Сбор и подготовка нефти. 3

Содержание                              

Стр.

Введение                                                                                                                         = 1

1. Общая характеристика  района работ.                                                                     = 2

2. Геологическая часть.

2.1. Краткая геологическая характеристика  района                                                  = 4

2.2. Краткая геологическая характеристика  продуктивных пластов                      = 4

2.3. Тектоническое строение                                                                                       = 10

2.4. Физико-химическая характеристика  нефти                                                       = 12

2.5. Характеристика пластовых вод                                                                             =14

2.6. Заключение                                                                                                            =  15

3. Техническая часть                                                                                                   =  17

3.1. Динамика основных показателей  и проектных решений                            =  17

3.2. Контроль за разработкой пластов,  состоянием и эксплуатацией

          скважин  и скважинного оборудования                                                            30

3.3. Система сбора и подготовки  нефти, газа и воды на

         Южно-Сургутском  месторождении                                                                   35

3.4. Заключение                                                                                                               36

4. Специальная часть                                                                                                     37

4.1. Анализ работы системы ППД                                                                              37

4.2. Требования к системе ППД  и качеству воды, используемой

      для  заводнения                                                                                                          43

4.3. Работы по воздействию  на призабойную зону пласта

    нефтяных скважин  Южно-Сургутского месторождения                                 =45

4.3.1. Технология проведения  кислотных обработок                                           =46

4.3.2. Требования к скважинам и  оборудованию для проведения 

         кислотных  обработок                                                                                       =48

4.3.3. Обработка ПЗП в фонтанирующей  скважине                                            =49

4.3.4 Освоение скважин после кислотных  обработок                                         =53

4.4. Кислотная обработка в скважинах  при обводнённости 

  более 50%. Водоизоляционные  работы.                                                             = 54

4.5. Эффективность кислотных обработок                                                          = 60

4.6. Заключение                                                                                                          = 61

5. Экономическая часть

5.1. Расчёт ПДН и ЧТС проведения  кислотных обработок                             = 64

6. Безопасность жизнедеятельности

6.1. Характеристика условий труда                                                                          69

6.2. Экологичность проекта                                                                                       73

6.3. Прогнозирование чрезвычайных  ситуаций                                                    75

6.4. Общие выводы по оценке  устойчивости ДНС-1”Южная”                           76

6.5 Заключение                                                                                                             76

     Литература                                                                                                               82

                                               Введение.

   Разработка нефтяной  залежи при вытеснении нефти  водой (заводнении) является сложным технологическим процессом. Осложнения разработки в основном обусловлены неравномерным заводнением пластов ввиду их неоднородности по площади и разрезу и не полном вытеснении нефти из пористой среды.

    Широкое применение  заводнения на месторождении  послужило 

одним из основных факторов , обеспечивших столь высокие темпы 

роста добычи нефти.

      Основные  принципы разработки месторождения  при заводнении, применяемое в настоящее время , заключаются в следующем:

  заводнение месторождения  с самого начала разработки;

 применение активных  внутриконтурных систем заводнения -блоковых(полосовых) трех- и пятирядных;

     разбуривание  месторождения первоначально по  разрежённым сеткам с последующим уплотнением и дополнением системы заводнения с учетом уточнённого геологического строения и состояния заводнения;

  форсирование отборов  жидкости из скважин и залежи на поздней стадии разработки;

  продолжение заводнения  залежи на поздней стадии разработки.

        Все эти принципы разработки  месторождения при заводнении  обоснованы , эффективность которых  доказана широкой практикой их  применения. Применение именно этих принципов позволило обеспечивать высокие темпы добычи нефти, поддерживать их в течении длительного времени при умеренных дополнительных расходах, достигать относительно высоких значений нефтеотдачи пластов и в конечном счете обеспечить государству большой народнохозяйственный эффект.

    Целью данной  работы является оценка эффективности  применяемой системы заводнения.

        Дипломный проект предлагает  следующие задачи:

- оценка энергетического  состояния пласта;

- основные этапы в  освоении системы заводнения;

- оценка динамики показателей  системы ППД;

-применение новых  методов воздействия на пласт;

- рассмотрение новой  технологии по воздействию на  пласт;

 1.Общая часть.

                            1.1 Характеристика района работ.                                                                                                       

     Южно-Сургутское  месторождение нефти расположено  в Ханты-Мансийском округе Тюменской  области в 20км северо-восточнее  г.Нефтеюганска. Месторождение расположено в междуречье реки Обь и протоки Юганская Обь. Абсолютные отметки местности изменяются от +48м на водоразделах до +20м в долинах рек. Климат района - резко континентальный.

   Месторождение расположено  в непосредственной близости  от железной дороги Тюмень-Сургут. С г.Нефтеюганском месторождение связано бетонной дорогой. С1968г. в районе месторождения действует нефтепровод Усть-Балык-Омск.

   Месторождение  открыто в 1976г. скважиной 3, разрабатывается с 1976г. НГДУ”Юганскнефть”.

                       2.Геологическая часть.

           2.1.Краткая геологическая характеристика.

 В геологическом строении  принимают участие отложения  четвертичного, палеогенового, мелового и юрского возрастов. Породы палеозойского фундамента вскрыты на соседних площадях на глубине 4500м. В тектоническом отношении Южно-Сургутское месторождение приурочено к Сургутскому своду и расположено в его юго-восточной части . По опорному отражающему горизонту “Б”(кровля верхней юры) месторождение представляет собой моноклинальный склон, осложнённый структурными носами и небольшими куполами. Углы падения слоёв составляют 3 50 . В настоящее время установлено, что в пределах Южно-Сургутского , Западно-Сургутского и части Восточно-Сургутского месторождений имеет место единная 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 ЮС1) и в горизонте БС10 (пласты 1БС10,2БС10,3БС10) терриас-валанжинского яруса.

2.2. Краткая геологическая характеристика  продуктивных

                                               пластов .

                                           Пласт ЮС2

    По результатам бурения  разведочных скважин было выявлено  довольно сложное геологическое строение пласта ЮС2. Литологофациальные особенности пласта, обусловленные накоплением этих отложений преимущественно в обстановке континентального бассейна,определили в среднем низкие фильтрационно-ёмкостные свойства коллектора.

  В 1979 году в северо-западной  части структуры была пробурена

разведочная скважина №4, с целью поиска залежей нефти в отложениях тюменской свиты. При испытании пласта ЮС2 получен приток безводной нефти дебитом 4,8 м3/сут. на 6 мм штуцере. В районе этой скважины запасы нефти отнесены к категории С1. Однако продуктивность рассматриваемых отложений довольно низкая, судить о добываемых возможностях пласта по результатам бурения и испытания довольно трудно - необходимо проведение опытно-промышленной экспллуатации.

    Литологически пласт  ЮС2 представлен чередованием песчанников, алевролитов и аргилитов. Коллекторами нефти и газа являются крупнозернистые алевролиты и мелкозернистые песчанники средней сортировки. Породообразующие минералы представлены кварцем и полевыми шпатами. Содержание слюд в обломочной части невысоко, как правило, это мусковит. Обломки пород цементируются, главным образом, глинистым материалом - кволинитом, хлоритом, реже - карбонатами и железисто-титанистыми образованиями. Тип цемента - порово-пленочный. Пласт характеризуется повышенной глинистостью. Общая карбонатность сравнительно небольшая.

      Пористость принята  15,2%,среднее значение проницаемости  составляет 5,9*10^-3мкм^2. В целом по  коллекторским свойствам пласт  ЮС2 характеризуется как коллектор невысокого качества. В изменении коллектора в плане закономерностей не наблюдается . Водоудерживающая способность,т.е комплексный показатель литолого-физических свойств пород, в связи с невысокими значениями Кпр, весьма значительная и в среднем составляет 53,5%.

Низкие значения коллекторских  свойств пород обусловлены наряду с факторами уплотнения их литологическими особенностями, в частности, они связаны с вторичным преобразованием пород, а также с высоким содержанием в них глинистого , карбонатного и железисто-титанистого цемента.

                                             Пласт ЮС1.

   Залежь нефти приурочена  к песчанным отложениями пласта ЮС1

стратиграфически приуроченного  к васюганской свите. Литологически  отложения пласта ЮС1 представлены песчанниками с прослоями аргиллитов, мощностью до 1м. Довольно сильная глинизация песчанников обусловила низкие емкостные свойства коллекторов, что привело к отсутствию залежи нефти на своде структуры. В то же время улучшение коллекторских свойств юго-восточном крыле обусловило здесь наличие залежи нефти, несмотря на более низкие гипсометрические отметки. Водонефтяной контакт по залежи пласта ЮС1 принят на отметке -2787м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 9,5x5,2км. Запасы категории С1 выделены в пределах практически всей залежи , лишь в южной её части небольшая часть запасов отнесена к категории С2 . Рекомендуется разбуривать пласт ЮС1 по равномерной сетке скважин с плотностью 20га/скв. Система заводнения - блочно-квадратная. Для разбуривания выделен пнрвоочередной участок в пределах которого наличие рентабельных толщин наиболее достоверно.

     Коллекторами нефти  пласта ЮС1 являются песчанники и алевролиты, сцементированные глинистым материалом, карбонатными, железисто-титанистыми образованиями. Пласт ЮС1 слагается, в основном , мелкозернистыми песчанниками с той или иной примесью крупнозернистого материала. В пласте широко развиты глинистые породы, которые образуют непроницаемые раздепы в песчанниках и алевролитах. По минеральному составу породы пласта ЮС1 преимущественно полимиктовые, в которых наряду с кварцем и полевыми шпатами имеются обломки эффузивных, глинистых, кварцево-полевошпатовых пород,сланцев и слюд. Встречаются выветренные обломки полевых шпатов и эффузивов, замещённые глинистыми минералами. Слюды часто гидротированны, по ним развиваются псевдоморфозы сидерита и хлорита . Сильно развиты пиритизация, которая существенно снижает фильтрационно-ёмкостные свойства песчано-алевролитовых пород.Среднее значение пористости - 17%, проницаемости - 22,0х10^-3мкм^2. Водоудерживающая способность 34,4%.                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                               

                                              Пласт 3БС10

    Залежь нефти  в пласте 3БС10 установлена на юго-восточном крыле структуры. В данном районе стуктуры глинистая перемычка , разделяющая пласты 1БС10   и 2БС10  , отсутствует , в то же время нижняя часть пласта 2БС10 опесчанивается и представлена монолитным телом , мощностью до 15м. От верхнего единного пласта 1-2 БС10 она отделена глинистой перемычкой мощностью 8-10м . Залежь нефти как раз и приурочена к рассматриваемому пласту. Отметка ВНК принята равной 2363м. Размер залежи 4,1х6,4км. Тип залежи - пластовая , сводовая. Ёмкостно-фильтрационные свойства пласта 3БС10 практически одинаковые с пластом 2БС10.

                                           Пласт 2БС10.

    Для пласта 2БС10, приуроченного к подошве горизонта БС10 характерно довольно частое переслаивание песчанников с аргилитами и алевролитами. От пласта 1БС10 он отделён глинистой перемычкой , мощность которой изменяется от 20 до 0м. На западном и восточном крыльях структуры наблюдаются зоны полной глинизации песчанных отложений пласта 2БС10.На юго-западном крыле структуры установлена зона слияния песчанных отложений пласта 1БС10 и2БС10 ,что свидетельствует о том , что залежи нефти пластов 2БС10 и 1БС10  представляют собой единную гидродинамическую систему с единным ВНК, принятым на отметке - 2346м. С запада, северо-запада, северо-востока залежь пласта 2БС10 ограничена зонами замещения проницаемых отложений. На севере залежь пласта 2БС10 соединяется с залежью аналогичного пласта Западно-Сургутского месторождения. Размеры залежи 19,7x20,5 км. Тип залежи - пластовая, сводовая с литологическим экраном.

   Пласт 2БС10 сложен песчанниками, алевролитами и уплотнёнными глинами. Пласт разделён глинистыми прослоями на 5-14 песчанных пропластков, толщинами от 0,4 до 9,2 м. Коллекторами пласта являются  песчанники и алевролиты. Породообразующими минералами являются кварц и полевые шпаты, обломки пород составляют 10 - 20%, слюда и хлорид 1 - 3%. В нижней части пласта увеличивается количество каолинита. Цемент порово-плёночный , сложного состава. На обломках зёрен встречаются хлоритовые плёнки. Состав алевролитов аналогичен песчанникам, с учётом уменьшения размеров зёрен. Для низа пласта характерны прослои песчанников с кальцитовым цементом, которые не являются коллекторами Южно-Сургутского месторождения .

Количество их возрастает в западном и северо-западном направлении. Среднее значение пористости принято  равным 23,0%. Проницаемость изменяется от 0,2 до 880х10^-3, среднее её значение 114х10^-3мкм^2 . К северу и западу от центральной части фильтрационные свойства пород уменьшаются.

    Среднее значение  водоудерживающей способности составляет 38,7%. Для нефтенасыщенных коллекторов оно ниже (36,6%), чем для водонасыщенных (44.8%), что согласуется с более лучшей их проницаемостью (123 и 90х10^3 мкм2).

                                                                                    Таблица 2.1.1

    Геолого-физическая характеристика пластов                                           Южно-Сургутского месторождения .

                                                     Пласт 1БС10.

  Выделяется в кровельной  части пласта БС10. На севере залежь нефти пласта 1БС10 соединяется с аналогичной залежью Западно-Сургутского месторождения , на северо-западном крыле ограничено зоной замещения коллекторов . При проведении разведочных работ Главтюменьгеологии и Главтюменьнефтегаза на восточном участке месторождения установлено слияние залежи нефти пласта 1БС10 Южно-Сургутского месторождения с аналогичной залежью нефти в районе скважин №77р,61р, 84р Восточно-Сургутского месторождения . В данном районе залежь нефти пласта 1БС10 ограничена зоной полной глинизации песчанных отложений. Как указывалось ранее, залежи пластов 1БС10 и 2БС10 гидродинамически связаны между собой и имеют единую отметку ВНК= 2346м.

     Размеры залежи пласта 1БС10 32,2х25,5 км. тип залежи - пластовая , сводовая с литологическим экраном.

        Пласт 1БС10 вскрыт в песчанной фации на глубине 2310-2410м.

Общая мощность пласта 9,2х18,2 м. Наибольшая мощность отмечается в разрезах скважин южного и юго- западного крыла структуры . Коллекторами нефти пласта 1БС10 служат песчанники и алевролиты. Литологическая их характеристика сходна с характеристикой пласта 2БС10 . Коллектора имеют высокие показатели фильтрационных свойств . Среднее значение пористости - 24%. Проницаемость изменяется в широком диапазоне от 1,4 до 2700х10^-3 мкм^2 . Среднее значение проницаемости составляет 270х10^-3 мкм^2 . По площади свойства пород улучшаются к центральной и восточной части площади. Водоудерживающая способность в соответствии с более высокой проницаемостью ниже на 8%, чем по пласту 2БС10 и равна 31%

2.3 Режим залежей.

   Южно-Сургутское  месторождение в гидрогеологическом  отношении представляет собой часть единной гидродинамической системы в рамках всей Западно-Сибирской низменности с явно выраженными областями питания и разгрузки .

   Песчанные пласты  БС10 прослеживаются по всему широтному Приобью. Водоносная система не является замкнутой и имеет огромный запас пластовой энергии, что указывает на упруговодонапорный режим залежи пласта БС10 . Литологическая изменчивость пласта ЮС1 осложняет водонапорный режим залежи запасы пластовой энергии значительно меньше , чем в горизонте БС10 . В пласте ЮС2 из-за сильной неоднородности коллекторов режим залежи смешанного типа.

2.3. Тектоническое строение .

  Западно-Сибирская  платформа , возникшая в послепротеро-

зойское время относится к молодым  и характеризуется в ярусном  строении (фундамент, промежуточный этаж и чехол). Верхний структурно-тектонический этаж мезозойско-кайнозойский , типично платформенный , формировавшийся в условиях длительного устойчивого погружения фундамента . Характеризуется слабой дислоцированностью и полным отсутствием метаморфизма пород, слагающих осадочный чехол платформы.

Отложения мезозойско-кайнозойского  возраста содержат основные промышленные скопления нефти и изучены гораздо лучше других. В тектоническом отношении Южно-Сургутское месторождение приурочено к Сургутскому своду и расположено в его юго-восточной части .

   Сургутский свод принадлежит  к числу самых крупных положите-

льных структур первого порядка  Западно-Сургутской платформы. По верхнеюрскому отражающему горизонту “Б” свод оконтурен на юге и востоке изолинией “-2800м” , на западе “-2900м”, на севере “3000м”. 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 - Ярсомовский прогиб , он отделяется от Нижневартовского свода, на севере - системой небольших впадин от Пурпейского свода . На западе , 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. Перед накоплением пласта БС10 центральная и западная части сургутского свода испытывали интенсивные тектонические подвижки , приведшие к тому , что отдельные участки были выведены из-под уровня моря . Своды Усть-Балыкского, Вынгинского, Западно-Сургутского, Сайгатинского, Сургутского и других локальных поднятий существовали в виде островов или протяжённых гряд . На склонах этих поднятий и в прогибах , разделявших их в это время , происходило накопление песчанников пласта БС10 . На южном склоне Западно-Сургутского поднятия имел место палеовыступ , в пределах которого в пласте БС10 накапливался структурный нос,  cуществовавший 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 . Песчанный материал , приносимый с юга (вдоль восточного склона Пимского вала), распределялся таким образом , что наиболее отсортированные осадки значительной мощности накапливались на бортах Южно-Сургутского заливообразного погружения. В сторону западного, северного и восточного бортов этого погружения происходило постепенное выклинивание пластов. В самых прибрежных частях рассматриваемой зоны (полоса 5-8 км.) , наряду с выклиниванием пласта отмечается его слабая глинизация за счёт поступления пелитового материала с местных источников сноса .

    По опорному отражающему  горизонту “Б” (кровля верхней  юры) месторождение представляет собой моноклинальный склон Сургутского свода. Угол падения слоёв составляет 3 50 . Причём на такой довольно пологой поверхности отмечается довольно большое количество малоамплитудных куполков и впадин размерами от 500х600 м до 2х3 км . Вдоль западной границы месторождения от Сайгатинской структуры протягивается узкий и длинный структурный нос почти меридионального простирания . На структурных картах по кровле продуктивных пластов БС11 , 3БС10 , 2БС10 , 1БС10 Южно-Сургутское месторождение представляет собой также моноклинальный склон , осложнённый структурными носами и небольшими куполами. С северо-запада , севера и северо-востока зона нефтеносности контролируется зоной отсутствия песчанников продуктивного пласта. По пластам в районе скважины №16 отмечается наличие небольшого самостоятельного купола высотой около 20м и размерами 2,5х3,5км . По пласту 1БС10 Южно-Сургутское месторождение в контуре нефтеносности имеет размеры 17х20км , амплитудой около 70м , углы падения до 3 50 . На структурных картах по кровле вартовской , покурской и ганскинских свит структурный план Южно-Сургутского поднятия в общих чертах сходен со структурным планом по кровле коллекторов пласта 1БС10 .

    Отмечается ,что к началу  готеривского века был сформирован  современный структурный план  Сургутского свода. В пределах почти всех локальных поднятий полностью сформировались все мелкие структурные осложнения . К концу накопления отложений вартовской свиты тектоническая деятельность почти полностью прекратилась. Следующая вспышка тектонической активности приходится на неоген-четвертичный этап , к началу которого уже полностью сформировался структурный вид Южно-Сургутского поднятия . Анализ морфологии структурного плана Южно-Сургутского поднятия и условия формирования песчанно-глинистых отложений горизонтов БС10 показывает , что они накапливались в прибрежно-морской зоне бассейна седиментации в момент проявления интенсивных тектонических движений . Не исключена возможность проявления  разрывных нарушений в нижней части осадочного чехла.