Учебная практика была пройдена мною с 11.02.2019 по 09.03.2019 на предприятии ПАО «Сургутнефтегаз» в г.Сургуте. Руководитель практики от производства начальник ПТО Сургутского УБР-3 Жигалев Александр Викторович. На предприятии мне дали возможность сбора материала для последующего написания магистерской диссертации. Во время прохождения практики были собраны следующие материалы: описание района работ, схематический геологический профиль, структурные карты по основным отражающим горизонтам, сводный геологический разрез Фёдоровского месторождения.
1. Геолого-физическая характеристика месторождения
1.1 История открытия и освоения месторождения
В августе 1971г. при бурении скважины Р-62 нефтеразведчики объединения “Обънефтегеология” получили фонтан нефти дебитом 200 тн/сут. Он известил об открытии нового месторождения. В процессе разведки выявилась промышленная нефтегазоносность 12 пластов. Предполагаемая площадь добычи исчислялась 1260 км 2 .
За годы освоения этого месторождения было построено более 4500тыс. эксплутационных и нагнетательных скважин, добыто свыше 430 млн.тн нефти и более 50 млрд м 3 газа. Из 10 скважин получено более 1млн.тн сырья.
И все-таки падения уровня добычи — удел всех месторождений, процесс, так сказать, необратимый. Но это не значит, что были потеряны объемы. Упущено обустройство под систему газлифтных скважин, а главное — под систему ППД. Когда в 1983-85 годы началось падение объемов, все силы специалистов объединения и НГДУ были брошены на то, чтобы исправить ситуацию. И хотя снижение добычи на Федоровском месторождении продолжалось до 1996 года, а по некоторым объектам наблюдается и сейчас, ситуация в целом стабилизировалась. В первую очередь за счет ввода в разработку залежи АС 4-8 , и технологическая схема составлена таким образом, что в течение ближайших лет будут удерживаться объемы на одном уровне.
Опытные и экспериментальные работы по этим вариантам освоения началось еще в 1985г. Первые результаты были не утешительными: извлечь из имеющихся запасов тонн можно всего 15% запасов. Строительство горизонтальных скважин дает гораздо больше- 25%. Проектом предусмотрено пробурить тысячу горизонтальных скважин. И, надо сказать, первые результаты неплохо соотносятся с прогнозами.
1.2 Географическая характеристика района работ
В административном отношении Федоровское месторождение расположено в средней части СреднегоПриобъя на территории Сургутского района Ханты — Мансийского Автономного округа Тюменской области в 30-35 км к северо-западу от г.Сургута.
Газлифтный способ добычи нефти
... месторождениях в Западной Сибири. Это дало возможность снизить необходимые трудовые ресурсы региона и создать необходимые инфраструктуры (жилье и т.д.) для рационального их использования. 2. Газлифтный способ добычи нефти ... газлифта, что особенно важно для наклонно на правленных скважин, т.е. для условий морских месторождений и районов освоения Севера и Сибири. Отсутствие влияния высоких давлений и ...
Климатическая характеристика района принята по метеостанции Сургут.Климат резко континентальный. Зима суровая, холодная, продолжительная. Лето короткое теплое. Короткие переходные сезоны — весна, осень. Поздние весенние и ранние осенние заморозки. Короткий безморозный период. Характерны резкие колебания температур в течении года и суток.
Среднегодовая температура на поверхности почвы -3,1С. Лето короткое (50-60дн).
Средняя температура самого теплого месяца (июля) +16,9С, с абсолютным максимумом +34С.
Рельеф. В соответствии с инженерно-геологическим районированием (по В.Т.Трофимову) территория Федоровского месторождения располагается в Центральной части Среднеобской низменности — области распространения отложений позднечетвертичных аллювиальных и озерно-аллювиальных равнин, перекрытых современными озерно-аллювиальными отложениями, которые сформировались во время максимального оледенения.
Современные озерно-болотные отложения представлены торфом от слабо- до сильно разложившегося, насыщенным водой. Мощность торфа колеблется от 0,2 м до 4,5 м. Уровень болотных вод изменяется в пределах 0-0,8 м.Минеральные грунты представлены песками с прослоями супесей и суглинков. Мощность почвенно-растительного слоя изменяется от 0,1 до 0,3м.Территория месторождения находится на правобережье р.Обь, в бассейне реки Моховая.Гидрографическая сеть в границах территории месторождения представлена реками Моховая, Черная, Почекуйка, ручьями без названия и крупными озерами. Ширина русел рек в межень составляет 7-24 м, ручьев — 1-2м, глубина — 1,0- 2,5м.
По характеру водного режима реки относятся к типу рек с весенне-летним половодьем и паводками в теплое время года. На период половодья приходится 60% годового стока. Начало половодья приходится в среднем на первую декаду мая.
Наиболее крупным населенным пунктом является город Сургут, где живут более 300 тыс. человек. Источником водоснабжения населения служит река Обь и ее притоки. Для хозяйственно-питьевого водоснабжения в районе используются воды алтымско-новомихайловского водоносного комплекса.
1.3 Текущее состояние разработки
Фёдоровское месторождение введено в промышленную эксплуатацию в 1973 году. В разрезе месторождения выявлены нефтяные залежи в пластах БС 1-2 ; БС10 1 ;БС10 ; БС16-18 ; ЮС2 , нефтегазовые — в пласте АС9 ; газонефтяные залежи в группе пластов АС4-8 .
В промышленную разработку введены пласты АС 4-8 ; АС9 ; БС1-2 ; БС10 1 ;БС10 . Пласты АС4-8 находятся в стадии разбуривания. Пласты БС16-18 , Ю2 — в опытной эксплуатации.
По состоянию на 01.01.2014 г. эксплуатационный фонд по месторождению составил 2593 скважины, в том числе: действующий-2365, в бездействии — 227, в освоении — 1. Нагнетательный фонд составил 1018 скважин, из них под закачкой 921.Разбуренность месторождения составляет 62,2 % размещённого фонда скважин.
С начала разработки месторождения добыто 441445,46 тыс. тонн нефти, что составляет 65,1% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ).
Характеристика Федоровского месторождения
... представлены переслаиванием песчаников и аргиллитов. Ачимовские отложения, распространенные на всей площади Федоровского месторождения, являются продуктивными.Общая толщина ачимовской свиты ... 2364 исследования в нагнетательных скважинах. Вывод : Федоровское месторождение достаточно изучено т.к. на ... февраля 2001 года. В геологическом строении площади Федоровского месторождения принимают участие ...
Обводнённость на конец года составила 89,66 %, на уровне 1997 года.
Основной объект эксплуатации — пласт БС 10 разбуривается с 1973 года. Эксплуатационный фонд скважин на конец года составил 1293, в том числе действующий — 1167; в бездействии — 126. С начала эксплуатации пласта отобрано 393855,0 тыс. тонн нефти, что составляет 86,52 % от НИЗ. Темп отбора от НИЗ — 0,73 %, от текущих извлекаемых запасов (ТИЗ) — 5,1 %. Обводненность на конец года составила 92,92 %.
Среднегодовой дебит по нефти — 8,3 т./сутки; по жидкости — 113,5 т./сутки. Среднесуточная добыча на конец года 8648,3 тонны, что составляет 44,99 % от добычи по месторождению. Количество обводнённых скважин на конец года 1167, в том числе более 90% — 816 скважин, от 50 до 90 % — 290, от 20 до 50 % — 36, от 2 до 20 % — 25. Способы эксплуатации — насосный (ЭЦН, ШГН)
Механическим способом добыто 3327,0 тыс. тонн нефти (99,85 % от всей добычи по пласту).
Закачка воды за год составила 54516,0 тыс. м 3 , компенсация отбора закачкой — 116,3 %. Накопленная закачка — 1534811,7 тыс. м3 , накопленная компенсация — 112,3 %. Количество скважин под закачкой на конец года 520. Средняя приёмистость — 302 м3/ сутки. Пластовое давление Фёдоровской площади 23.08 МПа, по Моховой — 23.55 МПа, по северу Восточно-Моховой — 23.08 МПа, по югу Восточно-Моховой — 23.37 МПа.
1.4 Краткая геологическая характеристика месторождения
Месторождение приурочено к Северо-Сургутскому, Федоровскому, Северо-Федоровскому, Моховому и Восточно-Моховому локальным поднятиям III порядка, которые осложняют Федоровское куполовидное поднятие, расположенное в центральной части Сургутского свода.
Палеозойский фундамент
Породы фундамента палеозойского возраста на месторождении не вскрыты. Эффузивно-осадочные отложения объединяются в туринскую серию осадков, входящих в состав фундамента.
Юрская система
Нижне-среднеюрский отдел (тюменская свита) представлена переслаиванием между собой сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов.
В кровле свиты залегает нефтяной пласт ЮС-2, литологически представлен переслаиванием песчаников темно-серых, плотных тонко- и мелкозернистых, крепко сцементированных. Общая толщина пласта до 20 м. Толщина тюменской свиты достигает 250 м.
Верхнеюрский отдел представлен васюганской, георгиевской и баженовской свиты.
В основании свиты васюганской свиты залегают аргелиты темные. Верхняя часть свиты представлена чередованием песчаников темно-серых, алевролитов и аргиллитов. В кровле свиты залегает песчаный пласт ЮС-1, толщина свиты до 103 м.
Георгиевская свита представлена черными аргиллитами с многочисленными остатками рыб. Толщина свиты от 2 до 7 м.
Баженовская свита литологически представлена аргиллитами темно-серыми, черными с различной степенью битуминозности. Толщина свиты 10-56 м.
Меловая система
Отложения этой системы представлены нижним и верхнем отделами. Нижний отдел состоит из осадков, алымской и нижней части покурской свит.
Характеристика продуктивного пласта АС11 в Фроловской нефтегазоносной области
... Салымское месторождение расположено в зоне вечной мерзлоты. Мерзлоты относятся к типу неустойчивых погребенных с температурой от 0 - 0,5°C. Толщина ... болот открыты, мелкие покрыты низкорослым лесом. Гидрографическая сеть представлена реками Обь, Большой Салым. Для рассматриваемого района ... притоки нефти из пласта ЮС 0 баженовской свиты верхней юры. Несмотря на то, что месторождение изучается более 30 ...
В толще этих глин выделен нефтеносный пласт БС 10 . Проницаемые прослои сложены мелко- и средне зернистыми песчаниками с прослойками глинистого алевролита.
Над пластами БС 1 и БС2 залегает ишимская глинистая пачка, которая на некоторых участках месторождения опесчанивается в верхней части. Толщина ее 7 — 49 м.
Верхняя подсвита сложена переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов. В разрезе подсвиты выделяются песчаные пласты АС 4-12 смесь из которых является нефтенасыщенными: АС 4-8 , АС9 .
Алымская свита залегает в основании валажинского яруса и представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными в средней части, песчаниками и алевролитами. Толщина ее достигает 132 м.
Покурская свита, представлена неравномерным переслаиваниемалевролитопесчанных и глинистых пластов и пачек различной толщиной и плохо выдержанных по площади. Толщина покурской свиты до 843 м.
Кузнецовская свита, приурочена к морским осадкам туронского яруса. Литологически она представлена глинами темно-серыми местами алевролитистыми. Толщина свиты до 29 м.
Березовская свиты делятся на две подсвиты, нижнюю-споковидную и верхнюю глинистую. Обычная толщина свиты до 145 м.
Ганькенская свита — литология ее довольно однообразна: нижняя часть слагается глинами темно-серыми; верхняя часть представлена глинами серыми с зеленовато-голубоватым оттенком. Толщина свиты 86 м.
Палеогеновая система
Талицкая свита (палеоценовый отдел) сложена глинами темно-серыми, однородными, местами алевритистыми. Толщина свиты до 120 м.
Люлинворская свита (юценовый отдел) представлена глинами серыми и темно-серыми. Толщина свиты до 203 м.
Тавдинская свита, представлена глинами зелеными, вязкими с присыпками и гнездами алевролита. Толщина свиты до 170 м.
Алымская свита представлена песками серыми, мелкозернистыми, кварцевыми, в верхней части чередование глин и песков с прослоями бурых углей. Толщина свиты до 100 м.
Туртасская свита (верхняя часть олигоценового отдела) сложена алевролитами серыми, сильно глинистыми. Толщина свиты не превышает 40 м.
Четвертичная система
Отложения представлены песками, алевритистыми глинами с галькой и гравием. Современные осадки представлены пойменным аллювием и покровными отложениями. Толщина свиты не превышает 40 м.
Сводный литолого-стратиграфический разрез продуктивных отложений представлен на рисунке
Фундамент района проектируемых работ, который приурочен к стыку структур I порядка-Сургутского свода и Северо-Сургутской моноклинали, на границе надпорядковых структур Мансийской синеклизы и Хантейскойантеклизы. Верхняя часть пород промежуточного комплекса (II структурно-тектонический этаж), отвечающего парагеосинклинальному этапу развития, вскрыты рядом поисково-тектонических скважин. Был вскрыт промежуточный этаж на глубине 3740 м. Вскрытая толщина пород 205 м. Отложения представлены переслаиванием аргиллитов (в верхней части битуминозных), алевролитов, песчаников крепко сцементированных карбонатно-глинистым цементом, известковистых мергелей. В породах развита трещиноватость. Трещины, как правило, выполнены кальцитом. Породы относятся к прикровельной части триасовых отложений. Кровля доюрских отложений вскрыта на глубине 3557 м, породы представлены переслаиванием аргиллитов, конгломератов и базальтов.
На промежуточном структурном комплексе залегает слабодислоцированная мощная толща мезокайназойских пород, накапливавшихся в условиях устойчивого прогибания фундамента. Согласно тектонической карты мезокайназоского чехла Западной Сибири, площадь расположена на стыке надпорядковых структур Хантейскойантеклизы и Мансийской синеклизы.
Федоровское месторождение приурочено к Северо-Сургутскому, Федоровскому, Северо-Федоровскому, Моховому и Восточно-Моховому локальным поднятиям III порядка, которые осложняют Федоровское куполовидное поднятие, расположенное в центральной части Сургутского свода.
1.5 Характеристика продуктивных пластов
Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями вартовской свиты (пласты АС 4-8 , АС9 , БС10 , БС11 ), (пласты БС10 , БС11 ), ачимовской толщи (пласт БС16 ) и тюменской свиты (пласт ЮС2 ).
Залежи пластов БС1 , БС2 , БС10 , БС 1-2 и ЮС2 нефтяные, залежи пластов АС 4-8 , АС 9 — газонефтяные. Месторождение включает четыре площади: Федоровскую, Моховую, Восточно-Моховую и Северо-Сургутскую. На месторождении выделено семь эксплуатационных объектов: пласты АС 4-8 , АС 9 , БС 1-2 , БС 10 , БС 1-2 и ЮС 2 . Пласт БС 10 является объектом разработки и содержит 88% извлекаемых запасов месторождения. Из семи эксплуатационных объектов АС 9 , БС 1-2 , БС 10 полностью вовлечены в разработку.
Пласт БС 10 . Газовый фактор составил 91 м3 /т. По интерпретации ГИС характеризуется неясным характером насыщения. В остальных скважинах пласт водонасыщен, без признаков нефти.
Пласт БС 10 , является основным продуктивным пластом на месторождении.
Залежь пластов БС 10 представляет собой обширную подгазовую, водоплавающую зону. Эта нефтяная залежь характеризуется очень сложным геологическим строением продуктивной части разреза, обусловленным резкой литолого-фациальной изменчивостью пород как по разрезу, так и по площади.
Основные параметры продуктивных пластов приведены в таблице 2.2.
Кроме основных продуктивных горизонтов на месторождении испытаны пласты БС 1 и АС 12 . При испытании получена пластовая вода.
Залежь пласта БС 2 приурочена к верхней части нижней подсвиты вартовской свиты. Пласт сложен полимиктовыми, мелко- и среднезернистыми песчаниками с линзовидными прослоями глин. Средняя открытая пористость песчаников 26,5%, проницаемость 277 мг. Основная залежь пласта БС2 имеет размеры 13 на 15 км, высоту 38 м. ВНК в этой залежи принят на отметке 2010 метров.
Залежь пласта БС 1 приурочена к кровле нижней подсвиты вартовской свиты. Пласт развит в пределах всего поднятия и представлен песчаниками мелкозернистыми, полимиктовыми с глинистым цементом. Средняя открытая пористость песчаников 25,9%, проницаемость 0,239 мкм2 , ВНК принимается на отметке 2010 м, как по залежи БС2 . Залежь пластовая сводовая, высокодебитная с коллекторами порового типа. Таким образом, общий уровень ВНК и зоны слияния коллекторов по соседним пластам свидетельствуют о существовании единой залежи нефти в пластах БС1 , БС2 , БС10 . Однако значительная расчленённость последнего, зоны замещения коллекторов в сочетании со структурными факторами, способствовали к формированию самостоятельных залежей нефти на отдельных участках месторождения.
Пласты АС 4 , АС5 , АС6 , АС7 , АС8 , объединены в одну группу пластов и рассматриваются как группа пластов АС4-8 . Они находятся в верхней и средней пачке Вартовской свиты в нижнем отделе меловой системы. Структура пластов представлена, алевролитами и аргиллитами, а также песчаниками. Толщина пластов колеблется от 8 метров до 22 метров. Данная группа пластов сильно газо- и водо- насыщены. Группа пластов АС4-8 представлена пропластками небольшой толщины чередующаяся с пропластками газа и воды.
Пласт приурочен к верхам тюменской свиты. Породы пласта распространены на всем Федоровском месторождении.
Пласт ЮС 2 подразделяется на две пачки ЮС2 1 и ЮС2 2 .Отложения пласта представлены сложным незакономерным переслаиваниемпесчанно-аллевритовых и глинистых пород, часто обогащенных углисто-слюдистыми включениями с маломощными пропластками углей. Слоистость косая и волнистая, подчеркнутая намывами углисто-растительного детрита. Иногда первичная слоистость нарушена корнями растений. Пласт изменчив и не выдержан по площади.
Проницаемые прослои пласта ЮС 2 представлены песчаниками мелкозернистыми и алевролитами крупно- и разнозернистыми с глинистым и глинисто-карбонатным цементом. Микротекстуры обычно слоистые и линзовидно-слоистые, обусловленные изменением зернистости, присутствием глинистых линз, распределением углисто глинистого материала, пирита и сидерита.
Породы коллекторы имеют довольно значительный гранулометрический диапазон. В алевролитах размер преобладающей фракции от 0,03 мм до 0,1 мм. В песчаниках — 0,1-0,2 мм, реже встречаются средне-мелкозернистые разности с преобладающим размером обломков 0,2-0,25 мм. Терригенный материал чаще всего хорошо отсортирован, реже средне, форма обломков полуокатанная и полуугловатая.
Количество цементирующего материала в песчано-алевритовых породах колеблется от 5 % в глинистых разностях до 35% в карбонатных. Наиболее часто встречается 10-15% цемента.
В песчаниках с хорошим гранулометрическим характеристиками, и, как правило, с небольшим содержанием аутигенных минералов, цемент пленочно-поровый глинистый с примесью карбонатного (1-3%).
В составе глинистого цемента преобладает каолинит, нередко пропитанный органическим веществом. Пленки выполнены гидрослюдисто-хлоритовым и хлоритово-гидрослюдистым материалом. По результатам рентгеноструктурного анализа содержание каолинита — 47%, хлорита — 34%, гидрослюды-15%, монтморилонита — 0,2%.
В алевролитах и более мелкозернистых песчаниках, в составе глинистых минералов увеличивается содержание гидрослюды (22%) и хлорита (38%), и уменьшается каолинитовая (34%) составляющая. Отмечается примесь монтмориллонита (0,3%) и смешанно-слойных образований (4,5%).
Цементирующее вещество гидрослюдисто- хлоритового состава выполняет не только пленки на зернах но и группы пор.
Породы пласта гидрофобизированы в скважинах 4205, 4207, 4208. Гидрофобные породы, как правило, характеризуются низкой остаточной водонасыщенностью и высокой остаточной нефтенасыщенностью. Смачиваемость таких пород водой крайне низка, поэтому при определении открытой пористости методом водонасыщения значения емкостных характеристик пород занижаются. Истинныезначения пористости получены при насыщении пород керосином.
Коллекторские свойства пород пласта ЮС 2 невысокие — преобладают коллекторы V и VI классов, а в алевролитах — VI класс. Преобладающие значения открытой пористости (по керосину) к песчаннику составляет 15-17%, хотя встречаются отдельные образцы с пористостью до 19%. Пористость алевролитов не превышает 15%, составляя в среднем 11,2%. Максимальные значения проницаемости у песчаников составляет 33 мД, в среднем около 5-6 мД. Фильтрационные свойства алевролитов гораздо более низкие, средняя проницаемость составляет 1 мД. Средние значения водоудерживающей способности для песчаников составляют 53%, а для алевролитов — 70%. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов представлены в таблице 1.2
Таблица 1.2
Геолого-физические характеристики продуктивных пластов
|
Параметры |
Пласт АС 4 |
ПластАС 5-6 |
ПластАС 5-8 |
ПластБС 10 |
|
|
Средняя глубина залегания,м |
1775 |
1807 |
1825 |
2293 |
|
|
Тип залежи |
Пластовая сводовая |
Пластовая сводовая |
Пластовая сводовая |
Пластовая сводовая |
|
|
Тип коллектора |
терригенный |
терригенный |
терригенный |
поровый |
|
|
Средняя общая толщина, м |
10,6 |
38,4 |
40,0 |
||
|
Средняя нефтенасыщенная толщина, м |
4,3 |
5,6 |
4,5 |
10,2 |
|
|
Средняя газонасыщенная толщина, м |
41,1 |
6,9 |
|||
|
Пористость доли един. |
0,256 |
0,260 |
0,240 |
0,240 |
|
|
Проницаемость, мкм х 10 і |
0,507 |
0,532 |
0,265 |
||
|
Пластовая температура, °С |
56 |
58 |
67 |
||
|
Пластовое давление, Мпа |
18,8 |
18,8 |
23,2 |
||
|
Давление насыщения, Мпа |
14,6 |
13,8 |
15,3 |
||
|
Газовый фактор, м 3 /т |
51 |
51 |
91 |
||
1.6 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов
Исследование глубинных проб проведено по 27 пробам из 10 скважин. Все анализы качественные и параметры нефтей закономерно изменяются от при контурных участков к сводам. Так давление насыщения и газосодержание увеличивается от водонефтяного контакта к своду соответственно от 116 ат. до 215 ат. При пластовом давлении 229-223 атм. и 104 м 3 /м3 до 161 м3 /м3 . Следует отметить, что как давление насыщения, так и газосодержание для отдельных участков месторождения изменяется неравномерно- для Моховой площади от 139 ат до 215 и от 114 м3 /м3 , для Федоровской от 116 до 139 ат. и до 121 м3/м3, для Восточно-Моховой до 166 атм, газосодержание до 121 м3 /м3 .
Вязкость нефтей в пластовых условиях изменяется от 1 спз. на своде Федоровского и Мохового поднятия до 1.3 спз. в при контурных зонах, составляет в среднем 1.17 спз.
По своему химическому составу нефть пласта БС-10 метаново-нафтеновая с содержанием серы 0.8 — 1.2 %, парафина 3 — 5 %, смол и асфальтенов 6 — 11 %, Содержание фракций, выкипающих до 300 0 С, составляет 43-52 %. Плотность сепарирарованной нефти по пласту БС-10 изменяется 0,857 г/см3
Пласт БС 1
Залежь пласта БС 1 охарактеризована 10 глубинными пробами нефть из 3 скважин и 7 поверхностными по 7 скважинам.
Нефть залежи пласта БС 1 отличаются повышенной плотностью (0,898г/см3 ) и вязкостью (в пластовых условиях 4.9 спз.), низким объемным коэффициентом 1.12, давлением насыщения 122 ат и газовым фактором 45.7 м3 /м3 .
По составу нефть высокосернистая (1.86 %), высокосмолистая (содержание смол и асфальтенов 14.6 %), парафинистая (3.94 %)
Пласты АС 4-8
Залежь нефти пластов АС 4-8 , имеющая высоту около 10-12 м, охарактеризована высокой плотностью от 0.880 до 0.920 г/см3 (средняя-0.903 г/см3 ), высокой вязкостью до 128 сСт. при 20 0 С, содержание смол и асфальтенов изменяется от 10 до 15 %, а выход фракций, высоко выкипающих до 3000 С, в среднем составляет 28 %. Таким образом, по физико-химическим свойствам нефти под газовой залежью значительно хуже нефтей пласта БС10 .
Газ пластовых вод значительно отличается от газа нефтяной части, где содержание метана достигают 88-93 % по объему.
Пласты БС 1
Анализы газа сделаны по 5 пробам нефтяной части и 3 по водоносной части. Газы водоносной и нефтяных частей слабо отличаются по содержанию метана и некоторых других компонентам.
Таблица 1.3
Физико-химические свойства и фракционный состав нефти Федоровского месторождения
|
Наименование |
Пласт АС 4 |
Пласт БС 10 |
|
|
Плотность, кг/м 3 |
895 |
898 |
|
|
Вязкость, МПа·с При температуре 20°С 50°С |
8,6 4,0 |
13,6 3,89 |
|
|
Температура застывания, °С |
— |
-30 |
|
|
Молярная масса, кг/кмоль |
267 |
278 |
|
|
Температура насыщения нефти парафином, °С |
27,4 |
21,7 |
|
|
Массовое содержание, % Серы Парафина Асфальтенов Парафинов |
1,1 8,7 2,7 3,0 |
1,07 3,8 3,1 2,0 |
|
|
Объемное содержание фракций, % 150°С 200°С 300°С |
5,8 12,8 31,8 |
10,3 17,0 32,7 |
|
2. Анализ состояния разработки месторождения
2.1 Состояние разработки и целесообразность применения УЭЦН
Установки центробежных электронасосов УЭЦН широко применяются для эксплуатации нефтяных скважин, особенно высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных.
Погружные центробежные электронасосы, не имея длинной колонны штанг между насосом и приводом позволяют передавать насосу значительно большую мощность, чем в штанговой установке, тем самым увеличивая добывные возможности этого вида оборудования.
Высокая надежность и долговечность установки погружных центробежных электронасосов обеспечивают достаточно длительную работу погружных агрегатов в скважине. Межремонтный срок работы установок ЭЦН составляет в среднем до 350 суток. Если в жидкости находится песок, их срок службы снижается до 50-70 суток вследствии износа рабочих ступеней насоса. В ближайшие годы намечается увеличение межремонтного срока до 450 суток и выше.
Во всех случаях в процессе эксплуатации погружные электронасосы не требуют постоянного ухода за ними. Устройство станции управления позволяет контролировать его работу на заданном режиме.
Широкое применение центробежных насосов с электроприводом (ЭЦН) обусловлено многими факторами. При больших отборах жидкости из скважин установки ЭЦН наиболее экономичны и наименее трудоемки при обслуживании по сравнению с компрессорной добычей и подъемом жидкости насосами других типов. При больших подачах, электрические затраты на установку относительно невелики.
К.П.Д таких установок достаточно высок до (0,53).
Обслуживание установок ЭЦН просто, так как на поверхности размещаются только станция управления и трансформатор, не требующие постоянного ухода.
Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через трансформатор и станцию управления поступает по кабелю к электродвигателю, в результате чего начинают вращаться его вал и насос. Во время работы агрегата жидкость проходит через фильтр, установленный на приеме насоса, и поднимается по НКТ на поверхность. Чтобы жидкость при остановке агрегата не сливалась из колонны труб в скважину, в верхней части насоса смонтирован обратный клапан. Кроме того, под насосом предусмотрен клапан для слива жидкости из колонны труб перед подъемом агрегата из скважины.
Установка погружного центробежного электронасоса состоит из насосного агрегата, спускаемого в скважину на насосно-компрессорных трубах, кабеля, арматуры устья, станции управления и автотрансформатора. Погружной насосный агрегат состоит из следующих основных частей: центробежного многоступенчатого насоса (число ступеней — от 130 до 415), электродвигателя с гидрозащитой, необходимой для предотвращения попадания пластовой жидкости в полость электродвигателя.
Наземное оборудование скважин состоит из устьевой арматуры, трансформатора и станции управления. Трансформатор предназначен для компенсации падения напряжения в кабеле, подводящем ток к погружному электродвигателю и спускаемом с установленного на поверхности барабана. Кабель крепится к насосно-компрессорным трубам с помощью крепильного пояса. Станция управления позволяет вручную или автоматически запускать или останавливать установку и контролировать ее работу.
Устьевая арматура предназначена для отвода продукции скважин в выкидную линию, герметизации затрубного пространства с учетом ввода в это пространство кабеля и перепуска газа из него при чрезмерном увеличении его давления.
В настоящее время на скважины залежи пластов АС 4-8 устанавливается фонтанная арматура АФК1Э-65*21К1ХЛ производства Воронежского механического завода (267скв.) и АФК1Э-65*21ХЛ-4Ф-М9 Курганского механического завода «Корвет»(103 скв.) по схеме 17А. на давление 21 МПа.
Применяются установки ЭЦН различных модификаций с номинальными подачами от 30 до 500 м 3 /сут. различных напоров в износостойком исполнении для пластовых жидкостей с КВЧ свыше 100 мгр/л., углепластиковыми рабочими органами для обводненной продукции скважин (свыше 98%),также установки импортного производства ODI.
Условные габаритные группы установок следующие:
- Группа 5 — для эксплуатации скважин с внутренним диаметром эксплуатационной колонны не менее 121,7мм;
- Группа 5А — не менее 127мм;
- Группа 6 — не менее 144,3мм;
- Группа 6А — не менее 148,3мм;
Импортные УЭЦН:
- Центрилифт — не менее 127мм;
- ODI — не менее 127мм.
Для спуска УЭЦН с номинальной подачей до 200 м 3 /сут. включительно применяются НКТ диаметром 60мм, для спуска УЭЦН с номинальной подачей 250 м3 /сут. и выше применяются НКТ диаметром 73мм.
Шифр центробежных электронасосов, например УЭЦН5А-160-1750, означает: установка центробежного электронасоса группы 5А с подачей 160 м 3 /сут и напором 1750 м. Выбор типоразмера установки погружного электронасоса определяют по заданному дебиту скважины по жидкости, содержанием в ней нефти, воды и газа, плотностью и вязкостью этих составляющих, содержанием в отбираемой жидкости механических примесей, глубиной залегания пласта, температурой пластовой жидкости, пластовым давлением, внутренним диаметром обсадной колонны, коэффициентом продуктивности, буферным давлением. В таблице 3.1 представлены параметры работы установок УЭЦН.
Таблица 2.1
Параметры установок ЭЦН и ODI применяемых в НГДУ “Федоровскнефть “
|
Установка |
Номинальная подача м 3 /сут. |
Напор |
Рекомендуемая рабочая область |
||
|
Подача |
Напор |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
УЭЦН5-30-1000 |
30 |
995 |
15 — 50 |
1130 — 520 |
|
|
УЭЦН5-30-1200 |
30 |
1245 |
15 — 50 |
1280 — 960 |
|
|
УЭЦН5-30-1400 |
30 |
1465 |
15 — 50 |
1510 — 1130 |
|
|
УЭЦН5-50-1000 |
50 |
990 |
25-70 |
1020 — 730 |
|
|
УЭЦН5-50-1100 |
50 |
1185 |
25-70 |
1190 — 850 |
|
|
УЭЦН5-50-1300 |
50 |
1360 |
25-70 |
1400 — 1005 |
|
|
УЭЦН5-50-1550 |
50 |
1565 |
25-70 |
1610 — 1155 |
|
|
УЭЦНА5-60-1000 |
60 |
1000 |
35-80 |
1160 — 630 |
|
|
УЭЦНА5-60-1200 |
60 |
1180 |
35-80 |
1360 — 740 |
|
|
УЭЦН5-80-900 |
80 |
900 |
60-115 |
940 — 490 |
|
|
УЭЦН5-80-1050 |
80 |
1050 |
60-115 |
1095 — 570 |
|
|
УЭЦН5-80-1200 |
80 |
1235 |
60-115 |
1290 — 675 |
|
|
УЭЦН5-80-1400 |
80 |
1425 |
60-115 |
1490 — 1155 |
|
|
УЭЦН5-125-850 |
125 |
865 |
105-165 |
960 — 385 |
|
|
УЭЦН5-125-1000 |
125 |
1020 |
105-165 |
1135 — 455 |
|
|
УЭЦН5-125-1200 |
125 |
1180 |
105-165 |
1310 — 525 |
|
|
УЭЦН5-125-1300 |
125 |
1335 |
105-165 |
1480 — 590 |
|
|
УЭЦН5-200-800 |
200 |
810 |
150-265 |
1000 — 470 |
|
|
УЭЦН5-200-950 |
200 |
940 |
150-265 |
1115 — 525 |
|
|
УЭЦН5-200-1000 |
200 |
1010 |
150-265 |
1205 — 565 |
|
|
УЭЦН5А-250-800 |
250 |
795 |
195-340 |
905 — 475 |
|
|
УЭЦН5А-250-1000 |
250 |
1000 |
195-340 |
1140 — 600 |
|
|
УЭЦН5А-250-1200 |
250 |
1190 |
195-340 |
1355 — 710 |
|
|
УЭЦН5А-500-750 |
500 |
755 |
430-570 |
780 — 705 |
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
|
УЭЦН5А-500-800 |
500 |
815 |
430-570 |
850 — 770 |
|
|
УЭЦН5А-500-1000 |
500 |
955 |
430-570 |
1040 — 940 |
|
|
УЭЦН5А-500-1200 |
500 |
1240 |
430-570 |
1250 — 1184 |
|
|
Импортные насосы |
|||||
|
R-5 |
50 |
1050 |
20-60 |
1215 — 865 |
|
|
R-7 |
80 |
1050 |
60-100 |
1190 -870 |
|
|
R-9 |
120 |
1050 |
101-150 |
1105 — 990 |
|
|
R-12 |
170 |
1300 |
151-200 |
1510 — 1130 |
|
|
R-16 |
220 |
1250 |
200-250 |
1370 — 1130 |
|
|
R-32 |
350 |
1250 |
251-400 |
1475 — 1065 |
|
2.3 Исследование скважин в процессе их эксплуатации
месторождение геологический пластовый скважина
На сегодняшний момент основным исследованием можно назвать — определение газонасыщенности. Это связано с тем, что идет интенсивное разбуривание газонефтяной залежи пластов АС 4-8 .
В целом по НГДУ план исследований выполнен. Невыполнены объемы глубинных исследований фонтанных скважин (Рпл., Рзаб., КВД, ИК, отбор глубинных проб).
Невыполнение плана исследований фонтанных скважин связано со сложностью подготовки скважин к замерам (особенно в зимнее время), высоким устьевым давлением в ряде скважин, непроходами глубинных приборов в НКТ из-за отложений парафина.
По нефтяным и нагнетательным скважинам объем исследований в целом перевыполнен. Экономический эффект от использования собственных геофизических партий составил — 5623,7 тыс. рублей.
Не выполнен план по контролю ВНК и оценке нефтенасыщенности. План по исследованию методом КВД выполнен.
Исследование скважин оборудованных УЭЦН.
Давление в остановленной скважине на глубине выкида ЭЦН измеряется для определения пластового давления в скважине, работающей в насосном режиме и режиме «фонтан-насос». Давление в работающей на фонтанном режиме насосной скважине на глубине выкида ЭЦН измеряется для определения забойного давления (режим «фонтан-насос»).
Для обеспечения возможности замера пластового давления глубинным манометром из скважинной компоновки оборудования исключаются обратный и сливной клапаны.Рекомендуется применять геликсные и поршневые манометры диаметром 32; 36 мм с пределом изменения давления до 40 МПа.
При замере забойного давления в скважинах, работающих в фонтанном режиме по лифту или через ЭЦН, запрещается полное закрытие манифольдных задвижек, т.к. возможен срыв фонтанного режима.
Волномер предназначен для замера уровня газожидкостной смеси в ЗПС при определении пластового, забойного давления и коэффициента продуктивности. На газонефтяных месторождениях рекомендуется работать волномерами типа ДХТ-01, записывающем на ленте информацию об уровне жидкости в ЗПС и глубине расположения муфт колонны НКТ. Необходимость эта определяется тем, что практически не существует по месторождению единого значения скорости распространения звуковой волны в ЗПС. Одной из причин этого является отличие в плотности нефтяного и прорывного газа. От того, в каких соотношениях отсепарируются эти газы на приёме насоса и сформируется в ЗПС плотность смеси газов. Кроме того, плотность газов меняется по площади месторождения и в расчётах используются средние значения. Аналогичная ситуация с другим определяющим скорость параметром — коэффициентом сжимаемости газа. Ошибка в замере уровня может превышать 200-300м, а это на 1,0-1,3 МПа определяет ошибку в расчёте давления на забое скважины.
Зная глубину последней муфты перед зафиксированным на ленте импульсом от уровня жидкости в ЗПС, не трудно определить расстояние от уровня до устья скважины.
В процессе наблюдения за эксплуатацией ГС было замечено, что по сравнению с вертикальными скважинами, ГС с прорывным газом высокого давления из газовой шапки начинают устойчиво фонтанировать при более высоких значениях газосодержания. В то же время эти скважины прекращают устойчиво фонтанировать при значениях газосодержания меньших, чем в ВС.
Если рассмотреть закономерности движения газожидкостной смеси (ГЖС) в ВС и ГС, то несоответствия связаны с движением смеси в ГУ скважины. Границы структурных течений ГЖС в вертикальном лифте представлены в таблице 3.5.
Из таблицы нетрудно определить, какие структуры имеют место в лифтепри различном газосодержании. Например, скважина при указанных выше давлениях работает с газосодержанием 400 нм 3 /м3 . следовательно, на устье в лифте движется стержневая структура ГЖС, а на забое и в большей части лифта установилась эмульсионная структура.
Зная давление по длине лифта, можно установить, какую часть его занимают различные структуры. ТО «СургутНИПИнефть» разработана методика расчета плотности ГЖС по длине вертикального лифта скважины с прорывным газом. При газосодержании более 1000-1200 нм 3 /м3 в нижней части лифта образуется пробковая структура, что ведет сначала к пульсации, а затем и к срыву режима фонтанирования.
В области выше и левее данной кривой (рисунок 3.1) будет наблюдаться раздельно-волновая структура, в области ниже и правее — пробковая. Данная зависимость построена при в ? 0,83.
Области существования структурных форм потока зависят от направления потока и угла наклона ГУ. При восходящем течении отсутствует раздельно-волновая структура, в результате чего значительно расширяется область пробковой структуры. При нисходящем течении граница перехода указанных структур смещается в сторону раздельно волновой сувеличениемугла наклона ГУ. Песчаные пробки позволяют удерживать раздельную форму при больших скоростях потока.
Переход раздельно-волновой структуры ГЖС в пробковую характеризуется последовательным чередованием пробок газа и жидкости. При этом происходит периодическое затормаживание потока, прорыв и слияние газовых пробок, в результате чего растет пульсация давления. Этим также можно объяснить нестабильную работу ГС.
Исследование на стационарных режимах фонтанных ГС пласта АС 4-8
Исследования показали, что индикаторные линии по ГС пласта АС 4-8 имеют различную форму, как прямолинейную, так и выгнутую к оси дебитов и депрессий. Искривление формы индикаторной линии происходит при депрессиях свыше 1,5 МПа.
2.4 Процесс оптимизации режимов работы скважин в НГДУ «Федоровскнефть»
Основное месторождение НГДУ находится в 4 стадии разработки и ежегодно происходит снижение объёмов добычи нефти из-за естественного обводнения скважин.
Корректировка снижения добычи нефти и удержания её на одном уровне достигается 2 путями:
1.Вывод скважин из неработающего или нерентабельного фонда путём забурки дополнительных стволов скважин. Однако этот метод требует больших затрат и длительный промежуток времени.
2.Для оперативной корректировки используется оптимизация режимов скважин.
Организация оптимизации следующая:
В конце года инженер-технолог и ведущий геолог ЦДНГ проводят анализ фонда скважин и выбирают скважины, работающие в правой зоне расходно-напорных характеристик насоса (фактическая производительность более чем на 20% выше номинальной), с высоким динамическим уровнем и низкой обводнённостью.
Далее ведущий геолог рассматривает, не повлечёт ли увеличение депрессии на пласт к разрушению призабойной зоны пласта, повышенному выносу механических примесей, прорыву воды или газа к забою скважины (в зависимости от близости ВНК или ГНК, а также скважинное ППД).
Инженер технолог проверяет возможность эксплуатации насоса с заданного типоразмера в скважине (наличие интервалов с допустимой кривизной эксплуатации на глубине, обеспечивающей бесперебойную работу насоса), а также пропускную способность нефтесборных сетей. Если скважина удовлетворяет вышеперечисленным условиям, она вносится в список скважин для оптимизации в следующем году. Список установленной формы согласовывается с руководством ЦДНГ, ЦИТС начальником отдела разработки НГДУ, заместитель начальника НГДУ по геологии, заместитель главного инженера по технологии и утверждается начальником НГДУ. Затем в случае отказа установки производится оптимизация, в крайних случаях при невыполнении плана по добыче нефти допускается оптимизация без отказа насоса с приростом не менее 10т/сут.
Деоптимизация — уменьшение типоразмера установки. Проводится только после выяснения причин снижения притока и установления невозможности или нецелесообразности проведения ГТМ. Деоптимизацию проводят только по отказу насоса, с согласования начальника отдела разработки.
Для максимального заданного отбора жидкости из скважины геологическая и технологическая службы цеха добычи, на основе данных исследования скважин, сопоставления параметров работы установки по каждой скважине определяют те из них, где установка работает неэффективно.
Для увеличения отбора продукции скважины возможны такие варианты оптимизации:
- установка на приеме насоса газосепаратора;
- изменение глубины погружения установки;
- замена типоразмера ЭЦН;
- выбор ЭЦН другой производительности и напора;
- внедрение термоманометрической системы ТНС.
Для скважин, оборудованных УШСН — геолог ЦДНГ на основании результатов анализов и гидродинамических исследований рассчитывает потенциальный дебит жидкости из пласта, а технолог производит выбор насоса по регламенту. В зависимости от характеристики скважины (наличие песка, газа и воды), величины ее дебита, а также высоты подъема жидкости подбирают тип и размер глубинного насоса, защитное приспособление, устанавливают глубину подвески насоса и режим его работы.
При выборе типа глубинного насоса руководствуются следующим.
Для откачивания из нефтяных скважин жидкости, содержащей свободный газ и незначительное количество песка, применяются насосы типа НГН2, имеющие нижний нагнетательный клапан на конце плунжера, предназначенный для уменьшения вредного пространства в цилиндре.
При эксплуатации неглубоких малодебитных скважин с низким динамическим уровнем, в жидкости которых содержится незначительное количество песка (менее 0,1%) и отсутствует газ, рекомендуется применять глубинные насосы НГН1 и двухвтулочные НГН1 диаметром 28, 32 и 43 мм.
В скважинах с большим содержанием песка в откачиваемой жидкости применяют насосы НГН2Т, НГВ2Т, насосы с плунжерами «пескобрей» или с кольцевыми канавками.
Для скважин большой и средней глубины рекомендуется применять вставной глубинный насос НГВ1.
Невставной насос можно применять только в неглубоких скважинах, в которых насосы обычно работают продолжительное время. Невставные насосы могут применяться также при эксплуатации неглубоких скважин с засоряющимся забоем, в которых часто производится чистка пробки.
Диаметр насоса выбирают наименьший, но такой, который обеспечивает ожидаемый отбор жидкости из скважины при коэффициенте подачи, установленном технологическим режимом.
При необходимости форсирования отбора жидкости из скважины повышение производительности насоса достигается прежде всего путем увеличения длины хода плунжера, далее путем увеличения числа качаний и лишь в последнюю очередь посредством увеличения диаметра насоса.
Группу посадки насоса выбирают в зависимости от вязкости откачиваемой жидкости, температурных условий и глубины подвески насоса. При высокой температуре или повышенной вязкости применяют насосы 2 или 3 групп посадки. При низкой температуре или пониженной вязкости жидкости применяют насосы 1 группы посадки. Для большинства скважин при глубине подвески насоса примерно в пределах 500 — 1200 метров применяют насосы 2 группы посадки. Для сильно обводненных многодебитных скважин, в которых работают насосы большого диаметра при значительных скоростях движения плунжера, применяют насосы 3 группы посадки. Насосы 1 группы посадки применяются в скважинах с легкой маловязкой нефтью (для всех глубин подвески насоса, но в основном для скважин с глубиной подвески насоса свыше 1200 метров).
Заключение
Производственная практика пройдена мною в пройдена в ПАО «Сургутснефтегаз» в период с 11.02.2019 по 09.03.2019 г.
По завершению данной производственной практики я ознакомился с необходимым перечнем обязанностей геологов, операторов ДНГ, технологов, получил общее представление о работе ЦДНГ, закрепил приобретенные знания, полученные в ходе процесса обучения в институте, получил хороший опыт работы на промысле, собрал материал для магистерской диссертации.
Список литературы
[Электронный ресурс]//URL: https://drprom.ru/otchet/fedorovskoe-mestorojdenie-2/
1. Акулышин А. И. Прогнозирование разработки нефтяных месторождений / А. И.Акулышин. М.: Недра-бизнесцентр, 2011. 240 с.
2. Кустышев А.В. Особенности добычи нефти и газа из горизонтальных скважин: Учебное пособие. / А.В. Кустышев, М.Г. Гейхман, И.С. Матиешин. Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. 124 с.
3. КучумовР.Я, Программно-информационное обеспечение расчетов показа-телей разработки нефтегазовых месторождений с горизонтальными скважина-ми / Рубин Р. Кучумов, Р. Я. Тюмень: ТюмГНГУ, 2011. 252 с.
4. Геологическая характеристика Федоровского месторождения. Режим доступа .
