Методика разработки Сузунского месторождения

Размещено на http://allbest.ru

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СУЗУНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

2. РАСЧЕТЫ ЭЛЕМЕНТОВ ТАЛЕВОЙ СИСТЕМЫ ПОДЪЕМНОГО АГРЕГАТА

3. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕРМОКИСЛОТНОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ КРС

4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ ПРИ РАБОТЕ С КИСЛОТОЙ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ КРС

ЗАКЛЮЧЕНИЕ



ВВЕДЕНИЕ

нефтегазовый скважина бурение талевый

Сузунское нефтегазовое месторождение расположено на севере Красноярского края Российской Федерации. Вместе с Лодочным, Тагульским и Ванкорским месторождениями входит в Ванкорский блок и относится к Большехетскому нефтегазоносному району Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Сузунское нефтегазовое месторождение было открыто в 1972 году. Запуск месторождения в полномасштабную разработку намечен на 2017 год. Однако окончательное решение по срокам ввода Сузунского ГНМ, в связи с поглощением ТНК-ВР Роснефтью, будут принимать новые акционеры. Сейчас на месторождении работает один пилотный куст, пробурены разведочные скважины. Проектную документацию на инфраструктуру Сузунского месторождения разрабатывает самарский институт "Гипровостокнефть", она будет готова в I квартале 2013 года. Ввод месторождения в эксплуатацию предусматривает создание полного комплекса необходимой наземной инфраструктуры для добычи, сбора, подготовки нефти, в том числе установки подготовки нефти, объекты электрогенерации, внутрипромысловые дороги, комплекс объектов социально-бытового обслуживания персонала. "Роспан Интернешнл", дочерняя компания ТНК-ВР уже пригласила подрядчиков для участия в тендере по строительству нефтепроводной системы "Ямал" общей протяженностью около 374 км Компания предоставила подрядчикам всю документацию по плану освоения Ямала, который позволит начать транспортировку нефти с месторождений Ямало-Ненецкого АО и севера Красноярского края, в том числе и Сузунского.

Проект предполагает комплексное капитальное строительство объекта "Нефтепроводная система "Ямал": "Сузун - Тагул - Русское - ПСП Заполярное". Для магистрального транспорта нефти предусматривается сооружение линейной части нефтепровода вдоль трассовых сооружений и приемо-сдаточного пункта ("ПСП Заполярное") в районе НПС-2 ОАО "АК "Транснефть". Работы планируется осуществлять в три зимних сезона: 2012/2013, 2013/2014 и 2014/2015. Совет директоров "Роснефти" назначил ЗАО "Ванкорнефть" оператором по проектам развития Лодочного, Сузунского и Тагульского месторождений и проекту строительства ГТЭС 150 МВт для их энергообеспечения.



1. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СУЗУНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Геолого-промысловая характеристика

Сузунское нефтегазовое месторождение расположено на севере Красноярского края Российской Федерации. Вместе с Лодочным, Тагульским и Ванкорским месторождениями входит в Ванкорский блок и относится к Большехетскому нефтегазоносному району Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции (рисунок 1).

Рисунок 1 - Ванкорский блок

Утвержденные запасы нефти на Сузунском месторождении составляют 73. 165 млн. тонн (559, 183 млн. баррелей) , товарного газа - 22, 8 млрд. куб. м (804, 299 млрд. куб. фт);Продуктивными здесь являются терригенные отложения, сформировавшиеся в юрском периоде. На месторождении два пласта Ю-12, который содержит в себе практически чистую нефть, и Ю-11. Отложения продуктивной части пластов представлены средне-мелкозернистыми светло-серыми песчаниками с тонкими прослоями алевритистого и глинистого материала.

Песчаники сложены зёрнами кварца (60-75%) и полевых шпатов (включая КПШ и плагиоклазы - до 15-35%), реже встречаются обломки кварцитов, микрокварцитов, метаандезитов, метабазальтов, метагранитов и пегматитов, глинистых, глинисто-гидрослюдистых, серицит- и кварц-серицитовых сланцев (до 10-15%).

Литолого-стратиграфический разрез

В пределах Большехетской структурной террасы, осадочный чехол слагают юрско-меловые и кайнозойские отложения. Глубина фундамента по кровле юрских отложений составляет 3,2-3,5 километра, она увеличивается в Пендомаяхской впадине и достигает 4,8 км.

На Сузунском, Ванкорском, Лодочном и Тагульском месторождениях, в пределах Большехетской структурной террасы, нефтегазоностность приурочена к отложениям нижне и верхне мелового возраста. Это берриас-валанжинский, апт-альбский, сеноманский стратиграфические комплексы.В пределах Пендомаяхской впадины, так же обнаружены Хальмерпаютинское и Северо-Хальмерпаютинское газоконденсатные месторождения. Их нефтегазоносность также связана с берриас-валанжинскими отложениями нижнего мела.

В пределах Тазовско-Русскореченского мегавала открыто Русско-Реченское нефтегазоконденсатное месторождение. Его залежи приурочены к верхнеюрским и нижнемеловым (берриас-валанжинских) отложениям. Основные продуктивные объекты это пласты группы НХ (берриас) и их стратиграфиические аналоги.

Учеными было установлено, что главным источником генерации углеводородов, которые потом мигрировали в направлении Ванкорского, Сузунского и Тугульского поднятия, являлась Пендомаяхская впадина.

Процессы генерации углеводородов продолжались там с начала мелового периода до середины палеогена. Таким образом, в антиклинальных ловушках мезозойских отложений, сложились благоприятные условия для формирования залежей.

Сводный разрез юрских и меловых отложений Сузунского месторождения представлен на рисунке 2.

Рисунок 2 - Сводный разрез



Нефтегазоносность

Извлекаемые запасы нефти 3P на Сузунском месторождении могут составить по методике PRMS более 7,8 млн барр. В 2008 году пробурены 2 эксплуатационные скважины. Получен приток нефти 3,4 тыс. барр./сут. Оно содержит высококачественную легкую нефть. С 2007 года на нем реализуется программа опытно-промышленной разработки, которая позволит уточнить строение коллектора, исследовать более глубокие залежи и предоставит необходимую информацию для планирования полномасштабной разработки месторождения.В рамках этой программы в настоящее время идет бурение 2-й скважины.

Ожидается, что геологоразведочные работы в ближайшее время позволят увеличить запасы еще на 500 млн барр.

При полномасштабном освоении месторождения стабильный уровень добычи может составить 26-38 млн барр/год (3,5-5 млн т/год).

В октябре 2008 года ТНК-ВР получила 1 500 барр. «фонтанной» нефти при бурении разведочной скважины на Сузунском месторождении.

В апреле 2013 г извлекаемые запасы Сузунского месторождения увеличены почти на 15 % - до 44,9 млн т нефти.

Переоценка запасов произведена по результатам бурения дополнительной скважины, давшей дебит 281 т в сутки.

2. РАСЧЕТЫ ЭЛЕМЕНТОВ ТАЛЕВОЙ СИСТЕМЫ ПОДЪЕМНОГО АГРЕГАТА

Расчет машинного времени при подъеме НКТ при КРС

Исходные данные:

- Длина одной трубы l=8,9 м;

- Длина бочки барабана l_б=0,705 м;

- Диаметр бочки барабана d_б=0,355 м;

- Диаметр талевого каната =0,019 м;

- Число струн оснастки талевого каната i=10;

- Частота вращения барабана при разных скоростях, об/мин:

· n₁ =30,5 об/мин;

· n₂= 50,5 об/мин;

· n₃= 100,5 об/мин;

· n₄= 160,5 об/мин.

- С=1- поправка на неполное прилегание витков каната друг к другу

Вычисление длины каната, навиваемого на бочку барабана подъемного агрегата:

l_k = (0,5+l)*i, (1)

l_{k =} (0,5+8,9)*10=94 м.

Вычисление числа витков талевого каната в одном слое a:

а=(l_д/д)-C, (2)

a=(0,705/0,019) -1=36.

Вычисление диаметра бочки барабана с учетом навиваемых слоев каната d_i:

d_i=d_д+д+1,87*д*т_i, (3)

d₁=0,355+0,019+1,87*0,019*1=0,41 м;

d₂=0,355+0,019+1,87*0,019*2=0,445 м;

d₃=0,355+0,019+1,87*0,019*3=0,481 м;

Вычисление длины каната в каждом слое барабана l_ki, м, по формуле:



l_ki = di*a*р, (4)

l_k1=0,41*36*3,14=46,345 м;

l_k2=0,445*36*3,14=50,303 м;

l_k3=0,481*36*3,14=54,372 м;

Вычисление общей длины навитого каната в трех слоях l₀:

l_o = l_k1+l_k2+l_k3, (5)

l_o=46,345+50,303+54,372?151 м.

Вычисление среднего диаметра бочки барабана лебедки, d_ср:

d_ср=(d₁+d₂+d₃)/3, (6)

d_ср=(0,41+0,455+0,481)/3=0,455 м.

Вычисление машинного времени подъема на каждой скорости лебедки, t_m :

t_m =(l*i*k)/(р*d_ср*n), (7)

t_m1=(8,9*10*1,2)/(3,14*0,455*30,5)=2,492 мин;

t_m2=(8,9*10*1,2)/(3,14*0,455*50,5)=1,505 мин;

t_m3=(8,9*10*1,2)/(3,14*0,455*100,5)=0,755 мин;

t_m4=(8,9*10*1,2)/(3,14*0,455*160,5)=0,473 мин.

Расчет потребной длины талевого канат

Определить необходимую длину талевого каната для оснастки талевой системы 4х5 на вышке ЭС-28-80 высотой 31,2 м.

Определяем потребную длину каната l_К, м, по формуле



l_к = Н_В (n + 2) + l₀ + l?, (8)

где Н_В- высота вышки;

(n + 2) - число рабочих струн оснастки с учетом ходового и неподвижного концов талевого каната;

l? - длина каната, необходимого на замену сработанной части ходового конца (l? = 30 м).

l_К = 31,2 (8 + 2) + 151+ 30 = 493 м;

Это в случае, когда передвижной подъемник установлен около рамного бруса вышки. Если ходовой конец талевого каната протянут через направляющий оттяжной ролик, к вычисленной длине каната необходимо добавить длину, равную высоте вышки +10м, тогда:

l_К = 493 l₀ +31,2+10 l₀ =534,2 м. (9)

3. ТЕХНОЛОГИЯ ПРОВЕДЕНИЯ ТЕПЛОВОЙ ОБРАБОТКИ СКВАЖИНЫ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ КРС

Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО) встречаются практически во всех регионах нефтедобычи. Химический состав отложений варьируется в зависимости от свойств добываемой нефти, а также от термодинамических и гидродинамических условий работы пластов, их геологических и физических особенностей, способов эксплуатации месторождений. АСПО образуются главным образом в НКТ, выкидных линиях и наземных сооружениях нефтепромыслов.

Образование парафиновых отложений в нефтепромысловом оборудовании происходит в связи с кристаллизацией и выпадением высокомолекулярных углеводородов (парафина, смол, асфальтенов) из-за снижения температурного режима потока нефти. Состав отложений зависит как от сорта нефти, так и от термодинамических условий, благодаря которым они возникают. Состав отложений может быть различен даже в пределах одной скважины, все зависит от условий, в которых происходит кристаллизация. В отложениях часто содержится вода и различные механические примеси. Интенсивность образования парафиновых отложений в значительной степени зависит от обводненности добываемой продукции.

Из-за отложений АСПО снижается эффективность работы и производительность скважин, быстрее изнашивается оборудование, в разы повышаются расходы на электроэнергию. В связи с этим борьба с отложениями АСПО является актуальной задачей для нефтепромышленного комплекса.

С этой целью проводится ряд мероприятий, позволяющих удалить уже имеющиеся отложения, и предупредить появление новых.

Для предотвращения появления новых АСПО на поверхность труб наносят различные защитные покрытия (стекло, эмаль, эпоксидную смолу); используют специализированное оборудование, сделанное из гидрофильных материалов. С этой же целью производят добавление разнообразных ингибиторов в добываемую продукцию. Для удаления уже имеющихся АСПО проводят процедуры по очистке оборудования: механическим способом (скребками) и/или тепловым способом (паром, горячей нефтью).

Тепловая обработка призабойной зоны скважины (ПЗС) целесообразна при добыче тяжелых вязких нефтей или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых компонентов (более 5 -- 6%). Поскольку тепловая обработка ПЗС, как правило, осуществляется периодически, то скважины должны быть сравнительно неглубокими (до 1300 м), чтобы после извлечения из скважины нагревательного оборудования можно было начать откачку жидкости при достаточно высокой температуре на забое.

Отложение парафина и асфальтосмолистых веществ происходит в ПЗС на расстояниях до 2,5 м от стенок скважины, т. е. в зоне наиболее резкого изменения давления. Это приводит к сильному увеличению фильтрационных сопротивлений и снижению дебитов скважин.

Призабойную зону скважины прогревают двумя способами:

1)закачкой в пласт на некоторую глубину теплоносителя - насыщенного или перегретого пара, растворителя, горячей воды или нефти;

2)спуском на забой скважины нагревательного устройства - электропечи или специальной погружной газовой горелки.

Второй способ проще и дешевле. Кроме того, электропрогрев ПЗС не сопровождается внесением в пласт теплоносителя -- воды или пара, конденсата, которые могут взаимодействовать с глинистыми компонентами пласта. Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40 °С, как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м.

При закачке теплоносителя радиус зоны прогрева легко доводится до 10 -- 20 м, но для этого требуются стационарные котельные установки -- парогенераторы. При периодическом электропрогреве ПЗС в скважину на специальном кабеле-тросе спускают на нужную глубину электронагреватель мощностью несколько десятков кВт. Повышение мощности приводит к повышению температуры в зоне расположения нагревателя до 180 - 200 °С, вызывающее образование из нефти кокса.

Особенности и требования при тепловых обработках:

1)Периодичность проведения тепловых обработок и необходимое количество ППУ / АДП определяет, как правило, старший технолог промысла;

2)Проводить депарафинизацию скважин возможно как при работающем глубинном насосе, так и при его остановке в связи с затруднением удаления отложений парафина;

3)Перед закачкой пара в затрубное пространство скважины, следует предварительно прогреть манифольд до температуры 100-150 градусов по Цельсию;

4)Если во время чистки от парафиновых отложений скважину заклинило, полированный шток следует установить в верхнее положение, при этом головка балансира должна находиться в нижнем положении. После погружения штока, следует попытаться расшатать штанговую колонну.

Оборудование для теплового воздействия на пласт для восстановления или увеличения производительности и приемистости скважин

Для проведения тепловых обработок нефтяных скважин и другого нефтепромыслового оборудования используется специальная техника: парогенераторные установки (ППУА), предназначенные для вырабатывания пара, и агрегаты АДПМ. Установка ППУА предназначается для депарафинизации скважин, магистральных и промысловых нефтепроводов, а также для отогрева участков наземных коммуникаций, которые были заморожены в условиях умеренного климата. Также она может использоваться в процессе монтажа и демонтажа установок, применяемых при бурении скважин, и для любого другого оборудования, которое нуждается в отогреве. Схема установки ППУА представлена на рисунке 3.1.

Рисунок 3.1 - Установка ППУА 1600/100

Установка ППУА оснащена парогенератором, водяной, топливной и воздушной системой, приводом с трансмиссией, кузовом, электрооборудованием и вспомогательными узлами. Монтаж оборудования установки происходит на раме, которая закреплена на шасси высокой проходимости, и оборудована металлической кабиной, предохраняющей от природных осадков и пыли. Основное оборудование в качестве привода использует двигатель автомобиля, при этом управлять установкой можно из кабины.

Парогенераторные установки УПГ-60/16М, УПГ-50/6М (рисунок 3.2) предназначены для паротеплового воздействия на пласт с целью увеличения коэффициента нефтеотдачи.

Рисунок 3.2 - Принципиальная схема парогенераторной установки УПГ-50/6М: 1 - дроссельное устройство; 2 - парогенератор; 3 - подогреватель топлива; 4 - дутьевой вентилятор; 5 - подогреватель воздуха; 6 - топливный насос; 7 - деаэратор; 8 - охладитель деаэрированной воды; 9 - электронасосный агрегат; 10 - сульфоугольный фильтр; 11 - насос химочищенной воды; 12 - бак химочищенной воды; 13 - насос исходной воды; 14 _ подогреватель исходной воды; 15 - фильтр химводоочистки

Котловидные агрегаты установки способны работать от природного газа и жидкого топлива. Чтобы предупредить образование накипи, вода, которая попадает на нагревающие части, проходит очищение и обессоливание посредством специальных фильтров. В существующих условиях передвижные генераторы, вырабатывающие пар, применяют достаточно редко. В основном их используют только там, где иные технологии не могут применяться по техническим причинам.

Агрегаты АДПМ предназначаются для проведения депарафинизации скважин посредством закачки в скважину горячей нефти. Монтаж агрегата проводится на автомобильном шасси и оснащен нагревателем нефти, нагнетательным насосом, системами подачи воздуха и тепла, системой автоматического управления и контрольно-измерительными приборами, а также технологическими и вспомогательными трубопроводами. Основное оборудование, с размещенными на нем основными контрольно-измерительными приборами, с помощью которых можно управлять работой агрегата, в качестве привода также использует двигатель автомобиля.

Принцип работы АДПМ заключается в выкачивании насосом нефти из автоцистерн, и ее прокачки под давлением через систему нагревания и далее в скважину. После попадания в скважину горячая нефть расплавляет парафиновые отложения и переносит их в промысловую систему по сбору продукции.

Во время работы агрегата оператор должен поддерживать оптимальный режим его работы на данной передаче, контролируя нормальное функционирование систем агрегата по приборам и внешним осмотрам. Температура нагрева нефти не должна превышать 150°С, а давление, развиваемое агрегатом, максимальных значений для данного режима работы.

4. ТЕХНИКА БЕЗОПАСНОСТИ ПРИ РАБОТЕ С ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ ТРУБОПРОВОДАМИ ПОД ДАВЛЕНИЕМ ПРИ ПРОВЕДЕНИИ КРС

Обслуживание трубопроводов следует производить в соответствии с проектом и нормативно-технической документацией по промышленной безопасности.

Лица, осуществляющие обслуживание трубопроводов, проходят подготовку и аттестацию в установленном порядке.

По каждой установке (цеху, производству) составляется перечень трубопроводов и разрабатывается эксплуатационная документация.

На все трубопроводы высокого давления [свыше 10 МПа (100 кгс/см²)] и трубопроводы низкого давления [до 10 МПа (100 кгс/см²) включительно] категорий I, II, III, а также трубопроводы всех категорий, транспортирующие вещества при скорости коррозии металла трубопровода 0,5 мм/год, составляется паспорт установленного образца.

Паспорт на трубопровод хранится в установленном порядке.

Для трубопроводов на каждой установке следует завести эксплуатационный журнал.

Технологические трубопроводы, работающие в водородсодержащих средах, необходимо периодически обследовать с целью оценки технического состояния.

Для трубопроводов высокого давления следует вести книгу учета периодических испытаний.

На трубопроводах из углеродистой и кремнемарганцовистой стали с рабочей температурой 400°С и выше, а также трубопроводах из хромомолибденовой (рабочая температура 500°С и выше) и из высоколегированной аустенитной стали (рабочая температура 550°С и выше) следует осуществлять контроль за ростом остаточных деформаций в установленном порядке.

В период эксплуатации трубопроводов следует осуществлять постоянный контроль за состоянием трубопроводов и их элементов (сварных швов, фланцевых соединений, арматуры), антикоррозионной защиты и изоляции, дренажных устройств, компенсаторов, опорных конструкций и т.д. с записями результатов в эксплуатационном журнале.

Контроль безопасной эксплуатации трубопроводов осуществляется в установленном порядке.

При периодическом контроле следует проверять:

1)техническое состояние трубопроводов наружным осмотром и, при необходимости, неразрушающим контролем в местах повышенного коррозионного и эрозионного износа, нагруженных сечений и т.п.;

2)устранение замечаний по предыдущему обследованию и выполнение мер по безопасной эксплуатации трубопроводов;

3)полноту и порядок ведения технической документации по обслуживанию, эксплуатации и ремонту трубопроводов.

Трубопроводы, подверженные вибрации, а также фундаменты под опорами и эстакадами для этих трубопроводов в период эксплуатации должны тщательно осматриваться с применением приборного контроля за амплитудой и частотой вибрации. Максимально допустимая амплитуда вибрации технологических трубопроводов составляет 0,2 мм при частоте вибрации не более 40 Гц.

Выявленные при этом дефекты подлежат устранению.

Сроки осмотров в зависимости от конкретных условий и состояния трубопроводов устанавливаются в документации, но не реже одного раза в 3 месяца.

Наружный осмотр трубопроводов, проложенных открытым способом, при периодических обследованиях допускается производить без снятия изоляции. В необходимых случаях проводится частичное или полное удаление изоляции.

Наружный осмотр трубопроводов, уложенных в непроходимых каналах или в земле, производится путем вскрытия отдельных участков длиной не менее 2 м. Число участков устанавливается в зависимости от условий эксплуатации.

Если при наружном осмотре обнаружены неплотности разъемных соединений, давление в трубопроводе должно быть снижено до атмосферного, температура горячих трубопроводов - до плюс 60°С, а дефекты устранены с соблюдением необходимых мер безопасности.

При обнаружении дефектов, устранение которых связано с огневыми работами, трубопровод должен быть остановлен, подготовлен к проведению ремонтных работ в соответствии с нормативно-технической документацией по промышленной безопасности.

При наружном осмотре проверяется вибрация трубопроводов, а также состояние:

- изоляции и покрытий;

- сварных швов;

- фланцевых и муфтовых соединений, крепежа и устройств для установки приборов;

- опор;

- компенсирующих устройств;

- дренажных устройств;

- арматуры и ее уплотнений;

- реперов для замера остаточной деформации;

- сварных тройниковых соединений, гибов и отводов.



Заключение

В данной курсовой работе было проведено два вида расчетов: машинного времени на подъем НКТ при разных скоростях подъема, а также потребной длины талевого каната. В результате первого расчета, мы приходим к такому выводу, что чем больше скорость вращения барабана лебедки, тем меньше времени необходимо на подъем одной НКТ. А соответственно, результаты второго расчета дают нам представление о длине талевого каната, который потребуется для оснастки талевой системы с вышкой высотой 38,7 метра.

Также, некоторые вопросы посвящены изучению технологии проведения тепловой обработки скважин при ведении КРС, и оборудованию, необходимому для тепловых обработок. Рассмотрена и изучена техника безопасности при работе с технологическими трубопроводами под давлением.

Размещено на Allbest.ru

...