ППУА 1600/100М (рис. 4.11).

– Механический метод. Скребки позволяют очистить внутреннюю поверхность НКТ фонтанных скважин и скважин, оборудованных УЭЦН, спускоподъемные операции выполняются с помощью лебедки и скребковой проволоки. На данном месторождении, для очистки от парафина насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм применяются скребки С-00.00 производства ЗАО «Технология» г. Воткинск, «Кыргач-5», «Кыргач-6» («ТатНИПИнефть»), лебедки Сулейманова для ЭЦН («Черногорнефть»), полуавтоматической установки ПАДУС-01 для ЭЦН («Прецезион»), (рис. 4.13, рис. 4.14). Безусловное достоинство скребков – качество очистки не зависит от состава загрязнений, температуры их плавления.

– Химический метод. В основе способа лежат методы предупреждения АСПО с использованием ингибиторов и методы удаления уже образовавшихся парафиновых отложений в виде дисперсной взвеси, транспортируемой потоком флюидов. В качестве ингибиторов парафиноотложения применяются отечественные и зарубежные реагенты, например, ИНПАР, СОНПАР, СНПХ-7843 и др., а также растворители – удалители АСПО: гексановая фракция, СНПХ-7 р-1, СНПХ-7850, стабильный газовый конденсат, нефрас и др. Могут быть использованы ингибиторы парафиноотложения, композиционные реагенты ИП-1, ИП-2, ИП-3, ДН-5, присадки комплексного действия – ингибитор-депрессор ИХН-1 и др.

– Метод электротеплового воздействия. Основан на использовании электрических греющих устройств, обеспечивающих расплавление АСПО и повышение температуры среды выше температуры конденсации АСПО или образования газогидратов. Перспективным представляется использование постоянно действующих саморегулируемых греющих кабелей ДНН Райхем фирмы Tyco Thermal Controls (США) и аналогов российского производства – системы с греющим кабелем «Тепломаг» (ОАО «Псковгеокабель»), опускаемых в НКТ до глубины начала выпадения АСПВ или газогидратов и обеспечивающих прогрев продукции скважин до заданной температуры (в пределах 30-90 оС. С учетом высокого энергопотребления (до 100кВт/скв.) таких систем их применение целесообразно при наличии автономного источника электроэнергии или наличии мощного источника внешнего энергоснабжения.

На данный момент метод электротеплового воздействия и химический метод на Северо-Останинском месторождении из-за высоких экономических затрат не применяются. Схема подачи химических реагентов на выкидные линии скважин с помощью дозировочных насосов типа НД (рис. 4.12), имеется, но не используется.

Борьба с отложением солей

Солеотложения представляют собой накопление твердых неорганических осадков в порах пласта, на стенках труб, в щелях хвостовика, скважинном и наземном оборудовании, что приводит к засорению скважины и снижению притока жидкости. Основной причиной выпадения осадка служит вода, добываемая вместе с нефтью. Выпадение вещества в осадок происходит тогда, когда концентрация этого вещества или иона превышает равновесную, а причиной может служить смешение вод различного состава, несовместимых друг с другом, перенасыщение в результате изменения термобарических условий в скважине или насосе, испарение воды и др.

Пластовые воды Северо-Останинского месторождения являются средненасыщенными солевыми растворами (диапазон значений по минерализации составляет 9,1 – 63,1 г/л, в среднем 36,1 г/л), относящимися к хлоридным натриевым водам хлоркальциевого типа. Выпадающие из них соли отлагаются в пласте, подземном оборудовании, трубопроводах. Отложение солей приводят к снижению МРП работы скважин и потере объемов добычи нефти.

Готовая работа, которую можно скачать бесплатно и без регистрации:   Мифологические основы в дизайне

Эффективность предупреждения солевых отложений зависит от:

 правильного подбора ингибитора;

 выбора технологии ингибирования;

 точности выполнения технологии подачи ингибитора;

 периодичности обработки скважин.

Выбор ингибитора производится на основе анализа химического состава образующих солевых осадков и технологических свойств реагента, таких как ингибирующая активность, агрегатное состояние, совместимость с пластовой водой, коррозионная агрессивность, термическая стабильность, отсутствие влияние на подготовку нефти.

ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» рекомендует использовать ингибиторы карбонатных отложений отечественного производства – ОЭДФ, СНПХ-5301, ПАФ-13А, Дифонат, НТФ и ингибиторы зарубежных фирм – SP-181, SP-203, Деквест 2042, Visko-953R, корексит 7642.

На Северо-Останинском месторождении также предусмотрена схема подачи ингибитора на выкидные линии скважин с помощью дозировочных насосов типа НД (рис. 4.12), но на данный момент не используется.

Борьба с коррозией в подземном и наземном оборудовании

Коррозия оборудования и сооружений в нефтегазовой промышленности является одной из основных причин снижения их работоспособности, вызывает огромные экономические потери и экологический ущерб. Это связано с большой металлоемкостью оборудования и сооружений, наличием высоко агрессивных сред, из-за гетерогенности добываемой продукции, и содержанием в ней кислых газов H2S, СО2. Поэтому надежное прогнозирование работоспособности промыслового оборудования и разработка эффективных способов защиты от коррозии должны использоваться на системном анализе условий и кинетики коррозионных процессов.

При значительном обводнении добываемой продукции (свыше 70%) наблюдается тенденция роста содержания H2S. Значительное повреждение могут быть обусловлены процессами микробиологического характера. Биоценоз развивается, в основном, в призабойной зоне нагнетательных скважин, затем продвигается по продуктивным пластам к добывающим скважинам, приводя к выносам на поверхность, с потоком высоко обводненной продукции, сероводорода и сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). Как следствие, присутствие СВБ и биогенного сероводорода проявляется выходами из строя внутрискважинного оборудования, порывами на выкидных линиях, промысловых коллекторах, в системах нефтесбора и поддержания пластового давления.

ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» рекомендует следующие мероприятия по борьбе с коррозией:

1) Использование НКТ повышенной группы прочности – Е и Р.

2) Обработка внутренних покрытий труб НКТ эпоксидной краской, а также фенольные, эпоксиднофенольные, новолачные, нейлоновые, уретановые и полиэтиленовые покрытия.

При применении электропогружных установок на Северо-Останинском месторождении, также рекомендуют наносить полимерное покрытие на элементы оборудования:

 антиржавчина + полимерное покрытие – «Битурэл» и «Битурэл-Супер» и полимер-битумная мастика;

 полиуретановое покрытие «Цинотан + Ферротан» и цинконаполненная грунтовка на основе уретанового связующего;

 композиция на основе уретанового связующего, содержащего «железную слюдку»;

 применении технологии нитроцементирования наружной поверхности узлов ПЭД;

 использование биметаллической конструкции, с оболочкой из коррозионностойкой стали;

 изготовление опытной партии заготовок корпусов из коррозионно-стойкой стали.

3) Глушение скважин производить солевым раствором NaCl, KCl и K2SO3 (поташ) и другими жидкостями в соответствии с технологическими регламентами.

4) Применение ингибиторов коррозии с помощью дозировочных устройств.

) Применение активной электрохимической защиты, которая подразделяется: протекторная и, собственно, катодная защита с помощью станции катодной защиты (СКЗ).

Протекторная защита заключается в использовании в качестве жертвенного анода металла, имеющего более высокую электроотрицательность относительно защищаемого сооружения. В качестве протектора используется сплав алюминия с добавлением (порядка 10%) цинка (для устранения пассивации), ну и, в идеале, небольшим содержанием индия (для активации) и галия (стабилизация). Следует ограничиться активной катодной защитой (от СКЗ) лишь обсадных колонн скважинных сооружений, где она, без сомнений, положительно зарекомендовала себя в достаточно продолжительном временном интервале. Для защиты же погружного оборудования наиболее оправдано применение протекторной защиты.

Из выше перечисленных рекомендаций на Северо-Останинском месторождении используют НКТ с внутренней обработкой эпоксидной краской, предусмотрена схема дозировочной подачи при помощи насосов дозаторов типа НД, хим. реагентов на выкидные линии скважин, и в нефтесборный коллектор. Нефтесборный коллектор оснащен электрохимической защитой (ЭХЗ) протекторной. Глушение скважин производится солевым раствором NaCl, KCl без K2SO3 (поташ).

Борьба с механическими примесями

Присутствие механических примесей в продукции нефтяных скважин является серьезным осложнением при фонтанной эксплуатации и механизированным способом за счет уменьшения МРП насосов. Механические примеси могут являться продуктами разрушения коллектора, загрязнениями с насосно-компрессорных труб (продукты коррозии, песок, солеотложения), либо результатом обратного выноса пропана после ГРП. Допустимые концентрации механических примесей при эксплуатации фонтанным и механизированным способом не должны превышать 0,3 г/л. С учетом вовлечения в разработку новых участков месторождений, сложности строения и неоднородности пластов, а также планируемых ГТМ следует предусмотреть защиту от этого типа осложнений.

ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» рекомендует следующие мероприятия по борьбе с механическими примесями:

 подбор оптимальных значений депрессии на пласт, позволяющих достичь максимального дебита без разрушения рыхлых пропластков с выносом дисперсной породы;

 при производстве сложных ремонтов, ГРП, кислотных обработок, а также при выводе скважин из длительного бездействия, предусмотреть качественную подготовку и промывку скважин перед спуском УЭЦН, например, с использованием комплекта гибких НКТ – койлтюбинг. Для уменьшения объема перевозок и расходов рекомендуется применение гидроциклонной очистки промывочной жидкости. Разработанная конструкция на основе ило-пескоотделителя ИГ-45М с промывочным агрегатом ПА-80 обеспечивает замкнутый цикл циркуляции, прямой или обратной промывки, очистку от механических примесей диаметром более 0,01 мм на 95%;

 применение жидкостей глушения скважин, очищенных от механических примесей в процессе их приготовления. Блок очистки жидкости БОЖ-1 (изготовитель ОАО «Нефтемаш», г. Тюмень) используется на растворных узлах, его производительность 50 м3/час, КВЧ после фильтрации не более 20 мг/л. Есть и другие аналоги.

 очистка от АСПО, продуктов коррозии, песка, солей механическим или абразивным методами (щетки, пескоструй, дробеструй), дефектоскопия и отбраковка поднятых в процессе ремонта скважин НКТ.

 применение УЭЦН в коррозионно-износостойком исполнении путем использования более стойких сталей и сплавов (типа «Нирезист»), упрочнения и создания защитной пленки на поверхности обычных стальных труб плазменным, электрохимическим или др. способами.

 применение при необходимости (по итогам анализов добываемых флюидов) индивидуальных механических фильтров для УЭЦН (проволочных и сетчатых). Для УЭЦН рекомендуется применение механических фильтров, устанавливаемых через пакер на забое, либо на приеме насоса (фильтры Meshrite Screen, REDA Schlumberger, апробированные на Приобском месторождении ОАО «Юганскнефтегаз»; фильтры типа ЖНШ, производства ОАО Новомет-Пермь, апробированные на месторождениях ОАО «Газпромнефть» в Ноябрьске). Этот вопрос следует решать по итогам первого года эксплуатации скважин. установка в интервале перфорации гравийных забойных фильтров – при интенсивном выносе проппанта или пластового песка (КВЧ более 500 мг/л) в течение длительного срока (более 6 месяцев после ГТМ), либо при быстрой кольматации проволочных и сетчатых механических фильтров (менее 1-2 мес.); комплекс подземного оборудования ОАО «Тяжпрессмаш» (Рязань) для сооружения гравийного фильтра включает пакеры, проволочный или щелевой фильтр, устройства для намыва гравия прямой или обратной циркуляцией и последующих промывок фильтра. Известны также комплексные технологии предотвращения выноса песка типа FracPac (Halliburton Energy Services), сочетающие локальные ГРП пласта с гравийными забойными фильтрами, обеспечивающими длительную эксплуатацию скважин без существенного снижения дебита.

 применение кожуха для насосной эксплуатации скважин ниже интервала перфорации обсадной колонны.

Для эксплуатации скважин ниже интервала перфорации обсадной колонны двигатели серийных насосов габаритов 5 и 5А комплектуются кожухом, включающим: входной модуль специальной конструкции, центратор и переводник под «хвостовик» из труб диаметром 60 или 73 мм по ГОСТ 633-80.

Оборудование, используемое для борьбы с осложнениями на Северо-Останинском месторождении

Агрегат АДПМ 12/150 предназначен для депарафинизации нефтяных скважин горячей нефтью при температуре окружающего воздуха от – 45°С до +50°С. Применяется на нефтепромыслах. При необходимости может использоваться для горячего водоснабжения в технических целях. Агрегат АДПМ включает в себя следующие основные части: нагреватель (котел), нагнетательный насос, вентилятор высокого давления, трансмиссию, запорную и регулирующую арматуру, технологические и вспомогательные трубопроводы, электрооборудование и контрольно-измерительные приборы. Котел в свою очередь состоит из «змеевиков» горизонтально крученой трубы (в виде спирали) по которым циркулирует нефть. Змеевики делятся на «внутренние», «наружные», «донные» и «потолочные». В центре змеевиков располагается «горелочное устройство» с помощью которого и происходит нагрев нефти до температуры 150 градусов Цельсия. Горелочное устройство различается на «двух сопловое» и «трех сопловое» (то есть с двумя и тремя соплами для пламени). Поверх змеевиков располагаются два кожуха. Все оборудование размещено на платформе, которая прикреплена к раме автомобиля. Агрегат АДПМ устанавливается на следующие шасси: УРАЛ-43203, УРАЛ-5557.

Привод механизмов агрегата осуществляется от тягового двигателя автомобиля, через коробку отбора мощности. Наличие вспомогательных трубопроводов дает возможность быстро подключить агрегат к скважине и емкости с нефтью.

Агрегат АДПМ легко запускается в работу, нефть нагревается до установленной температуры за 15-20 минут с момента пуска. АДПМ прост по конструкции, имеет хороший доступ к оборудованию и механизмам, единый пульт управления, удобен в эксплуатации.

Принцип работы: Через всасывающий рукав, подключенный к автоцистерне или промысловой емкости, нефть забирается плунжерным насосом высокого давления агрегата АДПМ и прокачивается до необходимой температуры. Нагретая нефть через вспомогательные трубопроводы нагнетается в скважину, где расплавляет имеющиеся отложения парафина. Управление и контроль, за работой агрегата АДПМ осуществляется из кабины водителя.

ППУА 1600/100М на шасси Урал

Имеет возможность работы в двух режимах. При I режиме работы установка вырабатывает насыщенный пар высокого давления до 10 МПа, при работе во II режиме давление пара не превышает 0,6 МПа. Данные режимы работы используются в зависимости от области применения данного агрегата. При эксплуатации на нефтяных скважинах для удаления отложений парафина (депарафинизация), применим I режим, так как необходимо более высокое давление. II режим применяется для мойки и очистки нефтяного и различного рода оборудования, размораживание верхних слоев почвы в зимнее время года для проведения земляных работ.

Обозначение 1600/100 указывает на то, что агрегат вырабатывает 1600 килограмм в час, давлением 100 атмосфер. Установка выпускается в следующих модификациях: А 1000/5; ППУА 1000/12; ППУА 1600/100; ППУА 1800/100 и ППУА 2000/100. обработка пара осуществляется за счет парового котла. Внутри котла находятся «змеевики» горизонтально крученая труба (в виде спирали). По змеевикам циркулирует вода. Змеевики делятся на «внутренние», «наружные» и «потолочные». В центре змеевиков располагается «горелочное устройство» с помощью которого и происходит нагрев воды до состояния пара, температурой 310 градусов Цельсия. Горелочное устройство различается на «двухсопловое» и «трехсопловое» (то есть с двумя и тремя отверстиями для пламени). Также в установку входят: емкость для воды, емкость для топлива, водяной насос, приборы контроля и измерения.

Работа установки осуществляется при помощи дистанционной связи, которая имеется в кабине водителя и представляет собой щиток приборов, за счет которых можно не только следить, но и контролировать процесс работы всей установки в целом. По желанию устанавливается наиболее современный дистанционный сигнализатор ДС-Б-070. Все оборудование размещается на монтажной раме, прикрепленной к лонжеронам автомобиля, накрыто кунгом. Данный агрегат выпускается как в стационарном виде с использованием электрического привода, так и на шасси: Камаз, Урал, Краз, приводом в которых является двигатель автомобиля через трансмиссию.

– Производительность по пару 1600 кг/час.

Рабочее давление от 0,5 до 10 МПа.

Максимальная температура пара 310°C

Топливо для парового котла дизельное Время работы в автономном режиме при полной заправке цистерны на 3,5 часа. В установке используется хорошо зарекомендовавший себя плунжерный насос ПТ-32, который по сравнению с широко используемыми прочими насосами имеет ряд преимуществ:

Более высокая производительность.

Работа на малых оборотах, что в свою очередь увеличивает срок службы.

Значительно, низкий уровень шума.

Возможно исполнение установки (ППУ) ППУА с использованием электропривода, с использованием природного газа в качестве топлива для парового котла.

Насос-дозатор плунжерного типа НД

Плунжерные дозирующие насосы обычно используют при необходимости создания мощного напора дозируемой среды (до 20-30 МПа и более) или если требуется большой объем дозируемого реагента. Они предназначены для объемного напорного дозирования нейтральных, агрессивных, токсичных и вредных жидкостей, эмульсий и суспензий с высокой кинематической вязкостью (порядка 10-4-10-5 м2/с), с плотностью до 2000 кг/м3. В зависимости от типа насоса (диаметр поршня, характеристика насоса и число ходов поршня) подача может изменяться от нескольких десятых миллилитра до нескольких тысяч литров в час.

Принцип действия плунжерных насосов основан на возвратно-поступательном движении одного цельного цилиндра (поршня) внутри другого пустотелого цилиндра (корпуса), в результате чего внутри второго цилиндра создается эффект разрежения / нагнетания. В зависимости от положения полнотелого цилиндра (поршня) в камере насоса (корпусе) создается либо давление разрежения (процесс всасывания), либо создание давления в напорной линии (процесс нагнетания). Процесс регулируется с помощью системы всасывающих и нагнетательных клапанов. Этот насос обеспечивает очень точное дозирование, т.к. и поршень, и рабочая камера, изготовлены из материалов, практически не подверженных каким-либо механическим изменениям в процессе эксплуатации насоса (за исключением процессов коррозии и механического износа движущихся частей).

Конструктивная особенность таких насосов-дозаторов – непосредственный контакт перекачиваемой среды не только с материалом рабочей камеры, но и с поршнем. Поэтому при подборе материалов, из которых будет изготовлена рабочая камера и поршень, особое внимание надо обратить не только на химическую совместимость материалов с перекачиваемой среды, но и на содержание в последней абразивных веществ. Наличие абразивов в дозируемой жидкости (особенно микронных размеров) может привести к их накоплению в полости, образующейся между цилиндрическими поверхностями поршня и рабочей камеры, что вызовет дополнительный механический износ, а, в конечном счете, нарушение как точности дозирования (вплоть до «заклинивания» насоса), так и герметичности рабочей камеры. Для защиты поршня от воздействия дозируемых агрессивных реагентов плунжерные насосы оснащаются сильфонами из высоколегированной стали или мембранами из фторопласта, разделяющими проточную часть насоса и приводную камеру с движущимся в ней поршнем (плунжером). насосов чаще всего используется механический тип привода с передачей вращательного момента электродвигателя на возвратно-поступательное движение поршня через различные модификации кривошипно-шатунных механизмов.

В таблице 4.8 приведена техническая характеристика насоса дозатора плунжерного типа НД.

Таблица 4.8 Техническая характеристика насоса дозатора типа НД

Типоразмер насоса

Подача, л/ч

Давление на выходе из насоса

Число двойных ходов плунжера в мин.

Исполнение

Тип двигателя, мощность, кВт

Габаритные размеры (L x B x H), мм

Масса, кг. Исполнение

НД 10/100

10

100

100

Д14А(В); К14А(В)

АИР 63А4У3; 0,25

445х190х 445

22,9

34,7

Скребок динамический

Предназначен, для очистки насосно-компрессорных труб от парафина и других отложений в фонтанирующих скважинах и скважинах оборудованных электроцентробежными насосами (ЭЦН).

Применение:

– периодическая очистка насосно-компрессорных труб в добывающих скважинах от парафиновых и других отложений;

удаление остатков отложений при других способах очистки скважин.

Скребок динамический состоит из скребка нижнего, груза утяжелителя, скребка верхнего и рапсокета. Оптимальное сочетание диаметров скребка уточняется опытным путем. Рапсокет используется для крепления к проволоке d 1,8…2,5 мм, посредством которой устройство присоединяется к лебедке.

Скребок крепится на исследовательскую проволоку 8, устанавливается в устройство 4, открывают лубрикаторную задвижку 6, затем буферную 7, производят спуск, затем подъем скребка при помощи исследовательской проволоки и геофизической лебедки.

4.4 Анализ геолого-технологических мероприятий по интенсификации добычи углеводородов

В период с 24.10.2010 г. по 01.01.2013 г. основным способом эксплуатации скважин на Северо-Останинском месторождении является фонтанный способ. За этот период основными геолого-техническими мероприятиями на добывающих скважинах являлись кислотная обработка скв. №3/куст 1 и гидравлический разрыв пласта (2 операции: скв. №3/куст 1 и №5/куст 2).

После вывода скв. №3/куст 1 из бурения приток жидкости не был получен. Это связано с тем, что скважина вскрыла пласт с ухудшенными коллекторскими свойствами. Осложнения при поднятии хвостовика не позволили провести добуривание ствола и увеличение площади контакта скважины с пластом. Поэтому для обеспечения сообщения продуктивного пласта с забоем скважины были проведены следующие мероприятия.

.05. 2010 г. была проведена кислотная обработка на скв. №3/ куст 1. Состав раствора кислоты содержал соляную кислоту (24%) 1,3 м3 и техническую воду 1,3 м3, общий объем раствора составил 2,6 м3 плотностью 1,06 г./м3, концентрацией 12%. Продолжительность операции закачки кислоты составила 20 мин. при давлении 150 атм. Объем продавки составил 2,9 м3 при приемистости 187 м3/сут. В общей сложности пласт принял 7,6 м3 12% соляной кислоты. При дальнейшем вызове притока свабированием было выполнен 61 рейс сваба со снижением уровня до 2006,7 м. В результате освоения скважины был получен приток пластового флюида – вода с пленкой нефти дебитом 0,875 м3/сут, при Ндин = 2005,5 м.

Кислотный гидравлический разрыв пласта (КГРП) на Северо-Останинском месторождении осуществлялся сервисной компанией ООО «КАТКОнефть». В период с начала 2011 по 01.01. 2012 г. данной компанией было проведено 2 операции по КГРП. При проведении работ осложнений не было, закачка была проведена в полном объеме, согласно плана работ. Во время закачки постоянно производился контроль качества закачиваемой смеси с контрольным отбором проб.

При проведении КГРП 03.03. 2011 г. на скв. №3/куст 1 в пласт было закачано 128,9 м3 жидкости без проппанта, в том числе 60 м3 соляной кислоты с концентрацией 15% 70,0 м3 линейного геля на водной основе. Время реакции составило 4 часа. Основные параметры созданной трещины, согласно оценки ООО «КАТКОнефть», представлены в табл. 4.9.

После операции КГРП, с марта 2011 г., скважина находилась в бездействии. С 16.02. 2012 г. была переведена на механизированный способ добычи с помощью ЭЦН с периодическим режимом эксплуатации по программе 1 час в работе 6 часов в накоплении. Дебит скважины по жидкости составляет Qж = 25,9 т /сут с обводненностью 0%.

Таблица 4.9 Основные характеристики трещины ГРП по скв. №3/ куст 1 Северо-Останинского месторождения

По дизайну

Конечный результат

Длина травления трещины

22,8

23,3

м

Общая высота трещины

43,8

43,7

м

Максимальная ширина трещины

10,0

9,9

мм

Средняя без размерная проводимость трещины в продуктивном пласте, FCD

15,9

15,7

Давления

образование трещины

437

атм

среднее во время КГРП

448

атм

в конце продавки

405

атм

после остановки

200

атм

Расход жидкости

3,0

м3/мин

Средняя направленная проводимость трещины в продуктивном пласте

363,5

362,9

мД·м

Скин – фактор (корреляция Cinco – Ley and Samaniego)

-4,5

При бурении скв. №5/куст 2 была вскрыта часть пласта с ухудшенными фильтрационно-емкостными свойствами, поэтому с целью увеличения дебита был проведен КГРП.

При проведении КГРП 02.03. 2012 г. на скв. №5/куст 2 в пласт было закачано 140,0 м3 жидкости без проппанта, в том числе 60 м3 соляной кислоты с концентрацией 15% и 80,0 м3 линейного геля нам водной основе. Время реакции составило 4 часа. Основные параметры созданной трещины, согласно оценке ООО «КАТКОнефть», представлены в табл. 4.10.

После операции КГРП с 02.03. по 31.07. 2012 г. скважина находилась в бездействии. С 01.08. 2012 г. была введена в эксплуатацию, но из-за быстрого истощения пластового давления, скважина была переведена на периодический режим работы (из 24 часов: работа 5 ч., накопление19 ч.). Дебит скважины по жидкости составил 6,7 т/сут с обводненностью 0%.

При последующем проведении КГРП, сервисная компания ООО «КАТКОнефть» рекомендует рассмотреть возможность увеличения концентрации соляной кислоты до 28%.

Таблица 4.10 Основные характеристики трещины ГРП по скв. №5/ куст 2 Северо-Останинского месторождения

По дизайну

Конечный результат

Длина травления трещины

23,8

32,1

м

Общая высота трещины

38,9

25,8

м

Максимальная ширина трещины

11,4

11,7

мм

Средняя без размерная проводимость трещины в продуктивном пласте, FCD

6,8

3,9

Давления

образование трещины

300

атм

среднее во время КГРП

200

атм

в конце продавки

185

атм

после остановки

25

атм

Расход жидкости

2,2

м3/мин

Средняя направленная проводимость трещины в продуктивном пласте

363,5

127,2

мД·м

Скин – фактор (корреляция Cinco – Ley and Samaniego)

-2,4

Соляная кислота данной концентрации наиболее часто используется при проведении КГРП (согласно Modern fracturing natural gas production, M.J. Economides 2007). Более того, для обработки больших интервалов наиболее подходящей техникой стимуляции являются операции ступенчатого КГРП. Выбор техники отклонения потока зависит от многих факторов (состояние ствола скважины, условия добычи и т.д.), среди наиболее часто используемых техник можно выделить следующие:

 Закачка пены (на основе кислоты или без кислотной основы);

 Закачка хлопьев бензойной кислоты или других растворимых частиц;

 Закачка вязкоупругих ПАВ;

 Закачка кислоты, способной самостоятельно увеличить вязкость (при нейтрализации кислоты уровень рН увеличивается и сшивающий агент (crosslinker) становится активным, значительно увеличивая вязкость системы).

Заключение

В данной выпускной квалификационной работе подробно рассмотрены общие сведения о месторождении, геолого-физические и фильтрационно емкостные характеристики пласта М Северо-Останинского нефтяного месторождения. Проведённый анализ разработки данного месторождения показал, что запроектированные уровни добычи нефти и жидкости достигнуты не были, это связано с отставанием фактического графика ввода скважин от проектного. Данное отставание объясняется следующими технологическими проблемами – сложности при бурении скважин (поглощение бурового раствора, прихваты бурильного инструмента), осложнения при отборе керна, задержки при проведении сейсморазведки 3Д и комплексных исследований керна и т.д. В связи с этим, степень изученности месторождения остается очень низкой. Поэтому необходимо продолжать освоение Северо – Останинское месторождения совместно с дорозведкой, что позволит получить более точную информацию о данном месторождении;

Также повлияли на показатели добычи нефти и жидкости низкие дебиты по скважинам, это характеризуется низким фильтрационно емкостными свойствами пласта (ФЕС) и осложнениями вовремя эксплуатации скважин, а именно отложения АСПВ на промысловом оборудовании.

Необходимо применить следующие методы:

Применение технологии кислотного ГРП;

Кислотные промывки ПЗП;

Применение тепловых, механических, химических и электротепловых методов борьбы с АСПО.

Применение выше перечисленных рекомендаций приведет к значительному увеличению продуктивности скважин, что позволит достичь проектных показателей добычи и утвержденный коэффициент извлечения нефти (КИН).

Список литературы

1. Ежова А.В. Изучение палеозойских коллекторов Северо-Останинского нефтяного месторождения по керну и шламу. Томск 2011.

2. Меркулов В.П. Лабораторные палеомагнитные исследования образцов керна скважины 3Э Северо-Останинского месторождения для определения ориентирования вскрытых отложений палеозоя. Томск 2011.

. «ТомскНИПИнефть», ОАО. Проект пробной эксплуатации Северо-Останинского месторождения. Томск 2012.

. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Акульшин, А.А., и др. Москва: Недра, 1989.

. Нестеров И.И., Салманов Ф.К., К.А. Шпильман. Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири. – М.: Недра, 1971.

. Иванова М.М., Дементьева Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. – М.: Недра, 1992.

. Бакиров А.А. Нефтегазоносные провинции и области СССР. – М.: Недра, 1979.

. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных и газовых месторождения с учетом их неоднородности. – М.: Недра, 1976.

. Белкина В.А., Дорошенко А.А. Оценка и прогноз эффективности методов увеличения нефтеотдачи. Учебное пособие. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2004. – 128 с.

10. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. – М.: Недра, 1986. – 272 с.

. Лысенко В.Д. «Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика» М. Недра, 1996.-93 с.

. Бойко В.С. «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» М. Недра, 1990 г.

. И.И. Кагарманов «Техника и технология добычи нефти», Томск. 2005.-176 с.

14. В.Н. Ивановский, С.С. Пекин, А.А. Сабиров «Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти». М.:ГУП Изд-во» Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002.256 с.

. Сурков В.С., Трофимчук А.А., Жеро О.Г. и др. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты. Москва: Недра, 1986.

. Скважинные насосные установки для добычи нефти. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. Москва: «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002.

. ПБ 07-601-03. Правила охраны недр.

. РД 08-492-02. Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов, утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 22.05.2002 г. №22. Москва 2002.

. РД 39-133-94. Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше. Москва: ГП Роснефть НПО Буровая техника, 1994.

. СП 2.1.5.1059-01. Гигиенические требования к охране подземных вод от загрязнения. Москва 2001.

. ПБ07-601-03. Правила охраны недр. Госгортехнадзор России, 2003 г.

Понравилась статья? Поделиться с друзьями:
Готовые работы
Добавить комментарий