Южно-Сургутское месторождение

Размещено на http://www.allbest.ru

ВВЕДЕНИЕ

После окончания второго курса филиала ТюмГНГУ в г. Нефтеюганске я проходил производственную практику по специальности 130500 «Нефтегазовое дело» в ООО «РН-Юганскнефтегаз» - одном из крупнейших нефтедобывающих предприятий России. Я считаю, что производственная практика необходима каждому студенту, так как невозможно получить полноценное высшее образование без ее прохождения.

Цели и задачи практики:

Главная цель производственной практики заключается в предоставлении возможности будущему специалисту получить навыки в области избранной профессиональной деятельности. А также в возможности проявить полученные во время учебы знания и умения на практике.

Перед прохождением практики передо мной стояли задачи:

1) Ознакомление с процессами бурения нефтяных скважин,

добычи нефти и обустройством нефтяного месторождения;

2) Ознакомление с основным оборудованием, применяемым при

бурении и эксплуатации нефтяных скважин;

3) Ознакомление с основным звеном нефтедобывающей промышленности - нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью;

4) Получение определенных практических знаний, способствующих лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения по данной специальности.



1. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 История освоения месторождения

Южно-Сургутское месторождение было введено в 1976 году. Сейчас это месторождение практически все разбурено. Запасы около 200 млн. тонн. Основные залежи находятся в пластах БС10,11, ЮС1. Пласты имеют хорошие коллекторские свойства. Месторождение находится на второй стадии разработки, то есть добыча нефти в основном ведется при помощи насосов.

На Южно-Сургутском месторождении стратиграфический разрез представлен породами палеозойского фундамента, корой выветривания триасового возраста и осадочными породами от юрской до четвертичной систем. месторождение пласт скважина добыча

Сложность в регулировании процесса разработки Южно-Сургутского месторождения составляет один из самых больших по ООО "РН-Юганскнефтегаз" нерентабельный фонд - 26%.

В геологическом строении принимают участие отложения четвертичного, палеогенного, мелового и юрских возрастов. Породы палеозойского фундамента вскрыты на соседних площадях на глубине 4600м.

В тектоническом отношении Южно-Сургутское месторождение приурочено к Сургутскому своду и расположено в юго-восточной части. По опорному отражающему горизонту "Б" (кровля верхней юры) месторождения представляет собой моноклинный склон, осложненный структурными носами и не большими куполами.

В настоящее время установлено, что в пределах Южно-Сургутского, Западно-Сургутского и части Восточно-Сургутского месторождений имеет место единая залежь нефти горизонта БС10.

Южно-Сургутское месторождение, как и в большинство месторождений Сургутского свода характеризуется большим диапазоном нефтеносности юрских и меловых отложений. По результатам бурения разедочных и эксплуатационных скважин нефтеносность Южно-Сургутского месторождения установлена в отложениях тюменской свиты (пласт ЮС2), васюгаиской свиты (пласт ЮС1) и в горизонтах БС10.

Низкие значения коллекторских свойств пород обусловлены наряду с факторами уплотнения их литологическими особенностями, в частности, они связаны с вторичных преобразованием пород, а так же с высоким содержанием в них глинистого, карбонатного и железистотитанестого цемента.

История разработки горизонта БС10 в достаточной степени уникальна. На начальной стадии применялась трехрядная схема расположения скважин, затем уплотняющим бурением был осуществлен переход к блочно-квадратной сетке.

В октябре 1991 года СибНИИНП проверили работу по уточнению геологического строения, анализу эффективности мероприятий по совершенствованию разработки горизонта БС10 и составлен проект разработки и рекомендован к внедрению 3 вариант со следующими положениями и технико-экономическими показателями:

выделение трех объектов разработки;

применение по пластам БС10 и БС11 блочно-замкнутой системы разработки с плотностью сетки 20 и 16 га/скв, по пласту ЮС1 - 12 га/скв;

максимальный уровень:

- добычи нефти - 11775 тыс.тонн (1985 г.);

- добычи жидкости - 26928 тыс.тонн (1988 г.);

закачка воды - 34117 тыс.м (1989 г.);

максимальный темп отбора - 5,6%;

фонд для бурения - 318 скважин размещенный.



1.2 Географическое расположение.

Южно-Сургутское месторождение расположено в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области в 20 км северо-восточнее г. Нефтеюганска. Месторождение расположено в междуречье реки Обь и протоки Юганская Обь. Месторождение расположено в непосредственной близости от железной дороги Тюмень - Сургут. С г.Нефтеюганском месторождение связано бетонной дорогой. C 1968 года в районе месторождения действует нефтепровод Усть - Балык - Омск.

В геоботаническом отношении это под-зона средней тайги. Зональными элементами растительности здесь являются таежные, елово-кедровые леса кустарничково-зеленомошной группы и производные от них сообщества с участием лиственных пород. Ближайший крупный город -- Нефтеюганск. Климат района резко континентальный, достаточно суровый, с продолжительной зимой и коротким тёплым летом.

Рисунок 1.2 Обзорная карта месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз»



2. ЦЕХ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА №1

2.1 Назначение и численность

Цех добычи нефти и газа обеспечивает производственный процесс добычи в соответствии с проектом, стандартами, требованиями норм и правил безопасности.

Списочная численность работающих в ЦДНГ- 1 на 01.05.2014г. составляет 117 человек, в том числе ИТР - 27 человек. Начальник ЦДНГ- 1 - Гурьев Евгений Валерьевич. С начала разработки трудовым коллективом ЦДНГ- 1 добыто 176 465 тыс. тонн нефти, в том числе на следующих месторождениях:

Южно-Сургутское - 175 884 тыс. т;

Восточно-Сургутское - 581,5 тыс. т;

На территории ЦДНГ- 1 расположены объекты сбора, подготовки и транспортировки нефти: ДНС-2ЮС с УПСВ, УПН-4.

2.2 Географическое расположение

ЦДНГ- 1 находятся в центральной части Западно-Сибирской равнины, в Ханты-мансийском автономном округе в 50 км от г. Нефтеюганска. В административном отношении относится к Нефтеюганскому, Сургутскому району, ближайшим из населенных пунктов является г. Нефтеюганск.

Рисунок 2.2 Карта месторождений, обслуживаемых ЦДНГ-1 ГУДНГ ООО «РН-Юганскнефтегаз»

2.3 Основные показатели

Год	Добыча жидкости, тыс. м3	Отклонения факт - план	Добыча нефти, тыс. т	Отклонения факт - план
	План	Факт		План	Факт
за март 2014	2785	3002	217	115,289	110,717	-4,6
за апрель 2014	2718	2930	212	110,115	109,170	-0,9

Информация о добыче:

Информация о фонде скважин:

Вид фонда	Количество скважин, шт
Эксплуатационный: нефтяные нагнетательные	929 549 380
Действующий: нефтяные нагнетательные	800 488 312
Бездействующий: нефтяные нагнетательные Доля БД -11%	104 57 47

Информация о кустовых площадках и АГЗУ (ИУ):

Количество кустовых площадок - 190 шт.;

Количество АГЗУ (ИУ) - 239 шт.

Информация о механизированном фонде, МРП и СНО за скользящий год

Эксплуатация фонда производится механизированным способом, с диапазоном ЭЦН от 20 до 820 м3/сут (ЭЦН-20/ FC-6000) и обслуживается филиалом «Борец - Сервис - Нефтеюганск».

2013 - 2014 года
МРП	апрель	Май	июнь	июль	август	сентябрь	Октябрь	Ноябрь	декабрь	январь	февраль	март	апрель
Факт	740	787	780	761	726	721	739	762	714	734	733	746	784
План	714	715	715	715	715	715	717	720	720	759	763	766	769
Д	26	72	65	46	11	9	22	42	-6	-25	-20	-20	15
СНО	апрель	Май	июнь	июль	август	сентябрь	Октябрь	Ноябрь	декабрь	январь	февраль	март	апрель
Факт	415	432	439	436	432	441	430	425	426	433	436	430	437
План	425	427	429	430	432	432	432	432	433	427	431	436	440
Д	-10	5	10	6	0	10	-2	-7	-7	6	5	-6	-3

3. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Геологические сведения

В геологическом строении принимают участие отложения четвертичного, палеогенного, мелового и юрских возрастов. Породы палеозойского фундамента вскрыты на соседних площадях на глубине 4600 м.

В тектоническом отношении Южно-Сургутское месторождение приурочено к Сургутскому своду и расположено в юго-восточной части.

По опорному отражающему горизонту ''Б'' (кровля верхней юры) месторождение представляет собой моноклинный склон, осложненный структурными носами и небольшими куполами. Углы падения слоев составляет 3''50'.

В настоящее время установлено, что в пределах Южно-Сургутского, Западно-Сургутского и части Восточно-Сургутского месторождений имеет место единая залежь нефти горизонта БС10.

Южно-Сургутское месторождение, как и большинство месторождений Сургутского свода характеризуется большим диапазоном нефтеносности юрских и меловых отложений. По результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин нефтеносность Южно-Сургутского месторождения установлена в отложениях тюменской свиты (пласт ЮС2) , васюганской свиты (пласт ЮС1) и в горизонтах БС10 .

Низкие значения коллекторских свойств пород обусловлены наряду с факторами уплотнения их литологическими особенностями, в частности, они связаны с вторичными преобразованиями пород, а также с высоким содержанием в них глинистого, карбонатного и железистотитанестого цемента.

Рисунок 3.1 Геологический профиль С - Ю пластов БС10 и БС11

3.2 Стратиграфия

Геологический разрез месторождения сложен мезокайназойскими отложениями осадочного чехла, залегающего на поверхности складчатого фундамента, вскрытого на Мамонтовском месторождении в интервале глубин 3262 - 3294 м. и представленного андезитовыми и диабазовыми порфиритами и туфами.

Юрская система. В разрезе юрской системы выделяются отложения Тюменской (нижний и средний отделы), Васюганской, Георгиевской и Баженовской (верхнеюрский отдел) свит.Нижне-среднеюрские отложения объединяются в Тюменскую свиту, которая развита повсеместно в районах широтного приобья. Породы Тюменской свиты залегают на размытой поверхности палеозойского фундамента и сложены аргиллитами с незначительными прослоями алевролитов и песчаников. В скважине 1р толщина Тюменской свиты составляет 368 м., в кровле свиты залегает пласт ЮС 2 с признаками нефтеносности. При испытании в скважинах 10p, 11p, 1141p, 1142p, 1143p, 1146p, 1147p, получены притоки воды с нефтью дебитом от 12,9 до 0,2 мЗ/сут.

Верхний отдел. Васюганская свита (Оксфорд, киммеридж). Свита представлена двумя пачками нижней аргиллитовой и верхней песчано-аргиллитовой (пласт ЮС1). Нижняя представлена аргиллитами темно-серыми до бурых, слюдистыми, с примесью углистого детрита, тонко рассеянного пирита. Верхняя подсвита сложена переспаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники от светло-серых до бурых, разнозернистые, крепко сцементированы, с остатками макрофауны, иногда горизонтально слоистые за счет светлых и темных разностей, с растительным детритом, слюдой, пиритом. К верхней части приурочен нефтеносный горизонт Ю1. Келловей-оксфордский возраст свиты установлен по макро и микрофауне. Вскрытая толщина свиты составляет 39 метров. Выше залегают аргиллиты Георгиевской свиты и битуминозные аргиллиты Баженовской свиты.

Георгиевская свита (киммеридж). Георгиевская свита литологически представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, в различной степени алевролитистыми, глауконитовыми, тонкоотмученными, содержащими фауну киммериджского возраста. Обстановка в момент накопления осадков свиты характеризовалась отсутствием волновой деятельности. В основании свиты отмечается 2-3-х метровый прослой глауконитовых песчаников, которые хорошо определяются резким повышением, значений по индукционному каротажу, что представляет собой хороший репер при детальной корреляции разреза. Толщина Георгиевской свиты в скважине 1р составляет 13 метров.

Баженовская свита (волжский, нижний берриас). Свита распространена на большой части территории Западно-Сибирской плиты и является литологическим региональным репером. Породы Баженовской свиты представляют собой наиболее глубоководные морские осадки юры: аргиллиты буровато-черные, битуминозные, массивные и плитчатые. Возраст волжский и нижне-берриаский. Толщина Баженовской свиты меняется от 30 до 34 метров. При испытании скважин 540р, 1223р из отложений Баженовской свиты (пласт ЮС0) получены непромышленные притоки нефти.

Меловая система. Система представлена всеми отделами и ярусами. К берриас-валанжинскому ярусу нижнемелового отдела относятся породы Мегионской свиты и низы Вартовской свиты. Система согласно и без перерыва залегает на отложениях верхней юры.

Нижний Мел представлен морскими, прибрежными и континентальными отложениями, формирование которых происходило в условиях неокомско-барремской регрессии и аптекой трансгрессии. Нижний Мел слагается осадками Мегионской, Вартовской, Алымской и нижней частью Покурской свиты.

Мегионская свита (берриас-валанжин). Свита выделяется над Баженовской свитой, имеет мега-косослоистое строение, обусловленное боковым заполнением глубоководного морского бассейна за счет поступления терригенного материала с юго-востока. В основании Мегионской свиты выделяется аргиллитистая темно-серая подачимовская пачка с редкими прослойками доломитизированных известняков с обуглившимися растительными останками. Пласты песчаников иногда сливаются в единую песчаную толщу или замещаются аргиллитами и алевролитами на близких расстояниях. Некоторые песчаные пласты ачимовской толщи по керну имеют слабые признаки нефтенасыщенности и при испытании в скважине 235р получена вода с пленкой нефти. Толщина ачимовской толщи около 160 - 180 метров. К верхней части приурочены основные продуктивные нефтеносные горизонты (БС10, БС11) Мегионской свиты, разрез которой заканчивается аргиллито-глинистой чеускинской пачкой.

Вартовская свита (готтерив - баррем) перекрывает отложения Мегионской свиты, слагается морскими и прибрежно-морскими осадками в виде неравномерного чередования аргиллитов и песчаников. В нижней части свиты преимущественно глины, преобладают аргиллиты темно-серые, слюдистые, плитчатые. Верхняя часть более опесчанена. Песчаники серые и зеленовато-серые, мелкозернистые с прослоями алевролитов, зеленовато-серых и зеленых глин и аргиллитов с зеркалами скольжения. В разрезе Вартовской свиты выделяются песчаные пласты БС1 - БС9, горизонт БС8 на Мамонтовском месторождении продуктивен. В верхней подсвите Вартовской свиты выделяются продуктивные песчаные пласты АС4 и АС5-6. Разделом между пластами группы АС и БС служат глины пимской пачки. Завершается разрез нижнемеловых отложений осадками апт-альбского яруса (алымская и низы покурской свит).

Верхний Мел. Верхнемеловой отдел объединяет сеноманский (верхи Покурской свиты), туронский и коньякский (Куэнецовская свита), коньякский и сантонский (Ипатовская свита), кампанский (Слагородская свита), маастрихтский и пантенский (Ганькинская свита) ярусы.Покурская свита (апт-альб-сеноман). К отложениям верхов К1 и низов К2, объединенных в Покурскую свиту, отнесены континентальные и частично прибрежно-морские осадки апт-альбского и сеноманского возраста. В нижней части (апт-альб) свита представлена толщей часто чередующихся между собой прослоев алевролитов, песков, слабосцементированных песчаников и глин. Накопление этой части свиты происходило в условиях морских и прибрежно-континентальных фациях.

Ипатовская свита (коньяк-сантон). Свита залегает на глубинах 819 - 910 метров и представлена песками, слабосцементированными песчаниками, алевритами зеленовато-серыми, часто глауконитовыми, с глинистым, известковым и кремнистым цементом, глинами песчанистыми, с сидеритовыми кокрециями, углистыми растительными остатками. Возраст - коньяк-сантон. Пески в верхней части свиты газонасыщенны. Мощность от 67 до 92 метров.

Спавгородская свита (компан). Свита сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, с прослоями глинистых опок, алевритов, обилием глауконитов, пиритизированных водорослей, включениями пирита. Возраст - компан. Мощность от 151 до 178 метров.

Ганькинская свита (Маастрихт - пантенский). Свита завершает разрез верхнемеловых осадков и представлена темно-серыми плотными глинами, иногда с прослоями глауконито-кварцевых песков и алевритов. Возраст индексируется Маастрихт - датским. Мощность 180 - 186 метров.

Кайнозойская группа. Палеогеновая система. Кайнозойские отложения расчленяются на два комплекса пород, резко различающихся по условиям осадко накопления и литологическому составу пород. Морские палеогеновые отложения включают в себя осадки Талицкой (палеоцен), Люлинворской (эоцен) и Тавлинской (низы олигоцена) свит. Выше эоцена начинается разрез континентального палеогена (Атлымская, Новомихайловская, Туртасская свиты).

Талицкая свита (палеоцен). Свита представлена толщей морских глин, плотных, опоковидных, с прослоями опок, в нижней части кварц - глауконитового песчаника.

Люлинворская свита (нижний и средний эоцен). Свита сложена глинами светло и желтовато-зелеными, плотными, жирными, листоватыми, с присыпками глинистых алевритов, в нижней части свиты присутствуют глины опоковидные, иногда опоки. Общая мощность двух свит примерно 190 - 195 метров.

Алымская свита. Представлена континентальными аллювиальными образованиями. Это пески кварцевые, разнозернистые с прослоями песчано - алевритовых глин. Мощность около 30 метров.

Новомихайловская и Журавская свиты. Свиты сложены алевритами, песками глауконито-кварцевыми, глинами серыми и коричневато-серыми, встречаются прослои бурых углей. Мощность cвит около 40 метров.

Четвертичная система. Отложения четвертичного возраста залегают несогласно на палеогеновых отложениях. Они разнообразны по своему литологическому составу. Четвертичные отложения представлены в нижней части песками серыми, выше залегают озерно - аллювиальные сероцветные глины с галькой и гравием, озерные, озерно-болотные, ледниковые отложения, отложения пойм и террас рек. Мощность отложений около 50 - 60 метров.

3.3 Тектоника

В региональном плане Западно-Сибирская плита относится к молодым образованиям и характеризуется трехчленным строением: первый этаж - дислоцированный фундамент, второй- промежуточный ярус, третий- осадочный чехол.

Особенный интерес представляют те эпохи развития, в течение формировался данный бассейн и эпохи, предшествующие его заложению. Этой теме посвящено большое количество научных работ Куликова П.К., Рудкевича М.Я., Ясовича Г.С., Бочкарева В.С. и многих других исследователей.

Согласно материалам глубинных сейсмических зондировании осреднённый сейсмический разрез земной коры Широтного Приобья выглядит так: осадочный чехол достигает мощности 3 - 4 км, средняя скорость распространения упругих колебаний - 2600 м/сек., верхний горизонт гранитно - метаморфического слоя имеет мощность 5 - 6 км, средняя пластовая скорость продольных волн 4000 - 5000 м/сек., основная часть гранитно - метаморфического имеет мощность 15 - 20 км, среднепластовая скорость 6400 м/сек., базальтовый слой имеет мощность 13-15 км, среднепластовая скорость 6600 - 7000 м/сек.

История тектонического развития Западной - Сибири в течение позднего палеозоя, мезозоя и кайнозоя делится на следующие этапы:

I. ТАЛАСОКРАТИЧЕСКИЙ ЭТАП .

II. ОРОГЕННЫЙ ЭТАП .

III. КОНЕЦ ПЕРМСКОГО и НАЧАЛО ТРИАСОВОГО

ПЕРИОДА.

VI. ТАРФОГЕННЫЙ ЭТАП .

V. ПОЗДНЕТРИАСОВЫЙ ЭТАП.

Последующие этапы развития характеризуются как время развития аккумулятивных равнин, которые к середине юрского периода занимали подавляющую часть территории низменности.

В тектоническом отношении Южно-Сургутское месторождение приурочено к Сургутскому своду и расположено в его юго-восточной части.

Сургутский свод принадлежит к числу самых крупных положительных структур первого порядка Западно-Сургутской платформы. По верхнеюрскому отражающему горизонту “Б” свод оконтурен на юге и востоке изолинией “-2800 м”, на западе “-2900 м”, на севере “3000 м”. Его амплитуда - 350 - 500 м. Вверх по разрезу амплитуда свода постепенно уменьшается. Сургутский свод граничит на северо-западе с Надымской, юго-западе с Ханты-Мансийской и Юге с Юганской мегавпадинами. На востоке, на границе Ханты-Мансийской и Надымской мегавпадинами, через небольшую седловину, Сургутский свод сочленяется с Зенковской структурной зоной.

В пределах Сургутского свода и смежных районов в процессе нефтепоисковых работ выявлены крупные скопления нефти, которые контролируются фациальным замещением вверх по восстанию нефтеносных пластов, с одной стороны и положением зеркала водонефтяного контакта - с другой. К залежам такого типа на Сургутском своде относятся залежи пласта БС10 . На южном склоне Западно-Сургутского поднятия имел место палеовыступ, в пределах которого в пласте БС10 накапливался структурный нос, существовавший в виде суши в пределах Сайгатинского поднятия. На южном склоне Сургутского свода между Сайгатинским и Сургутским палеовыступами имело место заливообразное погружение, в пределах которого происходило накопление пласта БС10.

4. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

На Южно-Сургутском месторождении выделяются две площади, имеющие независимую историю проектирования и разработки. Собственно Южно-Сургутская площадь, разрабатываемая с 1976 года и Восточный участок, разрабатываемый с 1986 г.

По Южно-Сургутскому месторождению имеется несколько проектных документов по горизонту Б10. На разработку пласта Ю1 составлен

один проект пробной эксплуатации (см.таб.). По пласту Ю2 проектных документов не составлялось.

По Южно-Сургутской площади были составлены следующие проектные документы:

1.Технологическая схема разработки первоочередного участка

утверждена протоколом № 397 ЦКР МНП от 22.11.74. Составлена для центральной наиболее разведанной части месторождения.

2. Технологическая схема разработки 1976 года была составлена

СИБНИИНП и является первым проектным документом в целом для месторождения разбуривалось с 1976 года согласно утвержденного варианта, в котором предусматривалось:

выделение одного объекта разработки Б101-103 с разбуриванием по равномерной треугольной сетке 600 х 600(36га/скв);

система заводнения блоковая, трехрядная;

размещения скважин в водонефтяной зоне до изопахит 6 - 8 м, в зоне замещения коллекторов - 4 м;

проектный фонд 635 скважин, в т.ч. 464 добывающих, 171 нагнетательных, 150 резервных;

проектные уровни добычи нефти - 7,65 млн. т; добычи жидкости - 16,1 млн. т; закачки воды - 21,1 млн. м.;

балансовые запасы 372 млн. т. извлекаемый - 149 млн. т. при коэффициенте нефтеотдачи 0,4.

. Уточненная технологическая схема разработки 1978 г. была составлена по заданию Миннефтепрома. В ней учтено то обстоятельство, что при проведении более точной границы между Западно и Южно-Сургутскими месторождениями часть скважин (31 добывающая и 14 нагнетательных), предусмотренные тех. схемой разработки Южно-Сургутского месторождения, оказались расположенными на территории Западно-Сургутского месторождения, Тех.схема предусматривала следующие технико-экономические показатели и принципиальные положения:

бурение 740 скважин, в т. ч . 433 добывающих, 157 нагнетательных, 150 резервных;

проектные уровни: добычи нефти - 6,8 млн. т; добычи жидкости - 15,2 млн. т; закачки воды - 18,6 млн. м.;

Запасы нефти: балансовые - 372,027 млн.т, извлечаемые - 148,807 млн . т, коэффициент нефтеотдачи - 0,4;

за весь срок разработки : капитальные вложения - 480,1 млн . руб;

удельные капитальные вложения -225,8 руб\т; себестоимость - 14,3 руб . 4 . Уточненная технологическая схема 1981 г. была составлена по решению Коллегии Миннефтепрома в связи с необходимостью обоснования целесообразности разделения одного объема разработки (горизонт Б10-11) на два самостоятельных. Тех. схема утверждена ЦКР МНП (проч.903 от 18.03.81 г. и № 923 от 18.08.81 г.) со следующими принципиальными положениями и техлогическими показателями:

выделение двух эксплуатационных объектов : пластов Б101 и Б102 - Б11 с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;

применение блочно-квадратной системы разработки по обоим объектам;

бурение 1327 скважин, в т.и. 913 добывающих и 404 нагнетательных (Б10- 452 добывающих и 180 нагнетательных); пласты Б10 - Б11 - 461 добывающих и 234 нагнетательных (при общем проектном фонде 1768 скважин.);

проектные уровни: добычи нефти - 9,3 млн. т (1985г), добычи жидкости - 22,9 млн. т (1990г.), закачки воды - 30,2 млн. м (1990г.);

запасы нефти : балансовые - 387,254 млн.т, извлекаемые -

- 162,647 млн.т, коэффициент нефтеотдачи - 0,42;

за весь срок разработки : капитальные вложения -1070 млн.руб;

удельные капитальные вложения -296 руб\т., себестоимость - 19,8 руб\т.

5.Дополнительная записка и технологическая схема 1981 года уточняла технико-экономические показатели разработки под рекомендованный Главтюменнефтегазом темп разбуривания месторождения.

6. В дополнительной записке 1983 года с целью стабилизации уровня добычи нефти и снижения темпов падения СибНИИНП было рекомендовано пробурить дополнительно 57 скважин, в том числе 34 добывающих и 23 нагнетательных на участках расширения площади нефтеносности и прироста запасов.

7. Дополнительная записка 1984 года составлена с целью уточнения динамики технологических показателей с учетом вовлечения запасов нефти в правых зонах.

8. Проект пробной эксплуатации пласта Ю1 Южно-Сургутского месторождения составлен в 1989 году. Утвержден протоколом Главтюменнефтегаза от 26.06.89 года.

Как видно из сказанного выше по Южно-Сургутскому месторождению постоянно шла работа по совершенствованию системы разработки и составлению проектных документов. По мере разбуривания уточнялось геологическое строение, корректировались проектные решения.



4.2 Текущее состояние разработки месторождения

В настоящее время на месторождении реализуются основные положения технологической схемы составленной СибНИИНП в 1991 г.

Разбуривание основного объекта разработки Б10 разрабатываемого с1976 г., по проектной сетке практически завершено в 1992 г. За последние 7 лет пробурены единичные скважины. В результате бурения дополнительного фонда сетка скважин уплотнилась в 1,5-2 раза: по 1Б10 до 21 га/скв., по 2Б10 до 15 га/скв., в целом по горизонту Б10 до 12 га/скв.

Система заводнения применяется комбинированная:

- на первом этапе (1977-1981г.г.) - трёхрядная система заводнения;

- на втором этапе (1982-1990г.г.) применяется блочно-квадратная система с элементами очагового. Система заводнения жёсткая, расстояние от зоны закачки до зоны отбора 600м. - от основных рядов и 420м. - от дополнительных.

Размеры ячеек 2.4х1.8 км., т.е. от зоны закачки до зоны стягивания расстояние 900-1200м.

В целом по месторождению в истории получены неплохие результаты разработки. Максимальный уровень добычи нефти достигнут в 1985г, и составил 11775 тыс.т, или 2,4% от НИЗ при текущей обводненности продукции 41,4%. Максимальный действующий фонд (1372 добывающих и 462 нагнетательных) достигнут в 1988 г. С 1989 года он начал уменьшаться В 1993 г. фонд нагнетательных скважин сократился с 425 до 261 скважины, фонд добывающих с 1381 до 1203 скважин и на текущий момент он составляет 986 добывающих и 226 нагнетательных скважин.

Добыча жидкости достигла своего максимума в 1988г.- 26,928 тыс.т, с 1989 г. уровень добычи жидкости начал падать, а в период с 1993 по 1996 года, в результате уменьшения объемов закачки воды (с 24890 тыс. т. в 1993г. до 14367 тыс. т в 1996 г.) произошел резкий спад добычи жидкости. С 1997 года закачка воды нормализовалась (колеблется от 10163 до 10900 тыс. т.), вследствие чего добыча жидкости за последние три года стабилизировалась, на 01.01 2000 г. она составила 10791 млн.т - 40 % от максимального уровня. На рис.3.1 видно, что добыча нефти возрастала с начала разработки до 1984 года. За счет продолжительного разбуривания удалось обеспечить стабильную динамику добычи нефти в течение 5 лет (1984-1988 гг.), в среднем она составила 11270 тыс.т. Далее начиная с 1989 года и в течение последующих восьми лет уровень добычи нефти начал резко сокращаться и к 1996 году он составил 2297 тыс. т. За последние три года добыча нефти снова стабилизировалась, падение происходит медленнее, и на конец 1999 года ее объем составил 1843 тыс. т., это 16 % от максимального уровня.

В настоящее время горизонт находится на третьей стадии разработки, характеризующейся падением добычи нефти и ростом обводненности добываемой продукции.

4.3 Оценка энергетического состояния пласта БС10

Гидропрослушивание, как гидродинамическое исследование, осуществляет контроль за энергитическим состоянием залежей и пластов периодическим замером забойных и пластовых давлений статического и динамических уровней, ежеквартальным построением карт изобар.

На Южно-Сургутском месторождении охват замерами пластового и забойного давлений составляет 25 %, замерами статических уровней механизированного фонда - 72 %.

Первоначальное пластовое давление по пластам БС101 и БС102 - 237 атм. Динамика пластовых давлений за период разработки по пластам в контуре нефтеносности имеет следующие общие особенности:

снижение давления от первоначального до 217 атм. в первые годы 1976-1980г.г.;

восстановление пластового давления до первоначального - 1982г.;

дальнейший существенный рост пластового давления с достижением значительного превышения над начальным (1982-1990 г.г.).

Тенденция роста пластового давления сохранилась и в последние годы. На 1.01.97г. Рпл в контуре залежей БС101 и БС102 достигло соответственно 265 и 264 атм., что превышает начальное на 28 и 27 атм. соответственно. Пластовое давление даже в зоне отбора выше начального на 25 и 18 атм. Приведена динамика пластовых давлений по годам разработки.



5. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

5.1 Понятие о скважине

Скважиной называется горная выработка в земной коре, которая имеет малый диаметр по сравнению с ее длиной. Основание скважины (на поверхности) является устьем, дно скважины - забоем. Скважины делятся на две категории:

- разведочные (бурятся для подсчета запасов нефти на новом месторождении);

- эксплуатационные (для извлечения нефти из пласта).

Нефтяная скважина представляет собой капитальное сооружение, которое строится по заранее составленному тех. проекту. Основой проекта является конструкция скважины.

Под конструкцией скважины понимается то количество обсадных колонн, которые необходимо спускать в скважину для успешной проводки ее и последующей длительной эксплуатации. Понятие конструкции скважины также входят оптимальные высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве. Диаметр скважины должен быть минимальным, но вместе с тем достаточным для обеспечения спуска обсадных колонн на запроектированную глубину, а также для обеспечения надежной изоляции продуктивных пластов от водоносных горизонтов и от взаимного влияния пластов друг от друга. От выбранной конструкции скважины зависит скорость бурения, стоимость строительства скважины.

Конструкция скважины выбирается на основе факторов:

- геологических;

- технических и технологических;

- экономических.



5.2 Элементы конструкции скважины

Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой - стволом скважины. Длина скважины - это расстояние от устья до забоя по оси ствола, а глубина - проекция длины на вертикальную ось. Длина и глубина численно равны только для вертикальных скважин. Однако они

не совпадают у наклонных и искривленных скважин.

Рисунок 5.2 Конструкция скважины. 1 - обсадные трубы; 2 - цементный камень; 3 - пласт; 4 - перфорация в обсадной колонне и цементном камне; I - направление; II - кондуктор; III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна.

Элементы конструкции скважин приведены на рис.4.1 Начальный участок I скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. Поэтому сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых горных пород (4...8 м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенками шурфа и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором 2.

Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб), которую называют кондуктором II.

Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, для разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонны и стенкой скважины заполняют цементным раствором.



5.3 Способы добычи нефти

Для того чтобы в скважину поступала жидкость из пласта (будь то нефть, газ или вода) должно соблюдаться простое условие: пластовое давление должно быть выше гидростатического давления столба жидкости в стволе скважины.

Теперь, если энергия пласта изначально высока и пластовое давление выше давления столба жидкости в стволе скважины, то получаем естественный приток нефти. Такой способ называется фонтанный способ эксплуатации скважины.

Если энергии пласта недостаточно, чтобы обеспечить приток нефти в скважину, то у нас есть два варианта. Согласно приведенной выше формуле нам надо либо уменьшить плотность жидкости (с) в стволе скважины, либо уменьшить высоту столба жидкости (h). На величину g мы повлиять не можем, так как это величина постоянная.

На изменении плотности жидкости основан газлифтный способ эксплуатации скважины. При этом способе с помощью колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) в скважину закачивают сжатый газ. Пузырьки газа, поднимаясь к устью скважины, снижают плотность столба жидкости, что обеспечивает снижение гидростатического давления и соответственно приток нефти из пласта.

Если же снижения плотности жидкости недостаточно для притока нефти, то остается только снижать высоту столба жидкости. Этого достигают насосными способами эксплуатации скважины. В скважину, попросту говоря, спускают насос и откачивают присутствующую в ней жидкость. Высота столба жидкости снижается до тех пор, пока из пласта не начнет поступать нефть. В результате при работающем насосе в скважине устанавливается какой-то равновесный уровень столба жидкости, который называется динамическим уровнем.

Таким образом, выделяют три основных способа эксплуатации скважин:

фонтанный;

газлифтный;

механизированный.

5.3.1 Добыча нефти при помощи ШГНУ

Добыча нефти при помощи штанговых насосов - самый распространенный способ искусственного подъема нефти, что объясняется их простотой, эффективностью и надежностью. Как минимум две трети фонда действующих добывающих скважин эксплуатируются установками ШГН.

Перед другими механизированными способами добычи нефти УШГН имеют следующие преимущества:

обладают высоким коэффициентом полезного действия;

проведение ремонта возможно непосредственно на промыслах;

для первичных двигателей могут быть использованы различные приводы;

установки ШГН могут применяться в осложненных условиях эксплуатации - в пескопроявляющих скважинах, при наличии в добываемой нефти парафина, при высоком газовом факторе, при откачке коррозионной жидкости.

Рисунок 5.3.1 Схема добычи нефти с помощью штангового насоса. 1 - всасывающий клапан; 2 - нагнетательный клапан; 3 - штанга; 4 - тройник; 5 - устьевой сальник; 6 - балансир станка-качалки; 7 - кривошипно-шатунный механизм; 8 -электродвигатель; 9 - головка балансира; 10 - насосные трубы.

5.3.2 Добыча нефти при помощи УЭЦН

Схема установки в скважине погружного электроцентробежного насоса (ЭЦН) приведена на рис. 5.3.2. Она включает центробежный многоступенчатый насос 1, погружной электродвигатель 2, подъемные трубы 3, обратный клапан 4, устьевую арматуру 5. Бронированный кабель для питания электродвигателя и источник электропитания на схеме условно не показаны.

Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по бронированному кабелю поступает к электродвигателю 2. Вращая вал насоса 1, электродвигатель приводит его в действие. Всасываемая насосом нефть проходит через фильтр (на схеме не показан) и нагнетается по подъемным трубам 3 на поверхность. Чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъемных труб в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан 4.

Рис. 5.3.2 Схема установки ЭЦН в скважине:

1 - центробежный многоступенчатый насос;

2- погружной электродвигатель;

3- подъемные трубы;

4 - обратный клапан;

5 - устьевая арматура.



6. СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

6.1 Мероприятия по ПНП и интенсификации за 1994-2000 гг

При рассмотрении комплекса мероприятий по повышению нефтеотдачи в 1999 г. целесообразно учесть не только хронологию ГТМ и объемы внедрения, но и влияние на текущее состояние разработки ранее применяемых на объекте методов увеличения нефтеотдачи. В ходе анализа эффективности проведенных за последние годы на горизонте БС10 Южно-Сургутского месторождения мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта и интенсификации добычи нефти было выявлено, что, кроме плановых КРС и ПРС скважин, с 1992 г. применялись следующие мероприятия:

с 1992 г. МУН в виде потокоотклоняющих технологий и комплексных ОПЗ нагнетательных скважин, всего 187 скважино-операций, причем в 1994-95 гг. внедрение МУН не проводилось;

с 1992 г. ОПЗП скважин композициями на основе нефтяных растворителей, всего - 246 скважин, причем в 1996 - 98гг. по 50-65 скважино-операций в год;

с 1994 г. гидродинамическое воздействие - сезонное ограничение закачки воды (нестационарное заводнение) в сочетании с отключением высокообводненного добывающего фонда скважин;

с января 1999 г. - оптимизация (форсирование) закачки и отбора в сочетании с восстановлением добывающего фонда скважин из бездействия - среднегодовой дебит жидкости увеличился с 45 до 56 т/с, закачка увеличилась с 12.6 млн.м3 в 1998 г. до 15.5 млн.м3 в 1999 г., т.е. на 23 %; на конец 1999 г. действующий добывающий фонд скважин составил 693 против 610 на конец 1998 г., т.е. увеличился на 13.6 %.;

с апреля 1999 г. осуществлена интенсификация отбора жидкости в добывающих скважинах по программе Джо Мака (углубление насосного оборудования с увеличением его производительности);

из-за отсутствия полной информации и небольшого количества скважино-операций, другие виды ГТМ (доперфорация, МКД, гидрожелонка, кислотные ОПЗ) отдельно не анализировались и отнесены к гидродинамическому воздействию.

6.2 Эффективность физико-химических МУН

Результаты применения МУН в 1991-98 гг. Воздействием охвачена в основном восточная, наиболее проницаемая и неоднородная часть месторождения. Это хорошо согласуется с рекомендациями, приведенными в Комплексной программе применения физико-химических МУН на месторождениях НГДУ «Юганскнефть» в 2000-2005 гг. При этом по многим (как правило, наиболее результативным) скважинам проведены повторные обработки.

Средний удельный технологический эффект (по 81 проанализированной скважино-операции) составил 3.8 тыс.т на 1 обработанную нагнетательную скважину. Это один из наиболее высоких показателей среди всех месторождений ОАО «Юганскнефтегаз». Так, например, этот показатель по горизонту БС10 Южно-Балыкского месторождения составляет 2.5 тыс. т/скв., по пласту БС10 Усть-Балыкского месторождения - около 1.4 тыс. т на скважину.

Эффективность потокоотклоняющих МУН определена по каждому участку воздействия до завершения технологического эффекта, при этом за базовый уровень, как правило, взят уровень добычи нефти непосредственно перед применением МУН, т.е. эффект определен только от МУН «над фоном» других ГТМ, в основном за счет снижения обводненности добываемой жидкости. Суммарная дополнительная добыча нефти за 1992-99 гг. и 1 кв. 2000 г. составляет 520 тыс. т, но распределяется по годам далеко не равномерно из-за неравномерности проведения обработок. В целом объемы дополнительной добычи по годам за счет МУН близки к отчетным данным НГДУ.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В ходе прохождения производственной практики передо мной стоял ряд целей, которые были достигнуты. Я приобрел навыки в области избранной профессиональной деятельности. Благодаря производственной практике, я ознакомился с основами будущей профессиональной деятельности.

В ходе практики также были достигнуты стоящие передо мной задачи. Я ознакомился с процессами бурения нефтяных скважин, эксплуатации нефтяных месторождений, добычей нефти и обустройством нефтяного месторождения, с основным оборудованием, применяемым при бурении и эксплуатации нефтяных скважин, с основным звеном нефтедобывающей промышленности - нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью и получил определенные практические знания, способствующие лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения по специальности.



БИБЛИОГРАФИЯ

Коршак А.А., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное: -- Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002 - 544 с.: илл.;

Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений.- М., «Недра», 1997, стр. 360.;

Oillootru: [Электронный ресурс]: URL http://oilloot.ru/77-geologiya-geofizika-razrabotka-neftyanykh-i-gazovykh-mestorozhdenij/440-geologiya-mamontovskogo-mestorozhdeniya (Дата обращения: 20.08.14);

Все о нефти: [Электронный ресурс]: URL http://vseonefti.ru/upstream/stadii-razrabotki.html (Дата обращения: 20.08.14).

Размещено на Allbest.ru