библиофонд. 1. Общая часть. 1 Характеристика и история освоения месторождения
 Скачать 0.91 Mb.
|
1 2 Введение 1. Общая часть .1 Характеристика и история освоения месторождения . Геологическая часть .1 Характеристика продуктивных пластов .2 Свойства пластовых жидкостей и газов . Технологическая часть .1 Основные проектные решения по разработке месторождения 4. Техническая часть 4.1 Конструкция скважин, способы освоения скважин .2 Эксплуатация фонтанных и газлифтных скважин .3 Эксплуатация скважин, оборудованных ШГН .4 Эксплуатация скважин, оборудованных ЭЦН .5 Гидродинамические и промыслово-геофизические методы исследования скважин и пластов .6 Способы воздействия на призабойную зону скважин .6.1 Применение большеобъемных гелеобразующих составов(БГС) 4.6.2 Полимерно-гелевая система (ПГС) "Темпоскрин" .6.3 Комплексные обработки ПЗП нагнетательных скважин (КОПЗП) .6.4 Обработка ПЗП добывающих скважин растворителями 5. Специальная часть .1 Гидроразрыв пласта .2 Трещины и их структура .3 Оборудование для гидроразрыва .4 Технология гидроразрыва .5 Материалы для гидроразрыва Заключение Библиография Введение ООО "РН-Юганскнефтегаз" - самое крупное нефтедобывающее предприятие Компании "Роснефть" и второе по величине в России, годовой объем добычи, нефти которого составляет примерно 220 млн. баррелей, или 61% общей нефтедобычи Компании. Всего в ООО "РН-Юганскнефтегаз" насчитывается 28 месторождений. Южно-Сургутское месторождение было введено в 1976 году. Сейчас это месторождение практически все разбурено. Запасы около 200 млн. тонн. Основные залежи находятся в пластах БС - 10, 11, ЮС - 1. 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. Сложность в регулировании процесса разработки Южно-Сургутского месторождения составляет один из самых больших по ООО "РН-Юганскнефтегаз" нерентабельный фонд - 26%. 1. Общая часть 1.1 Характеристика и история освоения месторождения Южно-Сургутское месторождение нефти 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 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  , БС10 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. 2. Геологическая часть 2.1 Характеристика продуктивных пластов Пласт БС10-1 Залежь пласта БС110 распространена практически по всей площади месторождения. Тип залежи пластовая, сводовая, почти вся залежь чисто нефтяная (93% площади). Отметка ВНК-2346 м. Размеры 25х25 км. Пласт БС110 вскрыт в песчаной фракции на глубине 2310-2410 м. Общая мощность пласта 9,2-18,2 м. Наибольшая эффективная мощность отмечается в разрезах скважин южного и юго-западного крыла структуры. Коллекторами нефти пласта БС110 служат песчаники и алевролиты. Литологическая их характеристика сходна с характеристикой пласта БС210. Коллектора имеют высокие показатели фильтрационных свойств. Среднее значение пористости - 24%. Проницаемость изменяется в широком диапазоне от 1,4 до 2700*10-3мкм2. Среднее значение проницаемости составляет 270*10-3мкм2. Пласт БС10-2 Представляет собой мощную толщу, средняя общая толщина 41 м. Чрезвычайно неоднородная по площади и по разрезу. О сложности строения говорят его параметры: песчанистость -0,48; расчлененность -9,5 м.; толщина проницаемого слоя -2м. Для пласта БС210 характерно довольно частое переслаивание песчаников с аргиллитами и алевролитами. Тип залежи пластовая, сводовая, размеры 19,7х20,5 км., ВНК-2346 м. Практически вся залежь водонефтяная (75% площади). Пласт БС210 сложен песчаниками, алевролитами и уплотненными глинами. Пласт разделен глинистыми прослоями на 5-14 песчаных пропластков, толщинами от 0,4 до 9,2 м. Коллекторами пласта являются песчаники и алевролиты. Среднее значение пористости принято равным -23%. Проницаемость изменяется от 0,2 до 880*10-3мкм2; среднее значение - 114*10-3мкм2 Пласт ЮС-1 Пласт ЮС1 стратиграфически приурочен к васюганской свите. Сложен песчаниками темно-серыми, алевролитами с прослоями аргиллита толщиной до 1 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 9,5х5,2 км. Общая толщина пласта 16 м., эффективная нефтенасыщенная толщина 8,16 м. Глубина залегания пласта 2840 м. (абсолютная отметка 2787 м.). Залежь пробурена в центральной части. Средняя нефтенасыщенная толщина по пробуренной части изменяется от 1,4 м. (скв.2034) до 20,6 м. (скв.1527). Средняя по залежи - 8,2 м. Пласт недонасыщен, средняя нефтенасыщенность - 0,535%, подстилается подошвенной водой. Пласт ЮС-2 Пласт ЮС2 относится к среднеюрскому отделу (верхняя часть тюменской свиты) сложен переслаиванием песчаников темно-серых, алевролитов и аргиллитов. Мощность его 40м. Общая мощность пласта 280 м. Глубина залегания залежи 2842 м. Пласт ЮС2 подстилается водой. Нефтенасыщенная толщина залежи изменяется от 1 до 8,6 м., в среднем - 3,9 м. Очень низкие показатели коллекторских свойств залежи: коэффициент пористости -1,6, коэффициент проницаемости -9,8 мкм2. Часть запасов отнесена к забалансовым (71%). Нефтенасыщенность пласта ЮС2 доказана результатами испытаний. Испытания дали непромышленные притоки нефти. Скважины, испытанные на пласт ЮС2 практически "сухие". Дебит нефти более 5 М3/сут. 2.2 Свойства пластовых жидкостей и газов Пластовые нефти находятся в условиях повышенных пластовых давлений и температуры (27 Мпа и 75°С). Нефти недонасыщены газом, давление насыщения намного ниже пластового. Газосодержание для данного типа залежей очень низкое. Свойства нефтей в пределах залежи БС10 изменяются незначительно: газосодержание в диапазоне 42-56 м3/т., давление насыщения 8-11 Мпа, плотность пластовой нефти 818-839 кг/м3, вязкость 2-5 Мпа*с. Нефть в пласте и на поверхности тяжелая. Молярная доля метана в пластовых нефтях колеблется от 19 до 275. Характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами. Разгазированные нефти пласта БС10 парафинистые, слоистые, вязкие. Нефть пласта БС10 сернистая, средней плотности, с выходом фракций до 350°С от 45% до 54,9%. Технологический шифр нефти - IIT2П2. Свойства пластовой нефти Южно-Сургутского месторождения представлены в таблице 2.2 Таблица 2.2.
3. Технологическая часть 3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения Южно-Сургутское месторождение разрабатывается с 1976 года. Проект разработки составлен Главтюменьнефтегазом в 1974 году. На месторождении разрабатывается 3 объекта: пласты 1БС10, 2БС10, ЮС1. Извлекаемые запасы составляют 215 млн. тонн нефти. Первая стадия разработки Южно-Сургутского месторождения продолжалась до 1986 года. На этой стадии темп извлечения постоянно увеличивался и к концу стадии составил 5,7%. На этой стадии происходит интенсивное разбуревание месторождения. Фонд добывающих скважин увеличился с 14 в 1976 до 1187 в 1986 году. На этой стадии начинают применять систему поддержания пластового давления, в 1978 году фонд нагнетательных скважин составлял 13, то в 1986 году в эксплуатации была 391 нагнетательная скважина. Среднесуточный дебит одной скважины увеличивается с 32 тонн/сут до 78,9 тонн/сут в 1979 году, но потом стал снижатся и к концу первой стадии составлял 28,8 тонн/сут. Обводненность увеличивается с 0% до 52% к 1986 году. Первая стадия продолжалась 10 лет и за это время было добыто 27,47 млн. тонн нефти, что составило 35,5% извлекаемых запасов. Максимальная добыча нефти была достигнута в 1985 году и составила 11,75млн.тонн нефти. Вторая стадия продолжалась до 1989 года. На этой стадии фонд добывающих скважин постоянно увеличивается, за счет бурения скважин резервного фонда, и концу стадии составляет 1330. Увеличивается фонд нагнетательных скважин до 456. На этой стадии снижается темп извлечения до 4,7% в год. Среднесуточный дебит скважин составляет 20,1 тонн/сут. Увеличивается обводненность скважин до 63,5%. Увеличивается число скважин эксплуатирующихся механизированным способом. Эта стадия разработки продолжалась 4 года. За это время было добыто 14,5% извлекаемых запасов нефти, максимальное количество жидкости. К концу этой стадии годовая добыча нефти снизилась до 9,8 млн. тонн. В настоящее время Южно-Сургутское месторождение находится на третий стадии разработки. Среднесуточный дебит скважин составляет 8,6 тонн. Обводненность добываемой продукции составляет 84,2%. Практически весь фонд добывающих скважин работает механизированным способом. Снижается число эксплуатирующихся скважин и в настоящее время составляет добывающих-738, нагнетательных-233. Бурение на месторождение прекратилось в 1995 году. Темп отбора снизился до 0,9% в год. Добыча нефти постепенно снижается и в 1999 году составила 2,1млн. тонн. К концу 1999 года было добыто 66,9% от извлекаемых запасов, что составило 142,78 млн. тонн нефти. 4. Техническая часть 4.1 Конструкция скважин, способы освоения скважин Скважина - это горная выработка цилиндрической формы, сооружаемая без доступа в нее человека и имеющая длину во много раз больше ее диаметра. Устье скважины расположено на дневной поверхности, забой - на дне выработки. Ствол скважины между устьем и забоем состоит из обсадной колонны спущенной в выработку, укрепленной цементным камнем в пространстве: горная порода - внешняя часть обсадной колонны. Низ обсадной колонны оборудуют башмаком, для направления колонны при ее спуске, для препятствия среза со стенок выработки глинистой корки и породы - загрязняющих нижнюю часть колонны, для предупреждения смятия торца нижней трубы. Материал - бетон, чугун. Представляет собой толстостенный патрубок длиной 0,5 м, наружный диаметр башмака равен диаметру муфты, а внутренний равен внутреннему диаметру обсадной колонны. Конструкция скважин состоит из направления, кондуктора и эксплуатационной колонны. Кондуктор диаметром 245мм в добывающих скважинах опускается на глубину 400-500 м с целью перекрытия верхних водоносных горизонтов. В нагнетательных скважинах используется удлинённый кондуктор длинной 650- 800 м с целью перекрытия неустойчивых глин. Для цементирования используется тампонажный портландцемент марки ПЦТ-ДО-50. Подъём тампонажного раствора до устья. Используются обсадные трубы с треугольной резьбой ГОСТ 632-80 или ОТТМ. Эксплуатационная колонна спускается на 50 м ниже подошвы продуктивного пласта. Используются обсадные трубы диаметром 146мм или 168 мм. Конструкция скважины представлена на рисунке 4.1  Рис. 4.1 Типовая конструкция добывающих и нагнетательных скважин. Бурение скважины заканчивается вскрытием нефтяного пласта, т.е. сообщением нефтяного пласта со скважиной. Этот этап является весьма ответственным по следующим причинам. Нефтегазовая смесь в пласте находится под большим давлением, величина которого может быть заранее неизвестной. При давлении, превышающем давление столба жидкости, заполняющей скважину, может произойти выброс жидкости из ствола скважины и возникнет открытое фонтанирование; 1 2 | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||