Министерство  образования Российской Федерации.

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Институт  нефти и газа 
 
 

Кафедра разработки и эксплуатации

нефтяных  месторождений. 
 
 
 

Курсовая работа

Тема: Анализ и совершенствование системы сбора нефти и газа на Убинском месторождении 
 
 
 
 

                                                                   Выполнил: студент

                                                                                      группы НР-00-5 Лысый Д.Д.

                                                                                Проверил: Кононенко А.А. 
 
 
 
 
 

г.Тюмень 2004 г. 
Содержание

    Введение…………………………………………………………......…………..3

    1. общая часть……………………………………………………….......………4

    1.1. Общая характеристика района  работ…………………………….......……4

    2. геологическая часть…………………………………………………........…..5

    2.1. Стратиграфия………… …………………………………...………........…..5

    2.2. Тектоника……………………………………………………………........…6

    2.3. Нефтегазоносность…………………………………………….......……….7

    2.4. Физико-химическая характеристика нефтей……………………......…....8

    3. технологическая часть………………………………………………….......13

    3.1. Динамика основных показателей  разработки………………….....…..13

3.2. Анализ  эффективности реализуемой системы  разработки. Анализ работы добывающего фонда скважин……….............................................…..14

    4. техническая часть……………………………………………………….......18

    4.1. Общие сведения...........................................................................................18

4.2. Система сбора продукции скважин в Западной Сибири ....…….….…...19

4.3. Принципиальная схема сбора и подготовка нефти, газа и воды ...….....20

    5. Специальная часть………………………………………………………..…23

    5.1 Анализ системы сбора на Убинском месторождении......………….....…23

    5.2 Совершенствование системы сбора и подготовки продукции ..….....….23

    6. Основные правила безопасности…………………………………..…....….27

    Заключение……………………………………………………………………..28

    Список  литературы……………………………………………………..……...29 
 
 
 
 
 

Введение

    В настоящее время разработка многих месторождений ТПП «Урайнефтегаз» ведется на поздней стадии и характеризуется значительной выработкой запасов нефти, длительной эксплуатацией фонда скважин, увеличением обводненности добываемой продукции. Все это влечет за собой ежегодно увеличивающиеся затраты на извлечение каждой тонны нефти. В таких условиях необходим жесткий контроль за разработкой месторождений.

   Убинская  группа поднятий была выявлена в 1963 году и подготовлена к глубокому бурению  по результатам площадных сейсморазведочных  работ С.П. 42/63-64 г.г. Месторождение  нефти на Убинской структуре было открыто в 1964 году первой скважиной №301. Промышленный приток нефти дебитом 24 м³/сут на 6 мм штуцере был получен при опробовании интервала глубин 1843-1850,5 м.

   Эксплуатационное  разбуривание Убинского месторождения  начато в 1970 году на основании технологической схемы разработки, составленной Гипротюменнефтегазом, подтвержденной Центральной комиссией по разработке нефтяных месторождений.

   В 1973 году на основании уточненной технологической  схемы разработки Убинское месторождение введено в промышленную эксплуатацию.

   По  состоянию на 1.01.04 г. на месторождении  пробурено 327 скважин, что составляет 77 % проектного фонда. Месторождение  находится в стадии падающей добычи нефти. Максимальный уровень добычи нефти был достигнут в 1990 году и составил 264,9 тыс.т.

  Промысловое обустройство требует большого объема капитальных вложений, значительная доля которых приходится на сооружение системы сбора и транспорта продукции скважин. Чтобы получить наибольший эффект, необходимо провести совершенствование системы сбора, анализируя ошибки прошлых лет. Так как совершенствование и упрощение систем сбора и транспорта нефти и газа имеет первостепенное значение как для снижения капитальных затрат и эксплуатационных расходов, так и для сокращения сроков обустройства и, следовательно, для ускорения ввода в действие новых нефтяных месторождений. Все эти решения и мероприятия должны «продлить жизнь» данному месторождению и увеличить доходы предприятия. 
1. общая часть

1.1. Общая характеристика района работ 

   Убинское  месторождение нефти расположено  в пределах Шаимского нефтегазоносного района. В административном отношении месторождение находится в пределах Кондинского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, 75 км севернее г. Урая. Ближайшая железнодорожная станция Верхне-Кондинская, дорога Ивдель-Приобье находится в 70 км от месторождения.

   В 15 км севернее Убинского месторождения  расположено Филипповское, в 30 км к  юго-востоку – Толумское, в 50 км северо-западнее – Даниловское нефтяные месторождения.

   Геоморфологически территория Убинской площади характеризуется слабо всхолмленным равнинным рельефом древнеледникового и озерно-аккумулятивного происхождения с абсолютными отметками от 55 м до 175 м над уровнем моря.

   С севера на юг площадь пересекается рекой Мулымья с притоками Убья и Ивья. В половодье, которое обычно бывает и конце мая, начале июня, р. Мулымья имеет максимальный уровень и судоходна для мелкосидящих судов и барж. Летом река сильно мелеет и практически непригодна для транспортировки грузов. Берега реки сравнительно сухие и малозаболоченные, остальная же территория на 80 – 85% заняла непроходимыми болотами с многочисленными озерами разнообразной формы и размеров.

   Поверхностные отложения представлены суглинками, супесями, торфяно-болотистыми почвами и илами. В руслах рек, проток и стариц встречаются разнозернистые пески, алевриты и глины, пригодные для различных строительных целей (отсыпок площадок кустов и трасс к ним).

   Источником  водоснабжения для хозяйственно-питьевых нужд на Убинском месторождении являются водозаборы из подземных вод куртамышского водоносного горизонта, а для системы ППД – пластовые воды с установки предварительного сброса и поверхностные воды от плавучего водозабора на реке Мулымья.

   Климат  резко континентальный с продолжительной суровой зимой и сравнительно теплым летом. Среднегодовая температура около +1°С. Наиболее холодным месяцем является январь (средняя температура около -23°С), самым теплым – июль (около + 20°С). Абсолютный минимум -50⁰ С,   максимум +30⁰ С.

   Связь с месторождением осуществляется вертолетами  и водным путем по рекам Мулымья  и Супра. Доставка грузов с железной дороги на Убинское месторождение осуществляется по бетонной дороге Советский-Ловинское  месторождение, далее по грунтовым  дорогам и из Урая по бетонной дороге.

   Нефть с месторождения транспортируется нефтепроводом Нягань –Тюмень, проходящим через Убинское месторождение.

2. геологическая часть

2.1. Стратиграфия 

   Скважинами  Убинского месторождения вскрыты  породы мезо-кайнозойского осадочного чехла и породы доюрского основания.

   Описание  юрских отложений и пород фундамента дается по фактическому материалу, полученному  по скважинам, пробуренным непосредственно  на рассматриваемом месторождении. Разрез продуктивной юрской толщи Убинского  месторождения относится к шаимскому типу. Вышезалегающие отложения меловой, палеогеновой и четвертичной систем на Убинской площади керном не охарактеризованы. Описание их приводится по аналогии с соседними площадями.

   Породы  фундамента вскрыты всеми разведочными и большинством эксплуатационных скважин. Они подразделяются на два структурных комплекса: нижний - собственно складчатый комплекс и верхний сложенный эффузивно-осадочными породами туринской серии. По керну отложения фундамента представлены монолитной толщей относительно слабо метаморфизованных глинистых сланцев, иногда с прослоями гравелитов, конгломератов, песчано-глинистых сланцев и метаморфизованных песчаников.

   По  породам фундамента развиты сильно выветрелые, часто пористотрещиноватые  породы коры выветривания, при опробовании которых получены высокодебитные притоки нефти, что свидетельствует о достаточно высоких емкостных свойствах нефтесодержащих пород фундамента. Отложения коры выветривания по керну представлены породой серого, зеленовато-серого, темно-зеленого цвета, плотной, крепкой. Общая толщина доюрских образований, вскрытая скважинами Убинского месторождения составляет 10-147 м.

   Юрские  отложения несогласно залегают на породах фундамента. Представлены средним и верхним отделами. По литолого-фациальным признакам в составе отложений юрской системы выделяются три свиты: тюменская, абалакская и мулымьинская.

   Тюменская свита залегает непосредственно на размытой поверхности фундамента и его коры выветривания. Отложения тюменской свиты являются основными нефтесодержащими породами в пределах Убинской площади. Комплекс песчано-глинистых отложений тюменской свиты в пределах территории характеризуется своеобразным характером распространения по площади (резкие изменения толщины и литологического состава отдельных пластов и пачек) и сложным чередованием по вертикали плотных и проницаемых пластов.

   Представлена  свита неравномерным переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Песчаники и алевролиты серые  и светло-серые от тонко- до среднезернистых, различной степени цементации и уплотнения с тонкой горизонтальной и линзовидной слоистостью, обогащенные углистым и глинистым материалом.

   Аргиллиты, в основном, темно-серые, часто с буроватым оттенком, иногда почти черные за счет углистого материала, в различной степени алевритистые, слюдистые. Толщина тюменской свиты изменяется в широких пределах от 0 до 110,7 м.

   Абалакская  свита состоит из двух подсвит: нижней и верхней. Нижняя подсвита является переходной от континентальных отложений тюменской свиты к вышележащим морским отложениям абалакской свиты. Представлена она аргиллитами темно-серыми с буроватым оттенком, алевритистыми с частыми включениями пирита, обломками раковин пелеципод и ростров белемнитов. В нижней части подсвиты отмечаются в значительных количествах оолитовый сидерит и известняк буровато-серого цвета.

   Верхняя подсвита представлена в нижней части  зеленовато-серыми и буровато-серыми крепкими глауконитовыми породами, замещающимися  в верхней части переслающимися карбонатами, представленными сидеритом, доломитом и кальцитом, и аргиллитами. Характерными для подсвиты являются фосфатные стяжения светло-бурого цвета. В северо-восточной части площади появляются прослои песчаников, являющихся промышленно нефтеносными. Общая толщина свиты достигает 43 метра.

   Мулымьинская  свита согласно залегает на абалакской свите, сложена аргиллитами темно-серыми с буроватым оттенком иногда битуминозными и слабобитуминозными, алевритистыми с редкими прослоями глинистых известняков. Толщина свиты 77-104 метра.

   Меловые отложения представлены мощной толщей переслаивающихся алевролитов, аргиллитов и известковистых песчаников. Толщина меловых отложений достигает 1500 метров.

   Палеоген-неогеновые отложения сложены глинами, опоками с прослойками алевролитов и песка. Толщина отложений достигает 485 метров.

   Четвертичные  отложения представлены озерно-аллювиальными серыми и желтовато-серыми песками, серыми и бурыми песчанистыми глинами. Толщина отложений от 5 до 80 метров.  

   2.2. Тектоника 

   Согласно  тектонической карте мезозойско-кайнозойского платформенного чехла под редакцией Нестерова И.И. основными элементами тектоники Шаимского нефтегазоносного района является Шаимская группа поднятий и Верхне-Кондинская зона прогибов. Убинское месторождение приурочено к одноименному локальному поднятию структуры II порядка Шаимской зоны поднятий – Убинскому валу, который имеет форму структурного носа, прослеживающемуся на расстоянии 84 км шириной 17-28 км, в целом моноклинально погружающемуся в северо-восточном направлении. Убинское локальное поднятие осложняет восточную часть указанной моноклинали. Данное поднятие представляет собой структуру вытянутой формы, осложненную несколькими куполами, северо-восточного простирания.

   По  отражающему горизонту "П" фиксирующему эррозионную поверхность фундамента, выделяется 4 отдельных поднятия (центральное, юго-восточное, западное и южное).

   Центральное поднятие наиболее крупное и наиболее сложное. В пределах его зафиксированы 4 куполовидных осложнения. Размеры  поднятия по оконтуривающей изогипсе – 1860 м составляют 15 х 7 км. Амплитуда около 120 м. Общее простирание поднятия северо-восточное.

   К югу от центрального расположено  юго-восточное поднятие, которое оконтуривается изогипсой – 1870 м. Размеры 3х5 км с амплитудой 40 м.

   В западной части рассматриваемой площади расположено западное поднятие. От центрального поднятия оно отделено тектоническим нарушением типа "сброс".

   Западное  поднятие оконтурено изогипсой – 1890 м и раскрывается в юго-западном направлении. Простирание поднятия северо-северо-западное, размеры 6 х 5 км, амплитуда 150 м.

   В самой южной части площади  расположено южное поднятие. Оно  имеет северо-западное простирание, оконтуривается изогипсой – 1890 м, но в районе скв. 10054 оно раскрывается в северном направлении на отметке – 1850 м.

   Размеры в этих пределах 5х5 км, амплитуда 115 м. Таким образом, размытая поверхность фундамента имеет расчлененный рельеф с многочисленными выступами до 100 и более метров и с узкими глубокими прогибами между ними. На наиболее крупных участках склонов выступов углы наклона поверхности фундамента достигают 4-5⁰, на пологих присводовых участках углы составляют 1-2⁰.  

2.3. Нефтегазоносность 

   На  Убинском месторождении промышленная нефтеносность установлена в  доюрском складчатом фундаменте (кора выветривания - КВ), в среднеюрских (тюменская свита - пласт Т) и верхнеюрских отложениях (пласт П) мезо-кайнозойского осадочного чехла. В состав Убинского месторождения входят три залежи нефти: Западная, Центральная, Юго-Восточная.

   Продуктивные  отложения пласта П присутствуют лишь в пределах Центральной залежи.

   Основной  продуктивной толщей на месторождении  является тюменская свита, представленная нефтенасыщенными коллекторами двух пластов: пласт Т₁ и пласт Т₂. Пласты Т₁ и Т₂ имеют повсеместное распространение только на Западной залежи. На Центральной и Юго-Восточной залежах нефтенасыщенные коллекторы тюменской свиты принадлежат только пласту Т₁.

   Нефтенасыщенные коллекторы коры выветривания распространены на Центральной и Западной залежи, имея мозаичный характер распространения. Ограничены по площади развития.

   Убинское  месторождение разрабатывается с 1973 года. В настоящее время основная площадь месторождения практически полностью разбурена, за исключением южной части Западной залежи и Юго-Восточной залежи, где проведено только поисково-разведочное бурение. 

2.4. Физико-химическая характеристика нефтей  

   Характеристика  нефтей и растворенных газов изучалась  на образцах глубинных и поверхностных (устьевых) проб продукции скважин. Всего в пределах месторождения  выполнен отбор и анализ 20 глубинных проб из 12 скважин, в том числе:

   - пласт П: глубинные пробы из  трех скважин, 

   - пласт Т₁: глубинные пробы из двух скважин,

   - пласт Т₂: две глубинные пробы из одной скважины.

   Значительная  часть глубинных проб отобрана из скважин совместной эксплуатации:

   - пласты Т₁+ Т₂ : три скважины,

   - пласты Т₁+КВ : девять проб из трех скважин.

   Физико-химическая характеристика и фракционный состав разгазированных нефтей изучены  на образцах 60 поверхностных (устьевых) проб из 45 скважин.

   Основные  сведения о параметрах пластовых нефтей представлены в таблицах средних значений (табл.2.4.1).

   Как следует из результатов исследований, нефти пласта П имеют среднюю  степень газонасыщенности (газосодержание 84 м³/т), в пластовых условиях легкие, маловязкие. Давление насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления, что свидетельствует о высокой степени пережатия. При дифференциальном (ступенчатом) разгазировании удельный объем отделяемого газа (газовый фактор) закономерно снижается до 74 – 75 м³/т за счет сохранения в жидкой фазе бензиновых фракций. Одновременно снижаются плотности дегазированной нефти и нефтяного газа.

   Пластовые нефти пласта Т₁ по своим характеристикам весьма близки к нефтям вышележащего объекта, что связано, по-видимому, с общим генезисом и малой толщиной непроницаемых разделов.

   Свойства  нефти из скважины 317, вскрывшей кору выветривания, также отличаются от флюидов пласта Т₂ и по своим значениям близки к соответствующим параметрам пластов П и Т₁.

   Пластовые нефти из скважин совместной эксплуатации по своим характеристикам занимают промежуточное положение между  параметрами индивидуальных объектов.

   По  результатам обобщения анализов, растворенный в нефти газ относительно жирный: содержание углеводородов группы С₃ высшие в суммарном газе дифференциального разгазирования для большинства пластов изменяется от 17 до 21% (молярных). Только для пласта Т₂ эта величина не превышает 9%.

   В составе разгазированных нефтей содержание целевых углеводородов  группы С₃ - С₅ колеблется в среднем от 10% (пласт Т₂) до 16-20% (остальные пласты).  

Таблица 2.4.1 Свойства пластовой нефти Убинского месторождения

Пласт П 

Пласт Т₁ 

Пласт Т₂ 

Пласт КВ (кора выветривания) 

Пласт Т₁+ Т₂ 

Пласт Т₁+ Т₂+КВ