Разработка нефтяного месторождения Сазанкурак

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Нефтяное месторождение Сазанкурак расположено в пределах нефтегазовой зоны Междуречья Урал-Волга, в административном отношении находится на территории Исатайского района Атырауской области Республики Казахстан.

Буровые работы на площади были начаты в 1992 году и продолжались до конца 1995 года.

Первооткрывательницей месторождения является скважина G-3, где при опробовании валанжинских отложений в 1993 году получен приток густой смолистой нефти дебитом 0,25 м³/сут при Нср. дин.=552,0 м в интервале 604,0-614 м.

В разрезе месторождения Сазанкурак были выявлены продуктивные горизонты в отложениях валанжинского яруса нижнего мела (М) и средней юры (Ю).

В настоящее время месторождение разрабатывается согласно III варианта разработки «Технологической схемы разработки нефтяного месторождения Сазанкурак» утвержденного ЦКР РК протоколом №5 от 27.10.1999г. По III варианту разработки было рекомендовано пробурить на месторождении 40 добывающих скважин в течение 4-х лет. Скважины располагаются рядами с расстояниями между скважинами 300 м, между рядами 150 м. Плотность сетки в среднем 7,3 га/скв.



1. Геологическая часть

1.1 Общее сведение о месторождении

В 2005 году был составлен Проект разработки месторождения Сазанкурак. По рекомендованному III-варианту разработки на месторождении предусматривается бурение 26 добывающих скважин, 4 нагнетальных и 15 резервных скважин.

С учетом горно-геологических условий проектного разреза, анализа материалов ранее пробуренных скважин и составленной графиком совмещенных давлений разработана следующая конструкция скважины, позволяющая безопасное вскрытие всего проектного стратиграфического разреза с выполнением поставленной геологической задачи.

1. Кондуктор 324мм предназначено для защиты от размыва устья скважины буровым раствором, обвязки устья скважины с циркуляционной системой и спускается на глубину 20м, высота подъема тампонажного раствора до устья.

2. Техническая колонна 245мм спускается на глубину 160м для перекрытия отложения склонные к осыпям и обвалам, обеспечивает механическую опору для противовыбросового оборудования (ПВО), высота подъема тампонажного раствора до устья.

3. Эксплуатационная колонна 168мм до проектной глубины предназначена для изучения геологического строения и проведения комплексных геофизических работ с целью оценки нефтегазносности.

Проектная коммерческая скорость бурения скважины - 868м/ст. месяц.

Проект выполнен на основании действующих нормативных документов. Имеющиеся у Подрядчиков стандарты буровых работ, сертификаты на оборудование и другие технические средства должны пройти сертификацию согласно СТ РК 3,9-2004, СН РК 1.02-17-2003 и другим нормативным документам Республики Казахстан.

В настоящее время месторождение разрабатывается согласно III варианта разработки «Технологической схемы разработки нефтяного месторождения Сазанкурак» утвержденного ЦКР РК протоколом №5 от 27.10.1999г. По III варианту разработки было рекомендовано пробурить на месторождении 40 добывающих скважин в течение 4-х лет. Скважины располагаются рядами с расстояниями между скважинами 300 м, между рядами 150 м. Плотность сетки в среднем 7,3 га/скв.

Основные проектные данные

№	НАИМЕНОВАНИЕ	ЗНАЧЕНИЕ
1	2	3
1.	Номер района строительства скважины (или морской район)	13А
2.	Номер скважины, строящихся по данному проекту	15 эксплуатационных скважин (резервные)
3.	Месторождение, площадь (участок)	Сазанкурак
4.	Расположение (суша, море)	Суша
5.	Глубина моря на точке бурения, м	0
6.	Цель бурения и назначение скважины	Добыча нефти в меловых и юрских отложениях
7.	Проектный горизонт	Триас
8.	Проектная глубина, м по вертикали по стволу	600 600
9.	Число объектов испытания в колонне - в открытом стволе	2 -
10.	Вид скважины (вертикальная, наклонно-направленная)	Вертикальный
11.	Тип профиля	-
12.	Азимут бурения, градус	-
13.	Максимальный зенитный угол, градус	-
14.	Максимальная интенсивность изменения зенитного угла, град/10м	-
15.	Глубина по вертикали кровли продуктивного (базисного) пласта, м	-
16.	Отклонение от вертикали точки входа в кровлю продуктивного (базисного) пласта, м	-
17.	Допустимое отклонение заданной точки входа в кровлю продуктивного (базисного) пласта от проектного положения (радиуса круга допуска), м	-
18.	Категория скважины	Третья
19.	Металлоемкость конструкции, кг/м	44,8
20.	Способ бурения	Роторный
21.	Вид привода	Дизельный
22.	Вид монтажа (первичный, повторный)	Первичное
23.	Тип буровой установки	ZJ-20С
24.	Тип вышки	JJ15035K
25.	Наличие механизмов АСП (да, нет)	Нет
26.	Номер основного комплекта бурового оборудования	2
27.	Максимальная масса колонны, тн обсадной колонны бурильной колонны суммарной (при спуске секциями)	21,7 40,4
28.	Тип установки для испытаний	А-50
29.	Продолжительность цикла строительства скважины, сутки в том числе: строительно-монтажные работы подготовительные работы к бурению бурение и крепление испытание, всего в том числе: в открытом стволе в эксплуатационной колонне	52,73 10,0 1,0 20,73 21,0 - 21,0
30.	Проектная скорость бурения, -коммерческая , м/ст. месяц	868
31.	Финансирование по параграфу	-
32.	Сметная стоимость, в том числе возврат	-

Промышленная площадка расположения объектов ТОО «Сазанкурак» включает в себя следующие объекты:

* площадка Вахтового поселка;

* площадка нефтеналивного железнодорожного терминала;

* площадка УПН;

* площадка ГЗУ-1;

* площадка ГЗУ-2;

* площадка ГЗУ-3;

* площадка нефтепромысла;

* автотранспортный цех.

Площадка вахтового поселка.

На площадке Вахтового поселка расположена блочная котельная с двумя функционирующими котлами, один из которых работает только в отопительный период, т.е. в холодное время года, а второй круглый год. Выброс вредных веществ от работы котлов осуществляется через общую (единую) дымовую трубу, имеются 2 склада ГСМ, АЗС, ДЭС. Из сооружений - жилой корпус и складские помещения.

Исходя из вышеперечисленного выявлено 2 организованных и 3 неорганизованных источников.

Площадка нефтеналивного железнодорожного терминала.

На площадке нефтеналивного железнодорожного терминала выявлено 2 организованных источника и 11 неорганизованных источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.

В состав промышленной площадки нефтеналивного железнодорожного терминала входит резервуарный парк, продувочная свеча, котельные, резервуары хранения нефти, насосная нефтяная станция, узел замера нефти и его площадка с электрозадвижкой, дренажные емкости, сливо-наливная насосная, сливная емкость для приема и откачки нефти.

Площадка подготовки нефти (УПН).

На площадке УПН выявлено 3 организованных и 22 неорганизованных источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу. В состав площадки подготовки нефти входят: нефтяная насосная станция (2 ед.), химическая лаборатория, продувочная свеча, парогенераторы (2ед.), блочная автоматизированная установка для приготовления и дозирования реагентов БР - 10 - VI (2 шт.), нефтегазосепаратор, площадка НГСП и ГС, концевой НГС, площадка отстойника нефти, подземная емкость уловленной нефти, площадка фильтров, электродегидратор, емкости дренажные, узлы замера нефти, продувочная свеча, факела сжигания газа низкого и высокого давления, резервуары хранения нефти, осреднительная емкость, теплообменник пластинчатый, площадка нефтегазосепаратора.

Площадки ГЗУ-1 и ГЗУ-2

Производственные объекты и сооружения на каждой площадке замерных установок идентичны.

На каждой площадке Замерной установки выявлено 5 неорганизованных источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.

На площадках располагаются следующие объекты: установки «Спутник Б-40-14-500», блочные автоматизированные установки для приготовления и дозирования реагентов БР-10-У1, дренажные емкости, сетчатые фильтры, нефтегазосепараторы и емкости для замера дебитов.

Площадка ГЗУ-3

На площадке выявлено: 5 неорганизованных источников выбросов загрязняющих веществ в атмосферу.

На площадках располагаются следующие объекты: Манифольд на 20 скв., блочные автоматизированные установки для приготовления и дозирования реагентов БР-10-У1, дренажные емкости, сетчатые фильтры, нефтегазосепараторы и емкости для замера дебитов.

Площадка нефтепромысла.

На момент проведения инвентаризации было выявлено 2 организованных и 62 неорганизованных источников выбросов.

Сбор нефти производится с эксплуатационных скважин по коллекторной системе нефтесбора. Нефтесборные сети предназначены для транспорта продукции от скважин до замерных установок. Выкидные линии запроектированы из труб диаметром Д 89 x 4,5. Общая протяженность выкидных линий составляет 10333 м.

Автотранспортный цех

Для обслуживания нефтедобычи на месторождении задействованы автотранспортные средства в количестве 46 ед, в том числе:

ь Грузовые и специальные - 3 ед;

ь Легковые служебные и специальные - 41 ед;

ь Автобусы - 2 ед.

Технический персонал. На объекте предусмотрена круглосуточная работа. Максимальное количество персонала одновременно находящихся на нефтепромысле может достичь 80-100 человек. Режим работы на объектах месторождения сменно-вахтовый, круглосуточный.

Функционирование этих площадок в той или иной степени воздействует на окружающую среду (ОПС). Степень воздействия конкретного объекта на ОПС зависит от технологического процесса связанного с ним.

Перспектива развития

По состоянию на 2007 год фонд эксплуатационных скважин составляет 63 ед. планируемая добыча нефти на конец 2007 года, при существующем фонде эксплуатационных скважин составит 181200 тонн нефти, газа - 1480000м³. Хранение нефти сторонних организаций в 2007 году составит - 102140 тонн. Сжигание попутного газа будет проводиться на парогенераторе АХ-3000. Динамика развития добычи и хранения нефти, а также добыча газа по годам отражена в таблице 2.1.1.

Таблица 2.1.1. План оборота нефти и добыча попутного газа на период 2007-2011 гг.

№ п/п	Год	Количество скважин	Добыча нефти, тонн	Нефть сторонних организаций	Общий объем хранимой нефти	Добыча газа
						м3	т/год
1	2007	63	181200	102140	283340	1480000	1147,0
2	2008	60	153200	157560	310760	1204000	933,1
3	2009	57	117400	211640	329040	916000	709,9
4	2010	57	117400	211640	329040	916000	709,9
5	2011	57	117400	211640	329040	916000	709,9



Виды и степень воздействия производства на компоненты окружающей природной среды

Процессы, связанные с освоением нефтяных месторождений в той или иной степени воздействуют на атмосферный воздух, подземные и поверхностные воды, почвенный покров и здоровье населения.

Воздействие на атмосферный воздух

Процессы основного и вспомогательного производств необходимые для освоения месторождения, начиная от добычи углеводородного сырья до сдачи товарной продукции, сопровождаются образованием и загрязнением окружающей среды вредными газообразными и твердыми веществами. Источники загрязнения компонентов природной среды различаются по количественному и качественному составу выделяемых загрязнителей, «горячими» или «холодными» выбросами и делятся на организованные и неорганизованные. На 7 площадках месторождения расположено 120 типов источников выделения загрязняющих веществ в атмосферный воздух.

Распределение источников выбросов по площадкам приведено ниже:

Площадка №1. Вахтовый поселок:

§ котельная установка;

§ дизельная электростанция;

§ АЗС;

§ склады ГСМ.

Площадка №2. Железнодорожный терминал: групповая замерная установка «Спутник» - 1шт;

§ - нефтегазасепаратор;

§ - блочная установка;

§ -дренажная емкость;

§ - площадка отстойника нефти;

§ - продувочная свеча;

§ - резервуарный парк;

§ - парогенераторы марки «АХ-300» и «АП-5»;

§ - насосная установка;

§ - факел сжигания попутного газа (аварийный);

Площадка №3. ГЗУ-1:

§ - установка «Спутник Б-40-14-150»;

§ - установка БР-10-VI;

§ - дренажная емкость;

§ - сетчатый фильтр и емкость для замера дебита.

Площадка №4. ГЗУ-2:

§ - установка «Спутник Б-40-14-150»;

§ - установка БР-10-VI;

§ - дренажная емкость;

§ - сетчатый фильтр и емкость для замера дебита.

Площадка №5. ГЗУ-3:

§ - манифольд на 20 скважин;

§ - установка БР-10-VI;

§ - дренажная емкость;

§ - сетчатый фильтр, нефтегазосепаратор и емкость для замера дебита.

Площадка №6. ГЗУ-1:

§ - установка «Спутник Б-40-14-150»;

§ - установка БР-10-VI;

§ - дренажная емкость;

§ - сетчатый фильтр и емкость для замера дебита.

Площадка №7. Площадка нефтепромысла

§ - дизельгенератор;

§ - передвижная паровая установка (ППУ);

§ - сварочный пост;

§ - эксплуатационные скважины.

К органическим источникам относятся котельная установка вахтового поселка, парокотельная установка железнодорожного терминала, дизельная электростанция вахтового поселка, парогенераторы АХ-300 и АП-5, факельная установка (аварийная), дизельгенератор (аварийный).

К неорганическим источникам выбросов относятся выбросы в атмосферу происходящие через неплотности соединений в аппаратуре, ЗРА, ФС, дыхательные клапана (емкости, технологическое оборудование насосы, АЗС, скважин и др.).

Основными вредными веществами загрязняющие атмосферный воздух при добыче, сборе и подготовке нефти являются углеводороды, оксиды углерода, азота и серы, сажа.

На долю «горячих» токсичных выхлопов и выбросов приходится порядка 38,62 % от всей массы выделений и 61,38% на долю технологического оборудования.

Основной вклад в массу «горячих» выбросов вносят парогенератоы и дизельная электростанции. Все источники работают на попутном газе, кроме ДЭС. Факел как источник предусмотрен на случай аварийных сбросов попутного газа.

Из неорганизованных источников основной вклад в загрязнение атмосферы вносит резервуарный парк (емкости приема и хранения нефти) 60,1% от общей массы эмиссий углеводородов.

Из промышленных площадок основное воздействие на воздушную среду оказывают площадки УПН и железнодорожный терминал в значительно меньшей степени влияют площадки вахтового поселка, ГЗУ1,ГЗУ2,3 и нефтепромысла.

В соответствии с санитарными нормами проектирования производственных объектов по добыче и разведке нефти с высоким содержанием летучих углеводородов минимальный размер санитарно-защитной зоны (СЗЗ) должен быть установлен не менее 1000м.

Как показали расчеты рассевания расчетный размер СЗЗ составляет 1000 м.

Масса выбросов ЗВ в атмосферу составляет:

2008 год - 159,722 т/год;

2009 год - 155,372 т/год;

2010 год - 155,372 т/год.

Проведенный анализ воздействия объектов нефтедобычи на атмосферный воздух нами положен в основу выбора методов и видов производственного экологического контроля и производственного мониторинга.

Система водоотведения

На площадке вахтового поселка имеется лишь система бытовой канализации.

Система канализации предназначена для приема, отведения и очистки сточных вод, образующихся от эксплуатации вахтового поселка.

Система канализации сточных вод представляет собой комплекс инженерных сооружений, который включает трубопроводы, септики, вспомогательные подсобные здания и сооружения.

Очистные сооружения на предприятии отсутствуют.

Сброс сточных вод на рельеф местности будет сказывать определенное воздействие на ОПС и в первую очередь на подземные воды. Вместе со сточными водами в окружающую среду сбрасываются загрязняющие вещества. Утвержденные нормативы ПДС приведены в таблице 2.2.3.2.

Таблица 2.2.3.2.Предельно допустимый сброс веществ поступающих на рельеф местности

№ п/п	Наименование вещества	СПДС, г/м3	Расход сточных вод	Предельно-допустимый сброс (ПДС)	Примечание
			м3/час	м3/год	г/час	т/год
1	Сухой остаток	1500	1,34	11758	-	-
2	рН	7,8	1,34	11758	-	-
3	Хлориды	350	1,34	11758	469,0	4,115
4	Сульфаты	500	1,34	11758	670,0	5,879
5	Железо	7,32	1,34	11758	9,808	0,086
6	Нитриты	26,5	1,34	11758	35,51	0,312
7	Нитраты	3,3	1,34	11758	4,422	0,039
8	Азот аммонийный	51,0	1,34	11758	68,34	0,6
9	Нефтепродукты	0,93	1,34	11758	1,246	0,011
10	Фенол	0,112	1,34	11758	0,15	0,0013
11	БПК5	301	1,34	11758	403,34	3,539
12	АПАВ	2,38	1,34	11758	3,189	0,028
13	ХПК	602	1,34	11758	806,68	7,078
14	Взвешенные вещества	435	1,34	11758	582,9	5,114
15	Фосфаты	12,3	1,34	11758	16,482	0,144
	Итого				3071,058	26,9113

В рамках оценки воздействия производства на подземные гидросферу необходима организация и ведение производственного экологического контроля и мониторинга подземных вод.

1.2 Cтратиграфия месторождения

нефть газ месторождение пластовый

Освоение и испытание новых скважин

В текущем году пробурено 4 скважины - SK-28, SK-30, SK-50, SK-56.

Во всех скважинах отобраны и проанализированы пробы нефти и воды.

На скважине SK-28, Стратиграфия вскрытой бурением части разреза: N+Q - 229м, K₁h - 250м, K₁v - 263м, T - 302м, Pkg - 340м (забой). Каротаж проведенный в открытом стволе, выявил наличие нефтенасыщенного интервала в триасовом горизонте 278-280м; 293,4-300,2м. В результате опробования со скважины добыто 190,3 м³ воды без признаков нефти.

На скважине SK-30, Стратиграфия вскрытой бурением части разреза: Q+N - 232м, K1h - 244м, K1v - 283м, T - 283-забой. Каротаж проведенный в открытом стволе, выявил наличие нефтенасыщенного интервала в триасовом горизонте 291,5-300,8м; 317,9-318,4м.

В результате испытания (T) инт. 317-329м., был получен приток пластовой воды. При 50 об/мин насоса дебит 5,2 мі/сут. Обводненность 100%. Содержание песка 0,05%. Всего вытеснено из скважины 52,8мі жидкости. Динамический уровень в начале испытания 0м, в конце испытания снизился до 95м.

В результате испытания (T) инт. 297-303м., был получен приток пластовой воды. При 150 об/мин насоса дебит 8,2 мі/сут. Обводненность 100%. Содержание песка 0,05%. Всего вытеснено из скважины 80.3мі жидкости. Динамический уровень в начале испытания 0м, в конце испытания снизился до 60м.

В результате испытания (T) инт. 291-295,5м., был получен приток нефти с удельным весом 0,8934г/см³. При 50 об/мин насоса дебит 2,2 мі/сут. Обводненность 2,0%. Содержание песка 0,05%. Всего вытеснено из скважины 15,7мі жидкости. Динамический уровень в начале испытания 0м, в конце испытания снизился до 235м. Скважина работает с периодической остановкой до восстановления статического уровня.

На скважине SK-50, Стратиграфия вскрытой бурением части разреза: Q+N - 281м, K₁h - 328м, K₁v - 347м, T - 457м, P₁kg - 457м (забой). В результате испытания (T) инт. 422-430м., был получен приток пластовой воды. При 50 об/мин насоса дебит 4,8 мі/сут.

Обводненность 100%. Содержание песка 0,05%. Всего вытеснено из скважины 64,7мі жидкости. Динамический уровень в начале испытания 0м, в конце испытания снизился до 334м.

В результате испытания (T) инт. 384-389м., был получен приток нефти с удельным весом 0,8934г/см³. При 50 об/мин насоса дебит 3,8 мі/сут. Обводненность 2,0%. Содержание песка 0,05%. Всего вытеснено из скважины 215,6мі жидкости. Динамический уровень в начале испытания 0м, в конце испытания снизился до 249м.

На скважине SK-56, Стратиграфия вскрытой бурением части разреза: Q+N - 285м, K₁h - 381м, K₁v - 413м, J₂ - 434м, J₁ - 465м (забой).

В результате испытания (J₂) инт. 428,4-429,4, 430,4-431,4м., получен приток нефти. При 50 об/мин насоса дебит 5,4 мі/сут. Обводненность 2,0%. Содержание песка 0,05%. Всего вытеснено из скважины 26,24мі жидкости. Динамический уровень в начале испытания 0м, в конце испытания снизился до 230м.

Необходимо учесть высокую эффективность новых технологии с использованием водорастворимых полимеров.

Кроме того, рекомендуем произвести возврат на нижележащий продуктивный среднеюрский горизонт (J₂), обводненных скважин, размещенных в присводовой части залежи. Так как следствием ранней выработки или же обводнения среднеюрского горизонта можно обосновывать способом водоизоляционных работ, т.е. цементировочной желонкой. Этот способ изоляции имеет много недостатков:

· Изолируются перфорационные отверстия в колонне, и лишь малая часть цементного раствора проникает в отверстия из-за ограниченного объема;

· Успешность данного способа изоляции зависит от качества первичной цементировки, согласно которым не соответствует большинство скважин;

· Обводнение продуктивных горизонтов в большинстве случаев происходит по цементному кольцу за эксплуатационной колонной. Эти перетоки, в свою очередь возникают из-за образования трещин, опрессовки колонны или кумулятивной перфорации в результате перепадов давления, а также в процессе трения инструментов о колонну при КРС. При изоляции зоны обводнения цементировочной желонкой почти никогда не удается уйти от заколонных перетоков.

В настоящее время существуют десятки различных технологий и физико-химических составов, которые мы могли бы использовать с большим успехом. РИР основанные на принципе селективного снижения проницаемости обводненной части пласта, создания водоизолирующего полимерного экрана с наибольшим радиусом и вероятностью охвата конуса пластовой воды и т.д.

Нефтеносность

Нефтеносность месторождения Сазанкурак связана с терригенными песчано-алевролитовыми осадками, относящимся к валанжинскому ярусу нижнего мела и батскому ярусу средней юры.

Полученные, в результате бурения новых разведочных, эксплуатационных, нагнетательных скважин в течение 2000-2004г.г. и проведенных геолого-геофизических, промысловых, гидродинамических и других исследований скважин геолого-геофизические данные, позволили значительно и более детально уточнить геологическое строение месторождения Сазанкурак и уточнить запасы нефти и газа.

Северный блок. На северном блоке пробурены три скважины: две структурные SP-3, S-59, и одна разведочная F-30. Горизонт испытан только в одной скважине F-30. При 5м штуцере дебит нефти составлял 12,6 м³/сут. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважинах SP-3, S-59, F-30 составляет 9,0 м, 4,0 м, 7,1м соответственно.

Площадь нефтеносности северного блока по категории С₁ равна 130 тыс.м² (район скважины F-30), по категории С₂ - 120 тыс.м² (район скважины S-59).

В эксплуатационном действующем фонде одна скважина F-30.

Центральный блок. На западном поле валанжинский продуктивный горизонт вскрыт 43 скважинами. Нефтеносность установлена по результатам опробования 37 скважин, в скважинах F-24 и F-29, SK-5 коллектора замещены непроницаемыми породами. При опробовании получены притоки нефти от 1,8м³/сут до 70м³/сут.

Основная разрабатываемая залежь (западное поле) ограничена с севера и северо-запада сбросом F₁, на востоке зоной глинизацией, с юга контуром нефтеносносности.



1.3 Свойства и состав нефти, газа и воды

Физико-химические свойства нефти месторождения Сазанкурак были исследованы по поверхностным и пластовым пробам, отобранным в разведочный период и в период промышленной разработки.

Исследования нефти мелового продуктивного комплекса проведены на Западном поле Центрального блока по 20 пробам отобранным из 12 скважин, на Восточном поле Центрального блока по 4 пробам из 3 скважин, на Северном блоке по 1 пробе из скважины F-30, на Южном блоке по 3 пробам из 2 скважин. (Таблица 2.3.1.)

Северный блок. Продуктивные пласты занимают наиболее высокое гипсометрическое положение (320-329,5 м). Нефть, охарактеризована по 2 глубинным пробам отобранным из скв F-30. Плотность нефти составляет в среднем 0,877 г/см³. Кинематичесая вязкость при 20⁰С составляет 40,7 мм²/с. Температура вспышки и застывания равна минус 4⁰С и минус 15⁰С соответственно.

Центральный блок Западное поле. Нефть тяжёлая. Плотность нефти варьирует от 0,8971 г/см³ до 0,9245 г/см³, в среднем составляет 0,9145 г/см³. Нефть сернистая. Содержание серы изменяется от 0,48% до 1,2% . По содержанию парафина нефть относится к парафинистой (0,12% - 5,08%). Нефть смолистая. Содержание смол селикагелевых варьирует в значительных пределах: от 7,05% до 41,02%, в среднем составляет 17,77%. При этом содержание асфальтенов достигает 1,73%. Значения кинематической вязкости при стандартных условиях варьируют от 138,9 мм²/с до 839,44 мм²/с. По групповому углеводородному составу фракции, выкипающих до 200^оС, нефти меловых отложений относятся к метано-нафтеновым. Нефть характеризуется незначительным содержанием бензиновых фракций, выкипающих до 200⁰С, эта величина изменяется от 0,5 до 8,0%.

Исследования свойств и состава нефти юрского продуктивного горизонта выполнены по 5 пробам, отобранным из 4 скважин. Нефть юрских горизонтов является очень тяжелой, с плотностью от 0,9182 до 0,9346г/см³, в среднем по 5 значениям составляя 0,9252 г/см³, смолистой, с содержанием асфальто-смолистых веществ до 19,1%. Количество парафина - до 0,84%. Нефть содержит относительно незначительное количество фракций, выкипающих до 200⁰С - 3,5%. В групповом углеводородном составе фракций 150 - 200⁰С преобладает группа метано - нафтеновых углеводородов от 57,04 до 60,68%, с содержанием ароматических углеводородов до 28,02%.

Данные о физико-химических свойствах и составе нефти меловых и юрских продуктивных горизонтов, полученной в совместно прострелянных интервалах, изучены по 5 пробам из трёх скважин (SK-12, F-4, F-27). Нефть очень тяжёлая, с плотностью до 0,9169 г/см³, смолистая, с содержанием асфальто-смолистых веществ до 21,42%, высоковязкими, кинематическая вязкость в стандартных условиях варьирует от 443,7 до 517,0 мм²/с, сернистыми, с содержанием серы до 0,9%. Нефть характеризуется незначительным содержанием бензиновых фракций, выкипающих до 200⁰С - до 9,0%.

Центральный блок Восточное поле. Нефть по физико-химическим свойствам и составу близка к нефти Южного поля. Нефть характеризуется плотностью 0,9311 г/см³ (по четырём значениям).

Южный блок. Продуктивные пласты в пределах Южного блока располагаются гипсометрически ниже, на глубине от 521-575м (№ I-1) до 601-642м (№ G-3) и характеризуются большей, по сравнению с нефтью Центрального блока, плотностью и вязкостью.

Плотность нефти по 3 пробам отобранным из скважины G-3, I-1 изменяется в пределах от 0,9219 г/см³ до 0,9681 г/см³, в среднем составляет 0,9484 г/см³, кинематическая вязкость при 50⁰С варьирует от 113,7 до 1802 мм²/с, содержание серы 0,84%, смолистость 22,74 %. Содержание парафина 1,04%, серы - до 0,84%. Нефть характеризуется незначительным содержанием бензиновых фракций, выкипающих до 250⁰С - от 7 до 8,2%.

Состав и свойства растворённого газа

Состав растворенного в нефти газа исследовался в 19 пробах, отобранных из 12 скважин. Как видно из результатов анализа (таблица 2.3.3.) основными компонентами изученных образцов газа являются метан, этан, пропан, изобутан и нормальный бутан.

Содержание метана в данных пробах колеблются от 9,0% до 89,97%. Сероводород в газе выявлен в среднем 0,22%. Углекислый газ присутствует до 9,04%. Содержание азота+редкие варьирует от 0,1 % до 39,2 %. Относительная плотность газа по воздуху изменяется от 0,654 до 0,8473. Плотность газа варьирует от 0,7593 до 1,009 кг/м³.

Согласно классификации углеводородных газов по составу, изученный газ месторождения Сазанкурак метано-этанового состава, низкоазотный, углекислый.

Физические свойства и химический состав подземных вод

Пластовые воды месторождения Сазанкурак изучены по 22 пробам пластовой воды из 14 скважин, а также проведен анализ пробы подтоварной воды (мел+юра) после сепаратора.

Триасовый водонапорный комплекс

В процессе разведки месторождения было проанализировано 6 проб воды из 4 скважин.

Воды комплекса относятся к III классу. Тип вод - хлоркальциевый.

Величина минерализации вод варьирует от 168,5 г/л до 287,9 г/л. рН среды - 7,8-8,0. Общая жесткость достигает 307,38 мг-экв/л. Плотность вод изменяется от 1,11 г/см³ до 1,198 г/см³. Воды низкой степени метаморфизации. Коэффициент метаморфизации равен 0,91-0,95.

Содержание редких металлов в водах незначительно, йода - до 8,4 мг/л, брома - до 66,5 мг/л. Кинематическая вязкость воды равна 1,25 мм²/с при температуре 24 ^оС.

Среднеюрский водонапорный комплекс

В процессе разведки и эксплуатации месторождения было проанализировано 3 пробы из трёх скважин. Воды комплекса относятся к III классу. Тип вод меняется от хлормагниевого до хлоркальциевого.

Минерализация вод составляет 156 г/л до 195,0 г/л. рН среды щелочная - 7,5 - 8,0. Общая жесткость достигает 217,81 мг-экв/л. Плотность вод изменяется от 1,133 г/см³ до 1,15 г/см³. Воды низкой степени метаморфизации. Коэффициент метаморфизации равен 0,95 - 0,98. Кинематическая вязкость воды равна 1,118 мм²/с при температуре 24 ^оС.

Техника и технология добычи нефти и газа месторождения Сазанкурак

Все скважины на месторождении вступили в эксплуатацию механизированным способом. Учитывая физико-химические свойства продукции, а также условия разработки и эксплуатации добыча нефти осуществляется глубинными винтовыми насосами (ГВН) фирмы «MOYNO» (6-N-7, 6-N-27, 7-Н-64) и “PROTEX” (9-РТ-10, 9-РХ-31, 9-РТ-31, 9-РХ-64). Подъем жидкости осуществляется по НКТ d=73 мм.

Для получения запланированных отборов жидкости рекомендуется новые скважины также оборудовать ГВН, так как ГВН хорошо зарекомендовали себя на месторождении Сазанкурак и на месторождениях со схожими геолого-физическими характеристиками (высокая вязкость нефти, пескопроявление).

Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Пластовые воды месторождения Сазанкурак относятся к III классу. По классификации В.А. Сулина подземные воды определяются как рассолы хлоркальциевого типа. Согласно СНиП 11-28-73, 1980 год, воды агрессивны по отношению к бетону и цементу и обладают весьма высокой коррозийной активностью (ГОСТ 9.01574, 1984 год) по отношению к стали.

В данное время обводненность продукции скважин в среднем составляет 84%, по некоторым скважинам обводненность достигла 96,1% (скважина G-10).

Агрессивные пластовые воды во время эксплуатации скважин оказывают негативные необратимые последствия на целостность эксплуатационных колонн, насосно-компрессорных труб (НКТ), выкидных линий и нагнетательных шлейфов, тем самым, создадут предпосылки для аварийных ситуаций.

Как показывает производственная практика эксплуатации скважин, значительное количество аварий на месторождениях происходят из-за двухсторонней коррозии обсадных колонн, а так же НКТ.

Для защиты от коррозии НКТ, внутренней поверхности обсадных колонн и внутренних поверхностей выкидных линий авторами проекта предлагается периодическая или непрерывная подача водорастворимых ингибиторов коррозии (“СНПХ-6030”, “СНПХ-6035”, или С-4271М комплексного действия) в кольцевое пространство между НКТ и обсадной колонной удельным расходом 50-70 г/м³ дозировочным насосом типа НД.

Также одним из способов защиты внутренней поверхности обсадных колонн и НКТ от коррозии нагнетательных скважин установлен пакер на 10-20 метров выше верхних отверстий перфорации. Кольцевое пространство между обсадной колонной и НКТ заполняется ингибитором коррозии.

Для предотвращения наружной коррозии обсадных колонн необходимо осуществить подъем цементного раствора в заколонном пространстве скважин до устья, а также применение электрохимической защиты.

Коллектора продуктивных горизонтов месторождения Сазанкурак представлены: валанжинского горизонта - алевритами слабосцементированными, песками, песчаниками мелкозернистыми, среднеюрского горизонта - песчаниками мелко- и среднезернистыми, на глинисто-карбонатном цементе с включением углистых веществ ОРО.

На месторождение для предотвращения осложнений в работе скважин из-за пескопроявления ведется ежесуточный контроль за содержанием песка в продукции

скважин. При увеличении количества содержания песка уменьшаются обороты насоса. При этом уменьшается скорость фильтрации, депрессия давления, напряжения в породе и как следствие уменьшение или прекращение выноса песка.

Если в дальнейшем в процессе разработки месторождения не удастся избежать разрушения призабойной зоны скважин путем изменением технологических режимов или эксплуатация скважин при таких режимах окажется экономически нерентабельной, авторами проекта рекомендуется использование средств механического задержания песка. Механические средства защиты наиболее простейшие, наиболее систематически осуществляемый метод борьбы с песком. В данное время на месторождении эксплуатируется скважина SK-6, на которой установлен щелевой песочный фильтр с щебеночной набивкой разработанный ЦТИ «Эмбамунайгаз». По этой скважине после установки песочного фильтра пескопроявление не наблюдается. В условиях месторождения Сазанкурак возможно применение проволочных и щелевых фильтров с гравийной или ракушечной набивкой. Спуск фильтров в скважину будет осуществляться с помощью НКТ внутрь обсадной колоны.

Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

В данное время обустройство месторождения Сазанкурак завершено. Система сбора и транспорта нефти на месторождении осуществляется по однотрубной герметизированной напорной системе. Такая система позволяет сократить до минимума потери нефти и газа при сборе и подготовке нефти на месторождении. Подготовка нефти осуществляется непосредственно на самом месторождении термохимическим методом (обессоливание и обезвоживание).

Эксплуатационные нефтедобывающие скважины обустроены фонтанной арматуройАФК1-65 х 210,-крестовой, однострунной, проходным сечением 65мм, на условное давление 210 кг/см

Добыча нефти осуществляется механизированным способом глубинными винтовыми насосами типа «Мойно», которые размещаются в насосно-компрессорной трубе ( НКТ) на глубине ниже динамического уровня нефти и скважине. Привод насоса электрический и крепится на головке фонтанной арматуры.

На скважине замеряются давление и температура нефтепродукции нервичными приборами (манометр МТП-1 и термометр У2.1.240.104),которые устанавливаются на выходной струне обвязки АФК. Давление на нагнетании насоса «Мойно» находится в пределах 5,0-7,5 кгс/см² и зависит от значений параметра давления, принятых при проведении технологии на групповых замерных установках (ГЗУ), от дебита скважины или количества перекачиваемой винтовым насосом жидкости, от длины выкидной линии и обводненности нефти. Температура жидкости на входе в выкидную линию равна 10-15⁰С.

Нефтепродукция скважин винтовыми скважинными электронасосами «Мойно» подается на ГЗУ. Блоком преобразования частоты электротока можно устанавливать необходимое число оборотов двигателя насоса и тем самым регулировать добычу жидкости. Добываемая жидкость по выкидным линиям dy 100 мм направляется на ЗУ «Спутник» поз.1 ( АМ 40-8-400П для ГЗУ-3 и Б-40-14-500 для ГЗУ-1, ГЗУ-2), -для возможности индивидуального замера дебита скважины. Подаваемая на замер жидкость скважины проходит сетчатый фильтр СДЖ 250-1.6 поз.7 для очистки от мехпримесей, затем подогреватель ПМ 25-6 поз.8 для снижения вязкости и далее поступеет в сеператор «Спутника» собственно для замера.



1.4 Физические свойства нефти и газа

Физико-химические свойства нефти месторождения «Сазанкурак» были изучены по пробам, полученным из скважин Мелового и Юрского горизонтов и представлены выше в таблицах. Нефть характеризуется как тяжелая по показателю плотности (плотность при 20°С - 0,9182 г/см3), высоковязкая (645,6мм2/сек при 20°С), высокосмолистая (суммарное содержание асфальтенов и силикагелевых смол составляет -19,7% масс), сернистая (содержание серы - 1,03% масс).

Высокая вязкость нефти обусловлена высоким содержанием смолистых веществ и незначительным содержанием легких фракций в ней. Содержание в нефти бензиновых фракций, выкипающих до 200 оС, незначительно - до 3,5% объемных. Выход светлых фракций выкипающих до 300 оС, составляет - 22 % объемных. Нефть обладает высокой коксуемостью-4,58% масс, повышенным кислотным числом - 1,06 мгКОН.../ г.

Также установлено, что кроме аномальных значений по плотности и вязкости, физико-химические свойства нефти характеризуются высоким содержанием неорганических соединений в виде хлористых солей, сульфатов и соединений железа.



2. Технико-технологическая часть

2.1 Расчет диаметра штуцера фонтанной арматуры

Рассчитать диаметр штуцера фонтанирующей с большим газовым фактором b скважины.

Рассчитать диаметр штуцера фонтанирующей с пренебрежимо малым газовым фактором скважины.

Диаметр отверстия устьевого штуцера для фонтанных скважин с большим газовым фактором, определяется по эмпирической формуле Г. Н. Газиева:

ц - опытный коэффициент, зависящий от величины газового фактора (принимается ц = 1,0 - 1,2);

Q_г - дебит газа, м³/сут;

с_г - плотность газа, кг/м³;

Р_у - давление на устье скважины перед штуцером, кгс/см² (МПа);

Р_ш - давление за штуцером, кгс/см² (МПа).

Диаметр штуцера можно определить по формуле расхода жидкости через насадку, если газовый фактор невелик или отсутствует:

Откуда



Где Q - расход жидкости, м³/с;

м = 0,7 - 0,9 - коэффициент расхода, зависящий от плотности жидкости;

f - площадь насадки, м²;

g - ускорение свободного падения;

Н - потери напора, м вод. ст.

Задача 1. Определить диаметр штуцера для фонтанирующей скважины с газовым фактором 59 м³/т и дебитом 78 т/сут, если с_г = 0,96 кг/м³, давление на устье 17,4 МПа, а давление в выкидной линии должно быть 1,55 МПа.

Решение. Определим расход газа Q_г = 59 ·78 = 4602 м³/сут. По формуле найдем d:

Задача 2. Найти диаметр штуцера для скважины с дебитом жидкости 36 м³/сут, если давление на устье - 16,9 МПа, давление в боковом выкиде 1,05 МПа.

Решение. Определим секундный расход жидкости:

=4,167•10^-4 м³/с

Определим потери напора в штуцере:

H=(P_у-Р_ш)•100=(16,9-1,05)•100=1585 м вод. ст.

Тогда диаметр отверстия штуцера определим по формуле:



2.2 Определение количества воды для ППД

Определить количество воды, необходимое для поддержания пластового давления путем законтурного заводнения, если из залежи за сутки добывается: нефти Q_н=310 т; воды Q_в=100,1 т и газа V_г=90850 м³.

Объемный коэффициент нефти b_н=1,162; коэффициент растворимости газа в нефти б=0,78м³/м³ат; удельный вес нефти г_н=0,864 Т/м³; коэффициент сжимаемости газа z=0,87; пластовое давление р_пл=73,9 ат; пластовая температура t_пл=42,8єC.

Добытая нефть в пластовых условиях занимает объем

Объем свободного газа в залежи, приведенный к атмосферным условиям, равен

Объем свободного газа в пластовых условиях

Общая суточная добыча в пластовых условиях



Для поддержания давления требуется ежесуточно закачивать в залежь не менее указанного количества воды. При коэффициенте избытка К=1,2 потребуется следующее количество воды (без учета поступающего в залежь объема контурной воды):

2.3 Расчет пластового давления

Для расчёта продуктивности необходима депрессия, которая определяется разностью пластового и забойного давлений. Эти давления рассчитываются по уровневым замерам и плотности жидкости.

Нужно определить пластовое давление применив нижеследующие данные временного остановленных и отсутствующих в составе воды скважин.

Дано: Глубина скважины L_ска=1910м, статический уровень Н_ст=37м; плотность разгазированной нефти p_нб/г=866 кг/м³; плотность нефти пластовых условиях р_н.пл=797кг/м³; пусть считается забойное давление в скважине работает в лучшем положении чем давления насыщения.

Решение. Так как при добыче в скважине отсутствует вода, то и после остановки при статическом уровне в скважине будет только нефть. Определяется высота столба нефти в скважине:

h_н=L_скв•Н_ст=1910-37=1873м

Определим среднюю плотность нефти по следующей формуле:

р_н=(р_н.б/г+р_н.пл)/2=(866+797)/2=831,5 кг/м³

Формула пластового давления:



p_пл=h_нр_нg10^-6=1873•831,5•9,81•10^-6=15,278 МПа.

2.4 Расчет вертикально-гравитационного сепаратора

Нужно определить по нижеследующим данным какие есть максимальные возможности для пропуске жидкости вертикально- гравитационного сепаратора.

Дано: Диаметр сепаратора Д_с=1,2м; плотность жидкостной фазы нефти р_н=856кг/м³; давление в сепараторе р_с=1,62МПа; температура в сепараторе Т_с=293К; вязкость нефти при этом давлении и температуре µ_н=5.98МПа•с; плотность газа при нормальном положении р_го=1,33кг/м³. Вязкость газа при сепараторном положении (р_с=1,62МПа, Т_с=293К) µ_г=1,27•10^-5Па•с. Считаем что, коэффициент сжимаемости ?=1, диаметр капельки жидкости d_г=10^-3м.

Решение. Сперва определим плотность газа сепараторным положении:

Сделаем расчеты о максимальной возможности пропуска газа через вертикальный сепаратор:

Если повышается уровень движущей нефти в сепараторе, то есть условие о выходе на поверхность газового пузырька. Берем это условие в основу, найдем о максимальной возможности пропуска жидкости через сепаратор:

При этих положениях через сепаратор проходит нефть с газом в следующем количестве:

(4,41•10⁶)/7441=592,6 м³/m³



3. Эксплуатация газовых и конденсатных месторождении

Существуют два метода эксплуатации газоконденсатных месторождений: с поддержанием пластового давления нагнетанием в пласт рабочего агента (замкнутый цикл) и без поддержания давления (разомкнутый цикл). Основными факторами, определяющими выбор метода эксплуатации газоконденсатных месторождений, являются: величина промышленных запасов газа в месторождении; количество конденсата, который выделяется из газа при снижении давления, и его состав; режим пласта, однородность пласта по пористости, проницаемости и т. д.

Нагнетание рабочего агента в пласт применяют при достаточных промышленных запасах газа и таком содержании конденсата, при котором капитальные вложения в добычу и переработку газа будут оправданы получаемым конденсатом. При неоднородных коллекторах и недостаточных запасах газа поддержание пластового давления может оказаться экономически не обоснованным. Тогда эксплуатацию осуществляют по разомкнутому циклу, т. е. при режиме истощения. В качестве рабочего агента для нагнетания в пласт служит сухой газ (при соответствующих условиях воздух или вода).

Недостатком такого способа добычи является то, что сухой газ сразу не может быть использован для потребления. Его используют только лишь после добычи из месторождения всего конденсата. Преимущество же состоит в том, что на нагнетание газа затрачивают меньше энергии, чем на воздух, так как давление газа снижают только до давления максимальной конденсации, которое составляет примерно половину давления в пласте.

При эксплуатации газоконденсатного месторождения по первому методу газ из залежи отбирают через эксплуатационные скважины, а рабочий агент закачивают в пласт через нагнетательные скважины. Сухой газ нагнетают в верхнюю часть залежи. Обладая меньшей плотностью по сравнению с сырым газом, он не перемешивается с ним и в процессе нагнетания вытесняет последний. При эксплуатации месторождения по разомкнутому циклу от добываемого газа отделяют конденсат при давлении максимальной конденсации, после чего сухой газ направляют к потребителю.



4. Охрана труда и окружающей среды

Для предупреждения загрязнения окружающей среды предусмотрены следующие мероприятия:

* герметизация технологических процессов сбора и подготовки нефти, воды и газа;

* закрытый налив нефти в железнодорожные цистерны;

* контроль и автоматизация технологических процессов;

* сигнализация при отклонениях от норм технологического режима и параметров технической эксплуатации оборудования; блокировка оборудования, аппаратов, операций технологического процесса при отклонениях от норм режима и установленных параметров эксплуатации;

* оснащение технологического оборудования предохранительными устройствами со сбросом в специальные емкости с последующим возвращением жидких продуктов в технологический процесс;

* опорожнение и дренаж из технологических емкостей в закрытую систему;

* антикоррозионная защита оборудования и трубопроводов: пассивная путем нанесения антикоррозионных покрытий, активная за счет электрохимзащиты - для защиты от внешней коррозии;

* подача ингибиторов коррозии, поглотителя сероводорода, внутреннее антикоррозионное покрытие резервуаров и аппаратов, - для защиты от внутренней коррозии;

* применение стеклопластиковых труб для системы ГШД;

* подготовка пластовых вод в блоке очистки с последующей закачкой в пласт в системе заводнения;

* утилизация попутного нефтяного газа на собственные нужды путем подачи на газовые или газомазутные горелки парогенераторов;

* обезвреживание сбрасываемых на факел углеводородных газов и паров от предохранительных клапанов путем сжигания на факельных установках, высота которых обеспечивает рассеивание дымовых газов до приземных концентраций ниже предельно допустимых;

* наличие стационарной автоматической системы пожаротушения;

* наличие автоматических датчиков - газоанализаторов по довзрывным концентрациям для углеводородов и по ПДК для сероводорода;

* применение в насосной ГШД насосов в коррозионно-стойком исполнении.

Для приема шлама при бурении скважин, шлама при очистке донных осадков резервуаров и твердых отходов производства на месторождении Сазанкурак предусмотрен шламонакопитель. Для объектов месторождения разработан проект ПДВ, где выбросы в атмосферу загрязняющих веществ лимитированы на уровне предельно-допустимых.

Согласно требованиям природоохранных органов и установленному порядку СП «Сазанкурак» предоставляет статотчетность по выбросам в атмосферу, отходам производства, в соответствии с которой производится плата за загрязнение природной среды. За сверхнормативные выбросы, сбросы и отходы, а также аварийные плата производится по прогрессивной шкале, а также налагаются штрафы.

В производственных помещениях периодически, по утвержденному графику отбираются пробы воздуха для определения загазованности вредными веществами экспресс -- или лабораторным методами.

Осуществляется мониторинг окружающей среды:

* пробуренными наблюдательными скважинами от 3 до 7 м для наблюдения за загрязнениями почвы и грунтовых вод нефтепродуктами и пластовой водой;

* наблюдениями подфакельными, и на границе санитарно-защитной зоны, в районе вахтового поселка, - с отбором проб воздуха для определения его загрязнения от выбросов производственными объектами.



Заключение

Я Есенов Нурсултан учащийся группы ЭНГМ^а-09(р) в курсовом проекте изучал НГДУ ТОО «Сазанкурак» о его направлении на увеличение доли казахстанской составляющей в общем объеме закупок ТРУ Компании и дальнейшее развитие нефтедобывающей отрасли промышленности Казахстана

А также в этом курсовом проекте при эксплуатации скважин научился подбирать диаметр штуцера в различных условиях эксплуатации скважин, исходя из известного устьевого давления, давления в выкидной линии, дебита скважины и других физических параметров и определять объем воды закачиваемой в пласт для предотвращения падения пластового давления.



Использованные литературы

Акульшин А.И., Бойко В.С., «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» Москва, 1989 г.

Гиматудинов Ш.К.«Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений» г. Москва, 1988 г.

Муравьев В.М. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» г. Москва, 1998 г.

Мищенко И.Т. «Скважинная добыча нефти» г. Москва, 2003 г.

Мищенко И.Т., «Расчеты в добыче нефти» Москва, Недра, 1989 г.

Размещено на Allbest.ru