Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Работа системы сбора и подготовки нефти на примере в НГДУ "Федоровскнефть" Федоровского нефтяного месторождения

Работа системы сбора и подготовки нефти на примере в НГДУ "Федоровскнефть" Федоровского нефтяного месторождения

Изложение принципов разработки месторождения, работы системы сбора и подготовки нефти в нефтегазодобывающих предприятиях: свойства пластовых жидкостей и газов; конструкция типовой скважины; технологическая схема сбора и подготовки скважинной продукции.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 27.05.2014
Размер файла 2,6 M
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

1

Размещено на http://www.allbest.ru/

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Общая часть

1.1. Характеристика района работ

1.2. История освоения месторождения

2. Геологическая часть

2.1 Геологическая характеристика месторождения

2.2. Характеристика продуктивных пластов

2.3. Свойства пластовых жидкостей и газов

3. Технологическая часть

3.1. Принципы разработки месторождения

3.2. Динамика показателей разработки

3.3. Осложнения при эксплуатации скважин

3.3.1. Методы борьбы с АСПО применяемые на НГДУ "ФН"

4. Техническая часть

4.1. Конструкция типовой скважины

4.2. Оборудование устья скважины

4.3. Способы эксплуатации скважин Федоровского месторождения

4.3.1. Фонтанная эксплуатация скважин

4.3.2. Газлифтная эксплуатация скважин

4.3.3. Эксплуатация скважин глубинными насосами

4.4. Применяемое оборудование в системе сбора нефти и газа

4.4.1. Применяемые АГЗУ "Спутник"

4.4.2. Нефтегазовые сепараторы

5. Специальная часть

5.1. Система сбора и подготовки скважинной продукции

5.1.1. Краткая характеристика систем сбора продукции скважин применяемых в отрасли

5.1.2. Краткая характеристика систем сбора продукции скважин применяемых в Западной Сибири

5.1.3. Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтегазодобывающих районов

5.2. Обзор существующей системы сбора и подготовки скважинной продукции в НГДУ "Федоровскнефть"

5.2.1. Описание технологической схемы сбора и подготовки скважинной продукции на Федоровском месторождении

5.3. Система сбора и подготовки скважинной продукции ЦДНГ-3 НГДУ "Федоровскнефть"

5.3.1. Групповые замерные установки типа "Спутник"

5.3.2. Расчет сепарационной емкости ГЗУ "Спутник АМ-40"

5.3.3. Описание работы ДНС-16, ДНС-17

5.3.4. Описание работы ДНС-3

5.3.5. Описание работы УПН-3,5

5.4. Характеристика работы системы сбора и подготовки нефти в НГДУ "Федоровскнефть"

6. Организационно-экономическая часть

6.1. Краткая анотация мероприятия

6.2. Методика экономического обоснования НТП

6.3. Расчет НПДН и ЧТС за расчетный период

7. Безопасность и экологичность проекта

7.1. Обеспечение безопасности работающих

7.2. Технические требования к оборудованию и рабочему инструменту гарантирующему безопасность

7.3. Санитарные требования к условиям труда

7.4. Противопажарные требования и средства пожаротушения

7.5. Мероприятия по безопасности при выполнении одного из видов работ

7.5.1. Основные мероприятия по обеспечению безопасности ведения технологического процесса и защите организма работающих

7.6. Оценка экологичности проекта

7.6.1. Влияние проектируемых работ на окружающую среду

7.7. Черезвычайные ситуации

7.7. Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной или паровоздушной смеси на площадке ДНС

Заключение, выводы и рекомендации

Литература

Введение

Процесс добычи нефти, главная цель которого - получение товарной нефти для потребителя заключается сочетании элементарных технологий, включающих подъем продукции, транспорт, разделение на фазы и сдачу нефти. Задача получения товарной нефти характеризуется в конечном итоге не только соединением элементарных технологий, но и общим количеством энергозатрат, в основном связанных с транспортом и разделением добываемой продукции на нефть, газ и воду. Элементарные технологии процесса добычи нефти настолько взаимосвязанны друг с другом, что незначительное изменение в одной из них незамедлительно сказывается на последующих. В преобладающей степени эффективность технологий зависит от параметров работы пласта.

Система сбора и подготовки нефти является одной из важнейших частей нефтегазодобывающих предприятий. Поэтому ей нужно уделять особое внимание т.к цена на нефть полностью зависит от качества переработки нефти, а качество переработки нефти в свою очередь зависит от эффективности работы системы сбора и подготовки нефти. В своем дипломном проекте я рассматриваю систему сбора и подготовки нефти на Федоровском нефтяном месторождении, ее достоинства и недостатки. Федоровское месторождение нефти находится на третьей стадии разработки т.е на стадии снижающейся добычи. Обводненость продукции скважин составляет в среднем около 85-90% В настоящее время в связи с ростом эксплуатации горизонтальных скважин на Федоровском месторождении увеличилась добыча нефти из пласта АС4-8 ранее считавшейся трудно извлекаемыми запасами. Исходя из сказанного выше считаю что нужно модернизировать систему сбора и подготовки нефти внедрением новых технологий, в частности предлагаю применение нефтегазоводоотделителей фирмы «Sivalls» вместо существующей технологии с использованием горизонтальных отстойников на УПСВ ДНС. Установка предварительного сброса оды на базе трехфазных сепараторов производства фирмы «Sivalls» используются для разделения эммульсии и предварительного сброса воды. Внедрение данных установок - нефтегазоводоотделителей типа «Хитер-Тритер» позволяет отделять подтоварную воду и попутный нефтяной газ из добываемой жидкости непосредственно на площадке дожимной насосной станции и подавать подготовленную подтоварную воду на кустовую насосную станцию для закачки в пласт для поддержания пластового давления. Таким образом сокращаются объемы перекачиваемой жидкости с ДНС на товарный парк, исключается процесс повторной перекачки подтоварной воды с товарного парка на КНС это обеспечивает высокую технологичность процесса предварительного сброса воды.

В дипломном проекте также приведен расчет экономической эффективности от внедрения трехазных сеператоров фирмы «Sivalls», который показал что внедрение этих установок на Федоровском месторождении экономически выгодно.

Считаю что, реконструкция системы сбора и подготовки скважинной продукции на Федоровском месторождении в настоящее время очень актуальная тема, т.к. пласт БС10 считающийся основным элементом разработки Федоровского месторождения практически выработан, и наблюдается рост добычи нефти пласта АС4-8. Нефть пласта АС4-8 обладает особыми реологическими свойствами, высоким газосодержанием и повышенной устойчивостью.

месторождение нефть сбор скважинная

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района работ

Федоровское месторождение открыто в 1971 г. скважиной №62, в которой при опробовании пласта БС10 был получен первый промышленный приток нефти. Месторождение расположено на территории Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 35 км к северо-западу от районного центра г. Сургута. Пробная эксплуатация месторождения начата в 1973 году.

Месторождение - одно из крупных многопластовых месторождений Сургутского свода.

В орографическом отношении территория представляет собой слабопересеченную, значительно заболоченную, неравномерно залесенную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +25 до +75 м.

Основные массивы лесов (кедр, лиственница, сосна) сосредоточенны на приподнятых участках и на речных террасах. На водораздельных участках располагаются болота с отдельными островками карликового леса (сосна, береза). Почвенно-растительный слой изменяется от 0.1 до 0.2м. Заболоченные участки с мощностью торфа 0.3-0.5м приуроченны к пониженным местам рельефа и переферийным участкам болот.

Климат резко-континентальный. Зима продолжительная, суровая и снежная. Средняя температура самого холодного месяца, января -25С. Устойчивый снежный покров образуется в третьей декаде октября и держится 200-220 дней. Толщина снежного покрова на отдельных участках не превышает 1м, в понижениях рельефа 1.5-2м. Глубина промерзания грунта составляет 1.0-1.5м. В конце декабря лед становится прочным и возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта. Ледоход на реках начинается в середине мая. Лето короткое, относительно теплое (среднемесячная температура +17С).

Количество атмосферных осадков в год составляет 480-520 мм, причем 75% приходится на теплое время года (май-сентябрь). Значительная часть территории месторождения покрыта болотами, озерами (около 85%). Береговые склоны болот очень пологие. Дно болот сложено в основном, суглинистыми грунтами. Общая площадь озер составляет более 50% всей площади. Пресные воды, в районе работ, имеют широкое распространение, однако они наиболее подвержены загрязнению, требуют дополнительной очистки и не могут служить надежным и постоянным источником, тем не менее большинство из них могут быть использованы для технологических и технических целей.

Районный центр город Сургут находится в непосредственной близости от месторождения и в его пределах. Численность населения города составляет около 300 тысяч человек.

В настоящее время в Сургутском районе большая протяженность дорог с бетонным покрытием: Сургут-Нефтеюганск, Сургут-Пим, Сургут-Русскинские, Сургут-Когалым, Сургут-Ноябрьск, Сургут-Тобольск-Тюмень. Железная дорога Тюмень-Тобольск-Сургут протяженностью 900 км и Сургут-Уренгой протяженностью 650 км.

Районный центр Сургут связан авиалиниями с различными городами России и стран СНГ.

Сургутская ГРЭС, крупнейшая в Западной Сибири, которая работает на базе утилизации попутного газа нефтяных месторождений Среднего Приобья и обеспечивает электроэнергией нефтяную промышленность района.

Восточне Сургута проходят трассы нефтепроводов Самотлор-Куйбышев, Самотлор-Уфа-Альметьевск, Самотлор-Александровское-Анджеро-Судженск.

В Сургутском экономическом районе разведано Локосовское месторождение керамзитовых и кирпичных глин, расположенное в 100 км восточнее г. Сургута, ряд месторождений керамзитовых глин в пойме реки Оби, а также выявлено Каменномысовское месторождение аглопоритовых глин (юго-восточнее Сургута), пригодных для получения легких, конструктивных и конструктивно-изоляционых бетонов. В русловых отложениях реки Лямин выявлены Приустьевское, Горшковское, Горненское месторождения песчано-гравийной смеси, по своим качествам соответствующей требованиям ГОСТа для строительных работ. Русловые отложения реки Пим представлены мелкозернистыми песками, которые отвечают требованиям ГОСТа для штукатурно-кладочных растворов и требованиям СН для строительства автомобильных дорог.

Рис. 1.1. Обзорная карта района работ

1.2 История освоения месторождения

История создания и развития нефтяной промышленности в Западной Сибири - пример реализации комплексной целевой программы по решению одной из важнейших народнохозяйственных задач. Прежде всего, это результат самоотверженной работы геологов, обеспечившей открытие здесь нефтегазоносной провинции.

Работы по созданию в этом районе страны нефтегазодобывающей базы могут быть разделены на три этапа.

Первый этап (1937-1953 гг.) связан с поисковыми работами. В это время начаты и успешно проведены исследовательские работы по изучению недр. С 1948 г. объемы геолого-поисковых работ начинают возрастать и концентрироваться в центральных районах Западно-Сибирской равнины.

На большей части территории проводится аэромагнитная съемка и ведутся исследования геофизическими методами. В то же время начато бурение глубоких опорных и разведочных скважин. В результате накоплен геолого-геофизический материал, позволивший получить достаточно полное представление о геологическом строении территории и наметить эффективные пути дальнейших поисково-разведочных работ.

Второй этап (1953-1964 гг.) - получение промышленных фонтанов газа и нефти, открытие ряда месторождений. Основной объем геолого-поисковых и разведочных работ перемещался к северу. Исследованиями выявлены приподнятые зоны - Сургутский, Красноленинский, Нижневартовский своды, в пределах которых впоследствии открыты нефтяные залежи.

С 1964 г. начинается третий этап, связанный с ускоренным освоением выявленных залежей нефти, созданием необходимой базы для быстрого наращивания объемов добычи нефти. Освоение месторождений, создание нефтедобывающего района страны стало практической задачей нефтяной и других отраслей промышленности, государственных плановых и хозяйственных органов, научно-исследовательских и проектных организаций.

Начавшиеся в 1964 г. развернутые работы по освоению нефтяных месторождений Западной Сибири выдвинули ряд сложных научно-технических проблем, с которыми ранее отечественная нефтяная промышленность не сталкивалась. Суровый климат, заболоченность и затопляемость территории, отсутствие транспортных путей постоянного пользования и удаленность от промышленных центров - все это вызывало у некоторых специалистов сомнение в возможности создания здесь в короткие сроки нефтедобывающей базы.

Разработка и внедрение новых методов освоения месторождений становится важнейшей науно-технической проблемой.

Особенность освоения месторождений Западной Сибири - организация работ по поддержанию пластового давления в нефтяных залежах практически одновременно при вводе их в разработку. Применяются методы интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.

В настоящее время на Федоровском месторождении в промышленной эксплуатации находятся залежи нефти пластов АС9, БС1-2, БС10-1, БС10, опытно-промышленные работы ведутся на газонефтяной залежи пластов АС4-8, пробная эксплуатация пласта ЮС2 осуществляется единичными углубленными скважинами вышезалегающих объектов разработки. Несколько скважин пробурено на пласт БС16.

Первым технологическим документом по Федоровскому месторождению после его открытия в 1971 г. является «Обоснование опытно-промышленной эксплуатации первоочередного участка Федоровского месторождения», выполненное в 1972 г. для пластов БС1 и БС10.

Проектные документы на разработку месторождения составлялись по мере прироста и утверждения запасов нефти. За все время эксплуатации месторождения было составлено 12 проектных документов.

В период с 1986 по 1994 г. разработка месторождения осуществлялась согласно «Технологической схеме разработки Федоровского месторождения», составленной в СибНИИНП в 1985 г. и утвержденной ЦКР СССР. В настоящее время разработка месторождения осуществляется на основании проектного документа «Технологическая схема разработки Федоровского месторождения», составленного в 1993-1994 гг. СибНИИНП совместно с Тюменским филиалом СургутНИПИнефти, которая утверждена ЦКР Минтопэнерго РФ.

Федоровское месторождение находится в промышленной эксплуатации с 1973 г. В период с 1973 по 1977 гг. разбуривание основного объекта - пласта БС10, осуществлялось в пределах наиболее продуктивной Моховой площади, в 1978-1980 гг. введены в разработку Восточно-Моховая и Федоровская площади. С 1980 г. вовлечены в разработку пласты БС10-1, БС1-2, АС9. С 1976 г. ведутся опытно-промышленные работы на газонефтяных залежах пластов АС4-8: первоначально в пределах отдельных пятиточечных элементов, а с 1985 г. - на основном опытном участке по площадной обращенной девятиточечной системе размещения скважин, с 1993 г. начато бурение горизонтальных скважин, несколько скважин работают на пласты БС16 и ЮС2.

На 1.01.97 г. на месторождении пробурено 4519 скважин из них 2453 добывающих, 896 нагнетательных, 7 газовых, 103 водозаборных. Пласты БС10, БС10-1, БС1-2, АС9 в пределах рентабельных толщин и АС4-8 практически полностью разбурены.

Практически весь фонд добывающих скважин на месторождении механизирован. Более половины действующего фонда добывающих скважин эксплуатируются с обводненостью продукции 90% и более.

По состоянию на 1.01.2000 г. из месторождения добыто 449.1млн.т. нефти, выработка запасов достигла 66.31%. Текущий коэффициент извлечения нефти составил 0.248 при текущей обводнености 90.13%. Утвержденный коэффициент извлечения нефти по месторождению 0.374.

Максимальный уровень добычи нефти 35.1 млн.т. был достигнут в 1983 г. при темпе отбора 6.8 от начальных и 9.7 от текущих извлекаемых запасов нефти. По проекту максимальный уровень добычи нефти 28.1 млн.т. достигался в 1986 г.

С начала разработки в целом по месторождению добыто 1187.5 млн.т. жидкости, в продуктивные пласты закачано 1648.9 млн.куб.м. воды. Текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 122.6%, накопленная -119.7%.

Текущий средний дебит добывающей скважины по нефти 9.0 т/сут.,по жидкости 81.7 т/сут.

Месторождение находится в стадии снижающейся добычи нефти.

В заключении данной главы хотелось бы обратить внимание на климат района и его месторасположение. Климат очень сильно влияет на работу НГДУ, т.к основные работы связанные с добычей, сбором и транспортировкой нефти проходят на открытом воздухе. В связи с продолжительной зимой приходится утеплять трубопроводы, объекты системы сбора, оборудование и т.д. Это приводит к дополнительным затратам на электроэнергию и приобретение оборудования для системы отопления объектов системы сбора и транспорта нефти.

Месторождение расположено в сильно заболоченной местности что также относится к неблагоприятным условиям для разработки месторождения.

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Геологическая характеристика месторождения

Федоровское месторождение в тектоническом плане приурочено к одноименному куполовидному поднятию второго порядка, расположенному в центральной части Сургутского свода. По отражающему горизонту «Б» Федоровская структура представляет собой крупную бранхиантиклинальную изометрическую складку с сильно изрезанными в структурном плане очертаниями. Структура осложнена куполовидными поднятиями третьего порядка: Федоровским, Моховым и Восточно-Моховым. Структурные планы по кровле продуктивных пластов в основном сходны между собой и отличаются лишь глубинами залегания, амплитудой поднятий и углами падения слоев.

Промышленные скопления нефти приуроченны к среднеюрским отложениям (пласт ЮС2), отложениям валанжина (пласты БС16, БС10, БС10-1), готерива (пласты БС2, БС1), баррема (пласты АС9, АС7-8, АС6-1, АС5-8, АС4). Общий этаж нефтеносности составляет 1000 м.

В геологическом строении месторождения принимают участие породы палеозойского метаморфизированного фундамента и мезо-кайнозойского осадочного чехла. Вскрытая часть осадочного чехла имеет разрез аналогичный разрезу соседних детально изученных площадей (Западно-Сургутская, Быстринская и др.).

В тектоническом отношении район месторождения представляет сложную антиклинальную зону, состоящую из ряда локальных поднятий: Северо-Сургутского, Федоровского, Мохового, Восточно-Мохового и Оленьего. Все они оконтуриваются общей сейсмоизогипсой - 2625 метров, отражающего горизонта «Б», отождествляемого с кровлей верхнеюрских отложений.

Общее простирание структуры север-северо-восточое. Отдельные локальные поднятия оконтурены сейсмоизогипсой - 2600 м. Системы поднятий отделены четкими прогибами на западе от Западно-Сургутского, Вершинского и Яун-Лорского поднятий, а на северо-востоке от Савуйского. Кроме этого следует отметить, что система поднятий на западе, юге и востоке имеет небольшие по размерам структуры - спутники.

Основные промышленные запасы Федоровского месторождения связанны с колекторами пластов БС10 - БС11 при испытании дебиты составили 43 - 174 м3/сут. Через 8 мм штуцер. Продуктивность пластов колеблется в пределах от 0.9 до 15.6 м3/сутатм. Водонефтяной контакт, по данным промыслово-геофизических исследований, устанавливается на отметках 3342 - 2249 метров. Залежь имеет V-образную форму, протягиваясь

Геологический профиль в северном и северо-восточном направлениях. Протяженность залежи с юга на север 37 км, c юго-запада на северо-восток 42 км. Высота залежи варьирует по отдельным структурам от 35 до 63 метров.

В процессе эксплуатационного бурения моховой структуры была выявлена небольшая газовая «шапка» с условным газонефтяным контактом на отметке 2188-2191 метров. Высота её составляет всего около 7 метров.

Контуры залежей пластов БС10 - БС11 обоснованы как по данным бурения разведочных скважин, так и по данным сейсмических 1.8х2.5 км которые дают удовлетворительную сходимость с результатами бурения. В то же время необходимо отметить, что на ряде участков положение контуров нефтеносности проводится условно.

Пласт БС10-11 по характеру распределения коллекторов в разрезе и их выдержанности по площади можно подразделить на два зональных интервала - верхний БС101 на долю которого приходится 54% общей мощности, и нижней 46%.

Рис.2.1. Сводный литолого-стратиграфический разрез продуктивных отложений Фёдоровского месторождения

1-аргиллиты битуминозные; 2-аргиллиты, глины; 3-алевролиты; 4-пески, песчаники; 5- газо- и нефтенасыщенность.

В наибольшей степени пласт БС10 развит в северо-западной части Моховой площади, где эффективные нефтенасыщенные толщины до 30 метров. Несколько меньше значение толщин характеризуют Федоровскую и Восточно-Моховую площади. Уменьшение эффектных нефтенасыщенных толщин происходит в южном направлении.

Для залежей характерно наличие обширных водонефтяных зон от 1000 до 7500 метров занимающих до 70% их площади.

Коллекторы пласта БС10 имеют полосообразное распространение значительно меньшие общие и эффективные мощности, высоковязкие нефти. В пределах месторождения выделены Моховая, Федоровское, Северо-Сургутская залежи. Ширина водонефтяных зон колеблется от 250-4500 метров. Зональная и послойная неоднородность для продуктивных пластов представленна в таблице 2.1

Таблица 2.1. Зональная и послойная неоднородность для продуктивных пластов

Пласты

Количество определений

Количество скважин

Зональная неоднородность

Послойная неоднородность

АС5-6

197

23

0.274

0.378

БС1

64

13

0.259

0.242

БС10

298

28

0.274

0.504

В стратиграфическом отношении геологический разрез района представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского чехла и доюрских образований.

Отложения коры выветривания представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами с прослоями и линзами вулканогенных пород, брекчеевидными миндалекаменными порфиритами, толщина которых - 5-16 м.

Юрская система. Нижне-среднеюрский отдел представлен чередующимися прослоями серо-цветных песчаников, алевролитов и аргиллитов с обилием обугленного растительного детрита. Отдельные прослои и пачки аргиллитов, сильно обогащенные углистым детритом, переходят в прослои бурых углей. В кровле свиты выделяются мелкозернистые песчаники - пласты ЮС21 и ЮС22. Верхний пласт регионально нефтенасыщен, к пласту ЮС22 большие залежи нефти.

Общая толщина тюменской свиты составляет 230-350м. Верхнеюрский отдел представлен отложениями васюганской, георгиевской и баженовской свит. В верхней части васюганской свиты выделяются песчаники и алевролиты, соответствующие пласту ЮС1, который в сводовой части поднятия нефтенасыщен.

Отложения георгиевской свиты представлены аргиллитами темно-серыми с прослойками известняка. Толщина свиты до 20м.

Породы баженовской свиты являются одним из выдержанных литологических и стратиграфических реперов и представлены аргиллитами черными, битуминозными, известковистыми. Толщина свиты 10-35 м.

Меловая система. Нижнемеловой отдел (сортымская, усть-балыкская, сангопайская, алымская и покурская свиты).

Сортымская свита в основании представлена отложениями ачимовской толщи, сложенной аргиллитами темно-серыми с редкими прослоями светло-серого алевролита. В кровле сортымской свиты выделяется песчано-глинистая пачка, характеризующаяся изменчивым литологическим составом. Песчаные пласты индексируются как БС12, БС11, БС10 и являются продуктивными. Выше залегает чеускинская пачка темно-серых аргиллитов толщиной 30-40 м.

Усть-балыкская свита представляет собой толщу переслаивания песчаников, алевролитов и аргиллитов, включающую пласты группы БС1-БС9, толщина которых изменяется от 5 до 40м. Промышленно нефтеносны на месторождении пласты БС1, БС2-3, БС4.

Сангопайская свита, представлена переслаиванием песчаников, алевролитов и глин, встречаются редкие прослои буровато-серых глинистых сидеритов. К отложениям свиты приурочены пласты АС4 - АС12. Нефтеносным является пласт АС9.

Разделом между усть-балыкской и сангопайской свитами является пимская пачка темно-серых, однородных аргиллитоподобных глин.

Алымская свита представлена аргиллитами серыми и зеленовато-серыми с тонкими прослоями серых алевролитов. В средней части свиты породы опесчанены, в верхней - аргиллиты темно-серые, битуминозные. Максимальная толщина свиты 140 м.

Покурская свита объединяет верхи нижнего и низы верхнего отделов меловой системы. Свита представлена мощной толщей 740 - 880м) неравномерно переслаивающихся песчано-глинистых пород.

Верхний отдел меловой системы (кузнецовская, березовская, ганькинская свиты).

Кузнецовская свита в нижней части представлена глинами темно-серыми, почти черными, туронского яруса, которые выдержаны по площади и разрезу и являются региональным репером в пределах Западной Сибири. Вверх по разрезу глины меняют окраску до серых. Толщина свиты 20 м.

Березовская свита расчленяется на две подсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя подсвита сложена серыми, опоковидными глинами с остатками фауны. Верхняя подсвита представлена серыми, зеленоватыми, опоковидными глинами. Толщина свиты 130-150м.

Ганькинская свита представлена глинами серыми и зеленовато-серыми, известковистыми до известковых, переходящими в мергели. Толщина ганькинской свиты 30-60 м.

Палеогеновая система включает палеоценовый (талицкая свита), эоценовый (люлинворская свита, низы чеганской свиты) и олигоценовый (верхи чеганской, атлымская, новомихайловская и туринская свиты) отделы. Отложения системы представлены преимущественно глинистыми породами, за исключением отложений атлымской и туринской свит. Толщина отложений системы достигает 600-750м.

Четвертичная система. Отложения системы развиты повсеместно и представлены суглинками, супесями, песками и глинами пойменных и озорно-болотных фаций. Толщина отложений 5-7 м.

2.2Характеристика продуктивных пластов

Промышленные скопления нефти приурочены к среднеюрским отложениям (пласт ЮС2), отложениям валанжина (Пласты БС16, БС10, БС10-1) готерива (пласты БС2, БС1), баррема (пласты АС9, АС7-8, АС6-1, АС5-8, АС4). Общий этаж нефтеносности составляет 1000м. Основные геолого-физические характеристики продуктивных пластов Федоровского месторождения представленны в таблице 2.2

Таблица 2.2. Основные геолого-физические характеристики продуктивных пластов Федоровского месторождения.

Показатели

Пласт

АС4

АС5-8

АС7-8

АС9

БС1

БС2

БС10-1

БС10

Возраст отложений

Мел.(вартовская свита)

Мел.(мегионская свита)

Глубина залегания, м

1775

1807

1825-1837

1842-1853

1950-1975

1955-1975

2160-2170

2220

Площадь нефтеносности

300.3

875.7

49.2

38.0

202.6

36.1

164.3

850.7

Нефтенасыщенная толщина пласта, м

4.3

5.6

6.3

4.8

3.7

4.9

3.1

10.2

Пористость, %

25.6

26

24

26

26

27

24

24

Проницаемость, мкм

0.507

0.532

0.025

0.309

0.248

0.363

0.219

0.265

Коэффициент нефтенасыщенности

0.590

0.630

0.540

0.670

0.640

0.660

0.670

0.680

Коэффициент песчанистости

0.295-0.507

0.524-0.655

0.535-0.567

0.466-0.488

0.454-0.600

0.545-0.653

0.336-0.608

0.403-0.563

Коэффициент расчлененности

1.6-2.14

5.7-9.5

5.6

4.1-4.6

1.6-2.7

3.98-4.3

2.0-2.4

5.0-9.7

Удельная продуктивность, 10 куб.м/мсут.Мпа

0.32

0.38

0.20

0.49

0.28

0.28

0.32

0.85

Пластовое давление, Мпа

18.8

18.8

18.8

19.0

20.5

20.5

22.9

23.1

Пластовая температура, С

56

58

55

58

62

59

67

66

Продуктивный пласт ЮС2 приурочен к кровле тюменской свиты. Он вскрыт и опробован в 50 скважинах. Согласно исследованиям керна, пласт ЮС2 интерпретируется как нефтенасыщенный лишь в 7 скв. из 14, в остальных либо водонасыщен, либо характер насыщения не ясен. Эффективные толщины по этим скважинам колеблются от 1.2 до 9.2м, нефтенасыщенные от 1.2 до 6.0м. Дебиты нефти меняются - от 12м3/сут при фонтанном способе эксплуатации до 0.34м3/сут при динамическом уровне 1200м.

Ввиду сложного строения пласта, невыдержанности его по площади и по разрезу, удаленности скважин друг от друга, на данной стадии изученности этих отложений не представляется возможным выделить нефтяные залежи и обосновать ВНК, поэтому границы залежи на Федоровском месторождении проведены условно.

В отложениях ачимовской толщи признаки нефтеносности отмечены только в пласте ВС 16 на собственно Федоровской площади. Залежь вскрыта четырьмя скважинами, в двух из которых получены промышленные притоки нефти дебитами 25.9м^/сут на штуцере диаметром 6 мм и 12м3/сут при Ндин=884м. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 до 6.6м. Залежь примыкает к зоне неколлектора, вскрытой соседними скважинами.

В состав верхней части мегионской свиты (нижний отдел меловой системы) входит толща пород, в разрезе которой выделяется продуктивный пласт БС10. Залежь пласта БС10 является основным эксплуатационным объектом, охватывает значительную площадь, объединяя общим контуром нефтеносности почти все осложняющие Федоровскую структуру купола. Исключением является Северо-Сургутский купол, который отделяется от остальных относительно глубоким прогибом. Пласт БС10 имеет сложное строение, литологически неоднороден, фациально изменчив как по разрезу, так и по площади.

При детальной корреляции разрезов скважин пласт разделяется на две пачки - верхнюю и нижнюю. Верхняя представлена монолитными песчаниками, хотя характер распространения ее в восточной и западной частях месторождения различен по сравнению с центральной. В восточной части общая толщина верхней пачки не превышает 8-17 м, в западной -10-13 м. В центральной части общая толщина резко возрастает до 40м. Максимальная нефтенасыщенная толщина верхней пачки по месторождению 27.5м.

Нижняя пачка представлена переслаиванием глинистых и песчаных разностей. В некоторых скважинах она полностью глинизируется. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 19м.

Пласт БС10 характеризуется высокой продуктивностью. В зависимости от физико-литологических свойств коллектора дебиты нефти изменяются в широких пределах: от 6.6м3/сут при Ндин=316м до 351 м3/сут через штуцер диаметром 12 мм на фонтанирующем режиме. Устойчивость дебитов подтверждается длительной эксплуатацией. Уровень ВНК установлен на а.о. -2242.6+9.2м. Коллекторские свойства пласта достаточно высоки: коэффициенты пористости 24%, нефтенасыщенности 0.68, песчанистости от 0.43 до 0.56, проницаемости (443-571)х10-3 мкм2. Залежь пластовосводовая высотой 70 м, площадь 38 х 47км.

В толще чеускинской пачки глин выделен нефтеносный пласт 1БС10. Песчаники пласта распространены на всех поднятиях Федоровского месторождения, но нефтенасыщены только на собственно Федоровском и Восточно-Моховом поднятиях. На Федоровском поднятии пласт 1БС10 имеет сложное линзовидное строение. Здесь выявлены три основные и несколько второстепенных небольших залежей. Уровень ВНК изменяется по залежам от -2178 до -2184м. В пределах Восточно-Моховой площади в пласте 1БС10 выделяется три залежи. Уровень ВНК принят на а.о. -2198 м. Коллекторские свойства изменяются по площадям. На Федоровской площади коэффициенты пористости 23%, нефтенасыщенности 0.63, песчанистости 0.34, проницаемости 0.206мкм2, тогда как на Восточно-Моховой площади все эти значения существенно выше: коэффициенты пористости 24%, нефтенасыщенности 0.66 - 0.69, песчанистости 0.61 - 0.49, проницаемости 0.386мкм2. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.4 до 8.4м. На Восточно-Моховой площади нефтенасыщенные толщины достигают 11м. Пласт 1БС10 имеет монолитное строение (в отличие от линзовидного, прерывистого строения на Федоровской площади).

К нижней подсвите вартовской свиты (нижний отдел меловой системы) относятся нефтеносные пласты ВС1-2. Они обладают хорошими коллекторскими свойствами и объединяются в единый гидродинамический резервуар. Уровень ВНК установлен на а.о. -1970 + 5 м - для Федоровской площади и -1962 + 4 м для Моховой. Пласт БС2 присутствует на Федоровской и Моховой площадях, Разведочными и добывающими скважинами вскрыты в пласте несколько различных по высоте и площади нефтяных залежей. Две из них приурочены к Федоровской площади, три - к Моховой. Коллекторские свойства пласта: коэффициенты пористости 27%, нефтенасыщенности 0.66-0.71 (значения изменяются по площадям и залежам), песчанистости 0.54-0.65, проницаемости 0.717 мкм2. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0.8 до 14 м, среднее значение 4.9 м.

Залежи пласта БС1 выявлены на Федоровском, Моховом и Северо-Сургутском поднятиях. На большей части площади пласт имеет сравнительно небольшую толщину, преимущественно 2.5 -4м. Наибольшие толщины вскрыты на Северо-Сургутской площади -до 8м. Емкостно-фильтрационные свойства пласта: коэффициенты пористости 26 - 27%, нефтенасыщенности 0.66 -0.71, песчанистости 0.45-0.60, проницаемости 0.621 мкм2

В разрезе верхней подсвиты вартовской свиты выделяется ряд песчаных пластов, шесть из которых являются нефтеносными: АС4, АС5-8, АС7-8, АС9.

Пласт АС9 характеризуется литологической неоднородностью как по разрезу, так и по площади. Строение пласта сложное. На собственно Федоровском поднятии выделяются три отдельные залежи, кроме того на сочленении Федоровской и Моховой площадей выделены еще две небольшие водоплавающие залежи.

На юге Федоровской площади пласт более мощный по толщине, к северу расчленяется на несколько проницаемых прослоев. Уровень ВНК по залежам изменяется от а.о. -1846м до -1861м.

Газовую шапку имеет лишь одна залежь, ГНК отбивается на а.о.-1844 -1845.8м. Размеры газовой шапки небольшие -1.75х1.4км.

Коллекторские свойства пласта: коэффициенты пористости 26-27%, нефтенасыщенности 0.62 - 0.70, песчанистости 0.47 -0.59, проницаемости 0.609 - 0.943 мкм2. Нефтенасыщенные толщины по залежам изменяются от 0.4 до 15.2 м, среднее значение 4-5 м. Газонасыщенная толщина 4.1 м.

Залежи пластов АС7-8. Вскрыты всеми пробуренными на месторождении скважинами, имеют толщину 24.5 м. На Федоровском поднятии они образует две самостоятельные залежи, в пределах которых отделяются от выше и ниже залегающих пластов надежным глинистым разделом. В связи с этим пласты имеют свои ВНК и ГНК (-1839.4 + 4м и -1836.2 + 1.2м соответственно). На остальных площадях месторождения они объединяются в одну гидродинамическую систему с пластами АС5-6, поэтому выделены в единый подсчетный объект АС5-8.

Пласты АС7-8 по геофизическим данным имеют низкие коллекторские свойства: коэффициенты пористости - 24%, нефтенасыщенности - 0.54, песчанистости 0.54 - 0.65, проницаемости 0.106 - 0.162мкм2. Нефтенасыщенные толщины достигают 15м, в среднем составляют 6.3м (Федоровская площадь) и 5.9м (Моховая площадь), газонасыщенные - 16м, в среднем 6.8м.

Залежи пластов АС5-8 практически занимают всю площадь Федоровского месторождения. Единым контуром нефтеносности объединены площади многочисленных ловушек (собственно Федоровское, Северо-Сургутское, Моховое, Восточно-Моховое поднятия). Пласты группы АС5-8 Мохового и Восточно-Мохового участка гидродинамические взаимосвязаны с пластами АС5-8 Федоровской площади и объединяются общим уровнем ВНК и ГНК в единый подсчетный объект. Средние значения отметок ГНК для Федоровской площади -1809.8м, а для Моховой и Восточно-Моховой -1808.7м. Средние отметки ВНК по площадям составили -1818м, -1822м, -1829м соответственно для Федоровской, Моховой и Восточно-Моховой.

Добывающие скважины вскрыли зоны в разрезе пластов АС5-8 где присутствует двухфазное насыщение: сверху - газ, внизу - вода. Это объясняется наличием большой (до 10м) глинистой перемычки между газо- и водоносными прослоями.

Коллекторские свойства пласта: коэффициенты пористости 26%. нефтенасыщенности 0.65, песчанистости 0.52 - 0.66 проницаемости 0.377 - 0.726мкм2. Нефтенасыщенные толщины в пределах залежи составили 0.4-19.3м, газонасыщенные 0.6 -30.6м.

Залежь пласта АС5-8 пластово-сводовая, площадь ее 31.5 х 41км, высота 55м.

Залежь пласта АС4 газонефтяная, по размерам самая крупная на Федоровском месторождении, практически присутствует на всех площадях. От нижележащих пластов АС5-8 пласт АС4 отделен глинистой перемычкой, которая не выдержана по толщине и площади, поэтому в скважинах, где происходит слияние этих пластов, принята условная граница раздела.

По материалам геофизических исследований в среднем газонефтяной контакт принят на а.о. -1810м. Средняя отметка водонефтяного контакта для Федоровской площади -1821.6м, для Моховой -1817м, для Восточно-Моховой -1820м.

Коэффициент начальной нефтенасыщенности 0.61 - 0.67, пористости 26%, песчанистости 0.47, проницаемости 0.268 - 0.450 мкм2. Эффективная газонасыщенная толщина колеблется от 0.4 до 21.6м, нефтенасыщенные толщины изменяются от 0 до 11.1м.

Залежь пласта AC4 пластово-сводового типа, площадь ее 51.2 х 36.4км, высота 65м.

В настоящее время на месторождении в промышленной эксплуатации находятся залежи нефти пластов АС9, БС1-2, БС 10-1, БС10, опытно-промышленные работы ведутся на газонефтяной залежи пластов АС4-8, пробная эксплуатация пласта ЮС2 осуществляется единичными углублёнными скважинами вышезалегающих объектов разработки. Несколько скважин пробурено на пласт ВС 16. Характеристика пластов АС5-6, БС1 и БС10 представленна в таблице 2.3. Средние значения и изменчивость коллекторских свойств по пластам Федоровского месторождения представленны в таблице 2.4.

Таблица 2.3. Характеристика пластов АС5-6, БС1 и БС10

Объекты

Площади

Пористость

Нефтенасыщенность

Проницаемость

керн

геоф.

керн

геоф.

керн

геоф.

АС5-6

Федоровская

0.260

0.25

0.707

0.6

395

328

Моховая

0.265

0.25

0.746

0.6

514

328

Вос.-Моховая

0.265

0.721

239

218

БС1

Федоровская

0.246

0.669

179

106

Моховая

0.238

0.23

0.669

0.73

207

184

БС10

Вос.-Моховая

0.225

0.724

204

160

Таблица 2.4. Средние значения и изменчивость коллекторских свойств по пластам Федоровского месторождения

Пласт

Участок месторождения

Проницаемость

(10-3мкм2)

Пористость

(%)

Водоудер.

способность

(%)

средн.

коэф. вариации

АС4

в целом

315

9

99

39

в т.ч. газонасыщенная часть

328

82

26

37

Нефтенасыщенная часть

315

99

25

37

Моховая площадь в целом

Газонасыщенная часть

287

121

26

39

Нефтенасыщенная часть

233

122

26

41

Федоровская площадь

в целом газ, нефть

233

144

25

38

Восточно-Моховая (север)

Нефтенасыщенная часть

392

62

26

40

Газонасыщенная часть

433

55

26

35

Восточно-Моховая (юг)

в целом газ, нефть

418

74

26

32

АС5-6

в целом

в т.ч. газонасыщенная часть

582

94

26

28

Нефтенасыщенная часть

617

74

26

29

Федоровская площадь

в целом газ, нефть

540

-

25

28

Моховая площадь в целом

в целом газ, нефть

582

94

26

28

Северо-Сургутская площадь

(водонасыщенная часть)

173

66

26

30

АС5-8

в целом

396

108

26

30

в т.ч. газонасыщенная часть

439

115

26

31

Нефтенасыщенная часть

528

78

26

29

Моховая площадь в целом

445

99

26

32

в т.ч. газонасыщенная часть

382

97

26

34

Нефтенасыщенная часть

621

75

26

29

Восточно-Моховая (север)

304

68

26

29

Нефтенасыщенная часть

358

62

26

28

Газонасыщенная часть

331

60

26

29

Продолжение таблицы 2.4

Восточно-Моховая (юг)

в целом газ, нефть

445

141

26

30

АС7-8

в целом газ, нефть

87

-

26

-

БС1

в целом нефтенасыщенная часть

242

164

26

31

Федоровская площадь

Нефтенасыщенная часть

477

75

27

26

Моховая площадь в целом

180

60

25

36

Нефтенасыщенная часть

242

164

26

31

БС2

Северо-Сургутская площадь

352

63

26

26

Федоровская площадь

Нефтенасыщенная часть

363

43

26

23

Моховая площадь в целом

Нефтенасыщенная часть

254

-

26

31

Северо-Сургутская площадь и нефтенасыщенная часть

215

-

26

31

БС10..

в целом нефтенасыщенная часть

194

70

24

27

Восточно-Моховая (север)

194

70

24

27

Восточно-Моховая (юг)

125

-

24

30

БС10

в целом

264

118

24

30

(верх)

в т.ч. нефтенасыщенная часть

283

117

24

29

Федоровская площадь

200

100

24

32

в т.ч. нефтенасыщенная часть

253

80

24

29

Моховая площадь в целом

302

113

24

33

в т.ч. нефтенасыщенная часть

310

113

23

29

Восточно-Моховая (север)

220

80

23

29

в т.ч. нефтенасыщенная часть

211

80

23

30

Восточно-Моховая (юг)

194

-

23

30

нефтенасыщенная часть

209

90

23

29

БС10

в целом

135

111

25

32

(низ)

нефтенасыщенная часть

129

82

25

36

Моховая площадь в целом

158

117

24

36

нефтенасыщенная часть

187

106

25

34

Восточно-Моховая (север)

94

120

25

38

Восточно-Моховая (юг)

135

111

25

32

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

Физико-химическая характеристика пластовых флюидов Федоровского месторождения изучена на образцах 112 глубинных проб из 65 скважин и на образцах 186 поверхностных устьевых проб из 138 скважин основных объектов разработки.

Компонентный состав углеводородного сырья определен на основании хроматографического анализа проб газовой и жидкой фаз, полученных в процессе дегазации пластовой смеси, а также устьевых проб , отобранных при испытании скважин.

Исследования нефтей и газов выполнены специализированными службами Центральной лаборатории Главтюменгеологии, ЦНИПРа Сургутнефтегаз, н института СибНИИНП.

Отбор глубинных проб из скважин производился пробоотборниками типа ВПП 300 и ЦД ЗМ при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбор, в однофазном (жидком) состоянии. Методическое обеспечение работ соответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 "Нефть. Типовое исследование пластовой нефти".

Поверхностные пробы разгазированной нефти отбирались с устья разведочных и эксплуатационных скважин при проведении испытаний. Анализ проб проводился по действующим государственным стандартам и типовым методикам (перечень ГОСТов и обязательных параметров приведен в ОС 391 12-80).

Обоснование и обсуждение измеренных и расчетных параметре пластовых флюидов проведены в соответствии с «Регламентом составлена проектов, технологических схем, опытно-промышленных работ и проекте пробной эксплуатации разработки нефтяных и газонефтяных месторождений» (ВНИИ, М., 1994).

Изучение физических свойств пластовых нефтей на образцах глубинных проб проводилось двумя методами:

- методом однократного (стандартного) разгазирования;

- методом дифференциального (ступенчатого) разгазирования.

В процессе выполнения стандартного разгазирования и сопутствующих операций определялись основные параметры газонасыщенной нефти в условиях пласта: давление насыщения нефти газом, плотность однофазной жидкости при давлении и температуре пласта, газосодержание, характеристики дегазированной жидкости и нефтяного газа и т.д.

Ступенчатая сепарация пластовой смеси проводится по схеме, моделирующей типовые условия сбора, подготовки и транспорта продукции скважин на промысле. При этом термобарические условия концевой ступени сепарации зачитывают необходимость термохимической подготовки нефти до товарных кондиций.

Основные свойства пластовых жидкостей и газов представлены в таблице 2.5

Таблица 2.5. Основные свойства пластовых жидкостей и газов

...

наименование

пласт

АС5

АС7-8

АС9

БС1

БС2

1БС10

БС10

БС16

ЮС2

Пластовое давление, МПа

18.8

20

17.5

20

20.3

22.6

20.1

21.7

27

Пластовая температура, С

58

55

58

62

59

67

66

74

81

Давление насыщения, МПа

13.8

7.9

13.6

12.3

6.2

10.5

15.3

13.1

9.9

Газосодержание, м3/т

50

-

59

47

25

54

118

118

52

Объемный коэффициент

1.110

1.138

1.37

1.137

1.119

1.14

1.288

1.435

1.128

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены