Отчёты по практике. Бригада 8 отчет. 1. Краткая геологопромысловая характеристика месторождения 2
 Скачать 1.01 Mb.
|
4. Методы борьбы с осложнениями в процессе добычи нефти на месторожденииОбъект АВ11-2 является одним из основных по запасам углеводородного сырья: содержит 21 % геологических и 13 % извлекаемых запасов от общего объема запасов нефти и 64 % геологических запасов от общего объема запасов свободного газа Самотлорского месторождения. Основные перспективы разработки Самотлорского месторождения связаны с этим объектом, т.к. на долю остаточных извлекаемых запасов пласта АВ11-2 приходится более 36 % остаточных извлекаемых запасов месторождения. От эффективности разработки этого объекта в дальнейшем в значительной степени будут зависеть технологические показатели месторождения в целом. Отбор утвержденных начальных извлекаемых запасов нефти составляет 27 %. Остаточные запасы в расчете на одну скважину действующего добывающего фонда оцениваются порядка 101 тыс. т. В разбуренной части объекта основной объем запасов нефти, не вовлеченных в разработку, сосредоточен на участках, представленных тонкослоистыми пропластками, где сложились менее благоприятные условия нефтеизвлечения. Бурение новых скважин в таких коллекторах не всегда рентабельно, для выработки запасов нефти в настоящее время преимущественно используется возвратный фонд скважин, выполнивших проектное назначение на целевых пластах. Вместе с тем разновременность перевода скважин крайне осложняет формирование регулярной системы воздействия и замедляет процесс выработки запасов пласта. Поэтому в пределах разбуренной зоны наряду с использованием для выработки запасов пласта возвратного фонда предусмотрено уплотняющее бурение. За последние три года в целях выработки запасов нефти активно применяется технология зарезки второго ствола (35 скважино-операций за период 2009 - 2011 гг.). Сравнительный анализ технологических показателей скважин с БС, пробуренными в коллекторах ТСТ и МТ+ТСТ, показал, что эффективность ЗВС в добывающих скважинах выше в коллекторах смешанного типа (МТ+ТСТ). По-прежнему основным видом ГТМ, показывающим на практике высокую эффективность, для данного объекта остается гидроразрыв пласта, как первичный - при возврате скважин с других объектов, так и повторный на скважинах объекта. Данный вид ГТМ актуален как для коллекторов тонкослоистой текстуры, так и смешанного типа (МТ+ТСТ). В 2010 г. ОПР по бурению горизонтальных скважин с мультистадийным ГРП (куст 2041) подтвердил эффективность применения данной технологии на объекте АВ11-2 в зоне преимущественного развития массивных коллекторов. В 2011 г. приступили к тиражированию результатов ОПР в пределах лицензионного участка ОАО «ТНК-Нижневартовск». Вместе с тем, учитывая, что большая часть территории лицензионного участка ОАО «ТНК-Нижневартовск» представлена тонкослоистым либо смешанным коллектором, для принятия решения о технологии разбуривания данного типа коллектора необходимо опробование бурения горизонтальных скважин на одном из таких участков пласта. В связи с этим в 2012 г. запланировано бурение куста 1524Б в пределах разбуренной зоны, по результатам будет принято решение об эффективности применения данной технологии на коллекторах типа ТСТ и возможности дальнейшего применения на неразбуренных участках залежи. В настоящее время одним из основных направлений работ по подгазовой зоне пласта АВ11-2, в условиях неоднородных низкопроницаемых коллекторов типа «рябчик» при сформировавшейся текущей структуре локализации запасов газа сложной геометрии и значительного замещенного объема первоначально газонасыщенных толщин ГШ (43 %) (Рисунок 5.1.102, 5.1.103), должно стать воздействие на все интервалы разреза. Необходимо проведение мероприятий по формированию эффективной системы ППД (переводы, возвраты, ГРП, ГС в нагнетательных скважинах), что позволит обеспечить восстановление пластового давления, компенсацию отборов нефти и газа закачкой на протяжении всего срока разработки. Для оценки эффективности дальнейшего формирования внешнего барьерного ряда, на основе ГДМ, выполнены оценочные расчеты вариантов разработки подгазовой зоны. Вариант 1 предполагает для разработки подгазовой зоны реализацию программы формирования площадной системы ППД (183 скв.), в которой используется часть скважин барьерного ряда. Вариант 2 - дальнейшее формирование внешнего барьерного ряда. Оба варианта предусматривают организацию добычи газа газовым фондом скважин. Газодобывающие скважины размещены в зонах максимальной концентрации подвижных запасов газа с оптимальным охватом текущей площади газоносности. Две скважины являются совместными на пласты АВ11-2 + АВ13. При расчетах принято критическое ограничение по устьевому давлению 20 атм, проектная депрессия - 40 атм для наклонно-направленных скважин и 20 атм для скважин с горизонтальным окончанием ствола. 5. Охрана недр и окружающей средыФизико-географическая характеристика По комплексу метеорологических факторов, определяющих загрязнение атмосферного воздуха, рассматриваемая территория относится к зоне умеренного потенциала загрязнения, т.е. характеризуется достаточно благоприятными условиями для рассеивания примесей. Река Обь и ее притоки относятся к рыбохозяйственным водоемам 1 категории. Подземные воды на территории месторождения отмечены трех типов: -верховодный (0.3-1.4м от поверхности). -болотные воды имеют свободный уровень на глубине 0.0-0.4м. -грунтовые воды располагаются на глубине 2-3м. По химическому составу подземные воды относятся к гидрокарбонатно-кальциевой группе. Самотлорское месторождение находится в подзоне подзолистых почв. Наблюдается для развития почв полугидроморфного и гидроморфного ряда, таких как: -болотно-подзолистых, алювиально-болотных, болотно-торфяных. Их характерными признаками является высокое содержание органических веществ, высокая гидролитическая кислотность, ненасыщенность основаниями, переувлажненность. Они обладают низким естественным плодородием и относятся к почвам самого низкого качества. Мероприятия по охране окружающей среды. Охрана недр и окружающей среды и их рациональное использование при разработке нефтяных месторождений предусматривает комплекс мероприятий, направленных на максимальное извлечение из недр и предотвращения безвозвратных потерь нефти в проницаемые породы разреза через скважины. Для достижения этой цели эксплуатация нефтяного месторождения должна проводится в строгом соответствии с технологической схемой или проектом разработки, все содержание которого направлено на получение максимальной нефтеотдачи при наименьших затратах, через герметичные скважины с высоким качеством цементирования заколонного пространства, обеспечивающего надежную изоляцию всех проницаемых горизонтов разреза. Для ликвидации существующего загрязнения и предотвращения дальнейшего предлагаются мероприятия, разработанные институтом СИБНИИНП и ГЛАВТЮМЕННЕФТЕГАЗОМ. Мероприятия по охране воздуха. 1. Поддерживать герметичность системы сбора и транспорта нефти и газа. 2. Предусмотреть полную утилизацию попутного газа, в том числе с последней ступени перфорации. 3. Установить контроль за воздушной средой на основных нефтепромысловых объектах для определения опасной концентрации газов. Мероприятия по охране водных ресурсов. 1. Обеспечить полную утилизацию промысловой сточной воды путем ее закачки в продуктивные горизонты в течение всего периода разработки месторождения. 2. Производить обваловку площадок для расположения кустов скважин, регулярно проверять состояние обваловок вокруг эксплуатационных и нагнетательных скважин. 3. Вести учет и контроль использования воды, предотвращать утечки через неплотные соединения в водяных линиях. Применять замкнутую систему водоснабжения при бурении. 4. Производить сброс хозяйственно-питьевых стоков водоемы только после биологической очистки. 5. В целях предупреждения нефтегазовых выбросов и открытого фонтанирования необходимо постоянно проводить планово-предупредительные ремонты перекрывающих устройств, обваловок и т.д. 6. При освоении и капитальном ремонте скважин сбор нефтяной эмульсии осуществлять в коллектор или в закрытую емкость. 7. Отработанный буровой раствор и буровые сточные воды закачиваются в поглощающие скважины или в действующий нефтесборный коллектор. ЗаключениеСамотлорское месторождение – крупнейшее в России и одно из крупнейших в мире месторождений нефти. Расположено в Нижневартовском районе в Ханты-Мансийского автономного округа (Тюменской области), вблизи города Нижневартовска, в районе озера Самотлор. Оно было открыто в 1965 году, первая скважина пробурена в 1969 году. Залежи на глубине 1,6—2,4 км. Начальный дебит скважин 47—200 т/сут. Плотность нефти 0,85 г/см³, содержание серы 0,68—0,86 %. В 1981 году была добыта миллиардная тонна нефти. Пик добычи нефти (около 150 млн т. в год) пришёлся на начало 80-х годов XX века; вследствие интенсивной добычи в эти годы нефтеносные пласты стали обводняться и добыча нефти резко снизилась. В 1996 году было добыто лишь 16,74 млн т нефти. В XXI веке в связи с применением современных способов интенсификации нефтедобычи, выработка нефти несколько увеличилась. Всего за годы эксплуатации месторождения на нём было пробурено 16 700 скважин, добыто более 2,3 млрд т нефти. На 1997 из Самотлорского месторождении за тридцать лет было добыто более 1,9 млрд т. нефти. Добыча упала до 36 тыс. т. в день; предполагалось, что месторождение практически исчерпано. Однако современные технологии позволяют несколько увеличить отдачу. Список литературы1. Волков А.М. Решение практических задач геологии на ЭВМ. М. Недра, 1980, 224 с. 2. Дополнение к Уточненному проекту разработки Самотлорского месторождения в пределах ОАО "Самотлорнефтегаз" и ОАО "ТНК-Нижневартовск". ООО "Тюменским нефтяным научным центром", Тюмень, 2012. 3. Закон РФ "О недрах" от 21.02.1992 г. №2395-1 4. Курчиков А.Р. Гидрогеотермические критерии нефтегазоносности. М., Недра, 1992, 228 с. 5. Решение 6-го межведомственного стратиграфического совещания по рассмотрению и принятию уточненных стратиграфических схем мезозойских отложений Западной Сибири (объяснительная записка), Новосибирск, 2004 6. Рудая В.С., Алешина А.В., Денисов С.Б., и др. Подсчет запасов нефти, конденсата, свободного и растворенного газа на основе геолого-технологической модели. Самотлорское месторождение Ханты-Мансийского АО Тюменской области, ОАО "ЦГЭ", Москва, 2001. 7. Руководство по организации и проведению экспертизы проектов геологического изучения недр. Приложение № 1 к приказу ФГУ "ГКЗ" от 21.02.2011 г. №83-орг 8. Сидоров А.Н., Плавник А.Г., Сидоров А.А. и др. Свидетельство о регистрации программы GST в Реестре программ для ЭВМ Федеральной службы по интеллектуальной собственности, патентам и товарным знакам №2005612939 от 14 ноября 2005 9. Щелкачёв В.Н. Разработка нефтеводоносных пластов при упругом режиме. М., Гостоптехиздат, 1959 |