Организация работ на Вольновском нефтяном месторождении Саратовской области

Размещено на http://www.allbest.ru

СОДЕРЖАНИЕ

1. Введение

1.1 Общие сведения о месторождении и участке недр

2. Геологический раздел

2.1 Тектоника

2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

2.3 Коллекторские свойства пластов

2.4 Физико-химические свойства флюидов

3. Технико-технологический раздел

3.1 Анализ и обоснование способов и режимов эксплуатации скважин и применяемого внутрискважинного оборудования

3.2 Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин и борьбы с ними

3.3 Анализ и обоснование технологии и технических решений организации системы внутрипромыслового сбора, подготовки и учета продукции.

3.4 Обоснование геологических объектов и конструкции поглощающих скважин для утилизации попутно добываемых вод

3.5 Варианты мероприятий по использованию и утилизации попутного нефтяного газа, в том числе для целей повышения нефтеотдачи

4. Охрана окружающей среды

4.1 Мероприятия по рациональному использованию и охране недр и окружающей среды

5. Охрана труда и противопожарная безопасность

5.1 Мероприятия по безопасному ведению работ, связанных с пользованием недр и окружающей среды



1. ВВЕДЕНИЕ

Вольновское нефтяное месторождение Саратовской области открыто в 1962 г. Промышленная нефтеносность установлена в терригенных отложениях бобриковского горизонта на трех обособленных поднятиях (залежах): Вольновской, Южно-Вольновской и Южно-Турковской, а так же в карбонатных отложениях черемшано-прикамского горизонта и серпуховско-окского комплекса пород на Южно-Вольновском поднятии.

В 1993 г. месторождение введено в разработку, которую осуществлял Укрупненный Нефтегазодобывающий Промысел, впоследствии разработка продолжена ОАО «Нефть». В эксплуатацию была введена только одна скважина на Вольновской залежи.

В 2001 г. право на добычу нефти и сопутствующих компонентов на Вольновском месторождении передано ЗАО «Вольновскнефть».

В пределах месторождения пробурено 18 поисковых и разведочных скважин, из них 8 ликвидированы по геологическим причинам. В добывающем фонде по состоянию на 01.01.2011 г. находятся пять скважин: по одной на Вольновской и Южно-Турковской залежах, три на Южно-Вольновской залежи. Эксплуатация скважин ведется механизированным способом с помощью штанговых глубинных насосов (ШГН).

Технологические проектные документы и подсчет запасов нефти и растворенного газа выполнялись неоднократно на разных стадиях изученности месторождения.

Разработка залежей бобриковского горизонта предусматривалась горизонтальными скважинами на естественном упруговодонапорном режиме. Основные положения и технологические показатели:

- фонд скважин для бурения - 10 горизонтальных боковых стволов;

- проектные уровни добычи в 2010 г.: нефти - 29,7 тыс. т, жидкости - 64,7 тыс. т;

- максимальный отбор нефти - 57,9 тыс. т достигается в 2012 г.

По состоянию на 01.01.2011 г. проектные решения выполнены не в полном объеме. Пробурена и введена в эксплуатацию одна вертикальная скважина и одна скважина выведена из ликвидированного фонда на Южно-Вольновской залежи. В 2010 г. по месторождению отобрано 21,2 тыс. т нефти и 65,3 тыс. т жидкости. В добывающем фонде находятся пять скважин: по одной на Вольновской и Южно-Турковской залежах, три на Южно-Вольновской залежи.

В 2011 г. ООО НСК «ГЕОПРОЕКТ» выполнен «Оперативный подсчет запасов нефти и растворенного газа продуктивных пластов Южно-Вольновской залежи Вольновского месторождения». Основанием для оценки запасов послужили результаты интерпретации сейсморазведочных работ МОГТ 3D, бурение и опробование одной скважины, петрофизические исследования керна. В результате пересчитаны запасы бобриковского горизонта, выявлены новые продуктивные объекты серпуховско-окского комплекса и черемшано-прикамского горизонта.

На 01.01.2011 г. Роснедра утверждены начальные запасы нефти бобриковского горизонта по категории С₁ в количестве 1739 тыс. т геологических и 518 тыс. т извлекаемых при КИН - 0,298 д. ед. В том числе: по Вольновской залежи геологические/извлекаемые запасы нефти составляют 467/135 тыс. т при КИН - 0,290 д. ед., по Южно-Вольновской залежи - 634/236 тыс. т при КИН - 0,372 д. ед. и по Южно-Турковской - 638/147 тыс. т при КИН - 0,230 д. ед. Запасы нефти новых отложений серпуховско-окского комплекса и черемшано-прикамского горизонта оценены по категории С₂ в количестве (геологические/извлекаемые): 22/5 тыс. т и 27/6 тыс. т. соответственно, при КИН - 0,236 д. ед. для обоих пластов. скважина нефтяной газ

За весь срок эксплуатации Вольновского месторождения добыто 93,5 тыс. т нефти, степень выработанности 18 %, обводненность - 68 %, текущий коэффициент нефтеизвлечения 0,054. Темп отбора нефти за 2010 г. составил 4 % от начальных извлекаемых запасов.

1.1 Общие сведения о месторождении и участке недр

Вольновское месторождение расположено на правом берегу р. Волга на территории Вольновского лицензионного участка ЗАО «Вольновскнефть».

В административном отношении месторождение расположено на территории Калининского района Саратовской области, в 120 км западнее г. Саратова и в 50 км северо-западнее г. Жирновск Волгоградской области (рисунок 1.1).

Непосредственно на территории месторождения населённые пункты не располагаются. Ближайшим населённым пунктом является с. Орловка в 2 км к юго-западу от лицензионного участка.

Дорожная сеть представлена магистральной автодорогой, грейдерными дорогами с твёрдым покрытием, грунтовыми дорогами, которые становятся труднопроходимыми в межсезонье. Ближайшие станции железной дороги находятся в городах Калининск, Аткарск, Саратов.

Магистральные нефтегазопроводы по территории Вольновского лицензионного участка не проходят, развита сеть местных газопроводов, которые используются для обеспечения природным газом населённых пунктов.

Электроснабжение нефтяного промысла осуществляется от Саратовской ГЭС по линиям электропередач.

Ближайшие разрабатываемые месторождения находятся на территории Волгоградской области: нефтегазовые Клёновское и Бахметьевское, газовое Лемешкинское и нефтяное Жирновское.

Район не сейсмичен. Рельеф местности характеризуется холмисто-равнинной поверхностью с развитой сетью балок и оврагов. Растительный покров местности представлен небольшими лесными массивами, рощами, лесопосадками.

Климат района резко континентальный с холодной зимой и сухим, жарким летом. В январе, самом холодном месяце года, среднемесячная температура воздуха составляет минус 17 єС (минимум -40 єС). Снеговой покров достигает 50 см и держится до середины апреля. Глубина промерзания почвы - 2 м. Отопительный сезон - 173 суток. Летом в июле-августе температура воздуха достигает плюс 40 єС. Среднегодовая температура воздуха составляет плюс 4 єС. Общее среднегодовое количество осадков 200-400 мм.



Рисунок 1.1 Обзорная схема района расположения Вольновского месторождения



2. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Стратиграфия

Стратиграфическая разбивка разреза скважин, пробуренных на Вольновском месторождении, произведена на основе «Системы стратиграфического расчленения осадочного чехла», утверждённой Поволжской секцией регионального межведомственного стратиграфического комитета в 1998 г..

На площади работ скважинами глубокого бурения вскрыты отложения девонской, каменноугольной, юрской, меловой, неогеновой и четвертичной систем. Скв. 9 Вольновская при забое 2760 м вскрыла отложения протерозоя на глубине 2746 м.

Сводный литолого-стратигафический разрез приведен на рисунке 2.1.

Ниже приведена краткая литолого-стратиграфическая характеристика вскрытых отложений.

ПРОТЕРОЗОЙСКАЯ АКРОТЕМА (PR)

(Рифейская группа)

Литологически представлена песчаниками от светло-серого до красновато-бурого цвета, тонкозернистыми, очень плотными. Вскрытая толщина 10 м.

ПАЛЕОЗОЙСКАЯ ЭРАТЕМА (PZ)

Девонская система (D)

Вскрытый разрез девонских отложений на данной территории представлен нижним, средним и верхним отделами.

Нижний отдел (D₁)

Нижнедевонские отложения представлены эмсским ярусом в полном составе.

Нерасчлененные такатинский и вязовский горизонты (D₁tk+vz) представлены толщей аргиллитов с прослоями мергелей. Толщина 103 м.

Отложения койвенского горизонта (D₁kv) представлены толщей аргиллитов с подчиненными прослоями песчаников, мергелей и глин. Толщина 65 м.

Средний отдел (D₂)

Среднедевонские отложения представлены эйфельским и живетским ярусами.

Эйфельский ярус (D₂ef)

Отложения эйфельского яруса на изучаемой территории представлены в полном объеме - бийским, клинцовским, мосоловским и черноярским горизонтами.



Рисунок 2.1 Литолого-стратиграфический разрез Вольновского месторождения

Нерасчлененные бийский и клинцовский горизонты (D₂bs+kl) сложены аргиллитами с прослоями песчаников, известняков, мергелей и глин. Толщина 98 м.

Мосоловский горизонт (D₂ms) сложен известняками серыми, темно-серыми, плотными, массивными, в различной степени глинистыми, с прослоями аргиллитов плотных, темно-серых. Толщина 57 м.

Отложения черноярского горизонта (D₂иja) представлены аргиллитами серыми, буровато-серыми, зеленовато-серыми, тонкослоистыми, с прослоями глин, имеют многочисленные отпечатки растительных остатков. Толщина 39 м.

Живетский ярус (D₂zv)

Отложения живетского яруса на данной территории представлены в полном объеме: воробьевским, ардатовским и муллинским горизонтами.

Воробьевский горизонт (D₂vb) представлен терригенными отложениями - переслаиванием песчаников и аргиллитов. В верхней части преобладают алевролиты серые, темно-серые и прослои известняков. Толщина горизонта 157-193 м.

Ардатовский горизонт (D₂ar) представлен двумя литологическими пачками. Нижняя пачка сложена аргиллитами, алевролитами и песчаниками. Песчаники разнозернистые, желтовато-серые, кварцевые, местами глинистые. Аргиллиты темно-серые, тонкослоистые, плотные, местами песчанистые. Верхняя пачка сложена известняками серыми, нередко органогенно-рифогенными. Толщина 47-60 м.

Муллинский горизонт (D₂ml) представлен аргиллитами серыми, темно-серыми, плотными, тонкослоистыми, оскольчатыми, с прослоями, обогащенными песчаным материалом. В средней части горизонта находится пласт известняка, средней толщиной около 10 м. Известняк светло-серый, местами сильно глинистый, кое-где встречаются отпечатки створок раковин. Кровля горизонта является региональным репером. Толщина 77 м.

Верхний отдел (D₃)

Представлен терригенно-карбонатными и карбонатными образованиями франского и фаменского ярусов.

Франский ярус (D₃f)

Представлен отложениями тиманского, пашийского, семилукского, саргаевского, петинского, воронежского и евлановско-ливенского горизонтов.

Нижний подъярус (D₃f₁)

Коми надгоризонт (D₃km)

Пашийский + тиманский горизонты (D₃pљ+tm) представлены песчаниками с прослоями алевролитов и аргиллитов. Песчаники серые, кварцевые, в различной степени глинистые, косослоистые, с пиритовыми стяжениями, с растительными остатками, слабослюдистые. Толщина 215-220 м.

Средний подъярус (D₃f₂)

Саргаевский + семилукский горизонты (D₃sr+sm) представлены плотными известняками, пелитоморфными с маломощными прослоями известняковистых глин и алевролитов, мергелей и доломитизированных известняков. Толщина 90-124 м.

Петинский + воронежский горизонты (D₃pt+vr) представлены плотными известняками, c подчиненными прослоями глин и плотных доломитов. Толщина 100-120 м.

Воронежский + евлановско-ливенский горизонты (D₃vr+ev-lv). Отложения представлены известняками мелкокристаллическими и доломитами плотными. Толщина 105 -120 м.

Фаменский ярус (D₃fm)

Задонский + елецкий горизонты, лебедянский + данковский горизонты (D₃zd+el+ lb+dn) представлены известняками светло-серыми, участками с коричневатым оттенком, слабо-окремнелыми, плотными, массивными, не слоистыми, местами с глинистыми прослоями. Иногда доломиты - светло-серые, плотные, кавернозные. Толщина 209-231 м.

Заволжский надгоризонт (D₃zv) представлен известняками светло-коричневыми, серыми с коричневатым оттенком, тонкокристаллическими, плотными, крепкими. Видны трещины неправильной формы, заполненные аргиллитом. Толщина 49-61,5 м.



Каменноугольная система (С)

Отложения каменноугольной системы представлены нижним и средним отделами.

Нижний отдел (C₁)

Подразделяется на три яруса: турнейский, визейский и серпуховский.

Турнейский ярус (С₁t)

Нижний подъярус (С₁t₁)

Ханинский надгоризонт (hn)

Малевский горизонт (С₁ml) сложен известняками серыми, тонкокристаллическими, плотными, участками трещиноватыми, кавернозными. Толщина 5-9 м.

Упинский горизонт (С₁up) представлен глинистыми известняками, участками трещиноватыми, серыми, мелкокристаллическими, с прослоями аргиллитов серых, слоистых, с отпечатками остатков флоры и фауны. Толщина 38-42 м.

Верхний подъярус (С₁t₂)

Шуриновский надгоризонт (иr)

Черепетский + кизеловский горизонты (С₁иr+kz). Известняки серые, органогенно-обломочные, трещиноватые, участками доломитизированные, с редкими включениями пирита, с отпечатками остатков фауны. Толщина 13- 33 м.

Визейский ярус (С₁v)

Нижний подъярус (С₁v₁)

Кожимский надгоризонт (kz)

Бобриковский горизонт (С₁bb) представлен песчаниками светло-серыми, кварцевыми, мелкозернистыми, с прослоями аргиллитов и глин серых, плотных, слоистых, слюдистых, сланцеватых, с остатками флоры и фауны. С песчаными отложениями бобриковского горизонта связана промышленная нефтеносность. Толщина 17-32 м.



Верхний подъярус (С₁v₂)

Окский надгоризонт (ok)

Тульский горизонт (С₁tl) сложен аргиллитами и глинами темно-серыми, жирными, слоистыми, с включениями пирита и отпечатками животных и растительных остатков, с маломощными прослоями песчаника светлого, плотного, мелкозернистого. В кровле и подошве горизонта залегают пласты известняка плотного, мелкокристаллического. Толщина 52-70 м.

Алексинский горизонт (С₁al). Известняки светло-серые, мелко- и среднекристаллические, плотные с подчиненными прослоями глин известковистых. Толщина 13-17 м.

Михайловский + веневский горизонты (С₁mh+vn). Известняки плотные, крепкие, прослоями доломитизированные и глинистые. В верхней части - прослои глин известковистых. Толщина 87-92 м.

Серпуховский ярус (С₁s)

По литологическому составу отложения яруса представлены известняками мелкокристаллическими, плотными, крепкими, с включениями кальцита, прослоями доломитизированными, с прослоями известковистых глин.

С карбонатными коллекторами серпуховского-окского возраста связаны нефтепроявления в виде сгустков нефти при испытании. Толщина 87-100 м.

Средний отдел (C₂)

Представлен карбонатными и терригенно-карбонатными образованиями башкирского и московского ярусов.

Башкирский ярус (С₂b)

Прикамский + черемшанский горизонты (С₂pk+иm) представлены известняками серыми, мелкокристаллическими, крепкими, участками трещиноватыми, пористыми, с включениями кальцита. С карбонатными коллекторами связаны нефтепроявления в виде сгустков нефти при испытании. Толщина 21-32 м.

Мелекесский горизонт (С₂mk) сложен аргиллитами серыми, плотными, слюдистыми, с прослоями алевролитов, с редкими слоями песчаников. В нижней части горизонта выделяется пачка известняков плотных, мелкокристаллических, трещиноватых. Толщина 32-45 м.

Московский ярус (С₂m)

Нижний подъярус (С₂m₁)

Верейский горизонт (С2vr). По литологическому признаку делится на две пачки. Верхняя пачка сложена аргиллитами серыми, слюдистыми, плотными. В составе верхней пачки находится прослой известняка.

Нижняя пачка представлена песчаниками полимиктовыми, средней крепости с прослоями аргиллитов. Толщина 154 м.

Каширский горизонт (С₂ks) сложен известняками и разделен на две пачки. Нижняя пачка представлена плотными известняками, местами окремнелыми. Верхняя - известняками глинистыми, среднезернистыми. Толщина 74-82 м.

Верхний подъярус (С₂m₂)

Подольский горизонт (С₂pd) представлен известняками серыми, среднезернистыми, с прослоями доломитов крепких, трещиноватых. Толщина 120-128 м.

Мячковский горизонт (С₂mи) сложен известняками светло-серыми, мелкокристаллическими, плотными, участками трещиноватыми, прослоями доломитизированными. Толщина 19-100 м.

МЕЗОЗОЙСКАЯ ЭРАТЕМА (MZ)

В состав мезозойской эратемы входят юрская и меловая системы. С резким стратиграфическим несогласием залегает на отложениях среднекаменноугольного яруса.

Юрская система (J)

В отложениях преобладают глины темно-серые, плотные, известковистые. Выше по разрезу - переслаивание глин и глинистых алевритов. В верхней части выделяются прослои мелкозернистых мучнистых песков и слабосцементированных песчаников. Толщина 107-200 м.

Меловая система (K)

Отложения представлены известковистыми песчаниками и глинами, с прослоями песков и алевролитов. Встречаются прослои доломитов. Толщина 240-279 м.

КАЙНОЗОЙСКАЯ ЭРАТЕМА (KZ)

В состав кайнозойской эратемы входят неогеновая и квартер системы.

Неогеновая система (N)

Представлена отложениями акчагыльского аруса плиоценового отдела.

Плиоценовый отдел (N₂)

Акчагыльский ярус (N₂a)

Отложения неогена залегают трансгрессивно на размытой поверхности меловых отложений и представлены песками серыми, зеленовато-серыми, разнозернистыми, с прослоями глин темно-серых, известковистых. Толщина 106 м.

Квартер система (Q)

Представлена суглинками темно-бурыми, плотными, известковистыми с галькой, песками и супесями. Толщина 20 м.

2.2 Тектоника

Вольновский лицензионный участок в структурном плане представляет собой моноклиналь, осложненную структурным «носом» и в его пределах локальными поднятиями, а в южной части площади седиментационными структурами. В региональном тектоническом плане Вольновский участок расположен в зоне сочленения Воронежской антиклизы и Рязано-Саратовского прогиба и приурочен к Баландинскому валу (рисунок 2.2).

Ртищевско-Баландинский вал расположен к востоку от Аркадакской впадины и имеет северо-западное простирание на севере и почти меридиональное на юге. Крутые склоны обращены на запад в сторону Аркадакской впадины, пологие - на восток к Аткарской и Карамышской впадинам. Амплитуда вала достигает 200 м.

По меловым отложениям поднятие представляет собой ассиметричную брахиантиклиналь северо-западного простирания, свод которой оконтурен изогипсой +30 м и имеет форму овала размером 5,6 х 1,3 км. Северо-восточное крыло относительно пологое, юго-западное крутое. По более глубоким горизонтам поднятие представляет собой брахиантиклиналь с флексурообразным западным крылом, свод, который смещен относительно его положения по верхним отложениям в меридиальном направлении.

По отложениям продуктивного бобриковского горизонта брахиантиклиналь имеет крутое юго-западное и пологое северо-восточные крылья, свод его в районе скв. 5 и 14 оконтурен изогипсой минус 895 м, в районе скв. 12 изогипсой минус 1020 м. В целом по площади наблюдается погружение слоев в юго-восточном направлении. На фоне погружения установлены три пологие поднятия широтного распространения, расположенные уступами.

Каждому поднятию по бобриковскому горизонту соответствует самостоятельная залежь нефти с различными ВНК (с севера на юг).



Рисунок 2.2 Схема тектонического районирования Вольновского месторождения

2.3 Свойства и состав пластовых флюидов

Бобриковский горизонт

Свойства и состав нефтей залежей бобриковского горизонта Вольновского месторождения в стандартных условиях определялись по поверхностным пробам, отобранным в скв. 5 (Вольновская залежь), скв. 1, 14 (Южно-Вольновская залежь), скв. 12 (Южно-Турковская залежь).

Свойства нефти в пластовых условиях изучены по ряду глубинных проб, отобранных в скв. 5 (две пробы: 2005 г. и 2008 г.), скв. 1 (одна проба в 2010 г.), скв. 14 (одна проба в 2011 г.), скв. 12 (одна проба в 2008 г.). Таким образом, на каждой из залежей Вольновского месторождения отобраны пробы пластовой нефти: на Вольновской и Южно-Вольновской залежах по две пробы, на Южно-Турковской залежи одна проба. При этом все пробы взяты на залежах после значительного (несколько лет) срока их разработки, пробы нефти, отобранные в начальный период разработки, отсутствуют.

Согласно результатам анализов пластовая нефть Вольновской залежи имеет плотность 869 кг/м³, динамическую вязкость 25 мПа*с, газосодержание 2,96 м³/т, давление насыщения 1,28 МПа, объемный коэффициент 1,011, коэффициент объемной упругости 4,92*10^-4 МПа^-1.

Дегазированная нефть этих же проб характеризуется плотностью 877 кг/м³. Кинематическая вязкость при 20 єС составляет 42,7•10^-6 м²/с (сСт), динамическая 37,4 мПа*с. Нефть высоковязкая, тяжелая, малосернистая, парафинистая, малосмолистая.

Нефтяной газ имеет плотность в стандартных условиях 0,792 кг/м³, плотность относительно воздуха 0,657.

Пластовая нефть Южно-Вольновской залежи имеет плотность 861 кг/м³, динамическую вязкость 17,8 мПа*с, газосодержание 1,7 м³/т, давление насыщения 1,01МПа, объемный коэффициент 1,009, коэффициент объемной упругости 1,31*10^-4 МПа^-1.

Дегазированная нефть этой залежи характеризуется плотностью 868 кг/м³. Кинематическая вязкость при 20 єС составляет 26,4•10^-6 м²/с (сСт), динамическая 22,9 мПа*с. Нефть вязкая, тяжелая, малосернистая, парафинистая, малосмолистая.

Нефтяной газ имеет плотность в стандартных условиях 0,780 кг/м³, плотность относительно воздуха 0,647.

Свойства пластовой нефти Южно-Турковской залежи исследованы по глубинной пробе из скв. 12, отобранной в феврале 2008 г. Согласно отчету, текущее пластовое давление в Южно-Турковской залежи (скв. 12) составило в тот момент 1,44 МПа, пластовая температура была равна 34,5 єС.

По результатам анализа полученной пробы пластовая нефть имеет плотность 853 кг/м³, динамическую вязкость 8 мПа*с, газосодержание при однократном разгазировании 1,43 м³/т, объемный коэффициент 1,009, коэффициент объемной упругости 1,02*10^-4 МПа^-1. Давление насыщения 0,78 МПа.

Сепарированная нефть Южно-Турковской залежи имеет плотность 860 кг/м³. Кинематическая вязкость при 20 єС составляет 15,21*10^-6 м²/с (сСт), динамическая 13,08 мПа·с. Нефть характеризуется повышенной вязкостью, тяжелая, малосернистая, парафинистая, малосмолистая.

Нефтяной газ Южно-Турковской залежи имеет плотность в стандартных условиях 0,950 кг/м³, плотность относительно воздуха 0,788.

Продуктивный пласт окско-серпуховского возраста

При испытании методом ИПТ отложений окско-серпуховского возраста в интервале глубин 999,2-1008,8 м в скв. 104 получен фильтрат бурового раствора со сгустками вязкой нефти [9]. Полученный флюид был проанализирован в лаборатории ООО «Сиам Мастер». Согласно результатам анализа, сепарированная нефть имеет плотность 867 кг/м³. Кинематическая вязкость при 20 єС составляет 8,05*10^-6 м²/с (сСт), динамическая 6,98 мПа·с. Нефть тяжелая, малосмолистая, парафинистая, малосернистая.

При подсчете запасов [9] объемный коэффициент и газосодержание нефти приняты по аналогии с одновозрастными отложениями месторождений Саратовской и Волгоградской областей. Значения этих параметров составили: объемный коэффициент 1,015, газосодержание 8,8 м³/т.

Продуктивный пласт черемшано-прикамского возраста

При испытании методом ИПТ отложений черемшано-прикамского возраста в интервале глубин 834,8-838,2 м в скв. 104 получен фильтрат бурового раствора со сгустками вязкой нефти [9]. Полученный флюид был проанализирован в лаборатории ООО «Сиам Мастер». Согласно результатам анализа, сепарированная нефть имеет плотность 871 кг/м³. Кинематическая вязкость при 20 єС составляет 14,23*10^-6 м²/с (сСт), динамическая 12,39 мПа·с. Нефть тяжелая, малосмолистая, парафинистая, сернистая.

При подсчете запасов [9] объемный коэффициент и газосодержание нефти приняты по аналогии с одновозрастными отложениями месторождений Саратовской и Волгоградской областей. Объемный коэффициент принят равным 1,01, газосодержание - 2,9 м³/т.

Свойства пластовых нефтей по залежам приведены в таблице 2.9, свойства дегазированных нефтей - в таблицах 2.10-2.11, компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефтей - в таблице 2.12.

Химический состав и свойства пластовых вод бобриковского горизонта Вольновского месторождения изучен по многочисленным пробам пластовой воды, отобранным во всех действующих скважинах (скв. 5, 1, 14, 104, 12). Пластовые воды бобриковского горизонта Вольновской и Южно-Вольновской залежей близки по своим характеристикам, их плотность в стандартных условиях составляет соответственно 1089 кг/м³ и 1090 кг/м³, общая минерализация 127,3 г/л и 125,7 г/л. Для Южно-Турковской залежи характерны пластовые воды несколько тяжелее и с большей минерализацией: плотность 1109 кг/м³, общая минерализация 155,7 г/л.

Из вышележащих продуктивных горизонтов окско-серпуховского и черемшано-прикамского возрастов также отбирались пробы пластовых вод. Проанализировано по одной пробе из каждого продуктивного пласта. Воды отложений окско-серпуховского возраста характеризуются плотностью 1065 кг/м³, общей минерализацией 94,1 г/л. Проба из черемшано-прикамских отложений была отобрана в процессе ИПТ, и отобранная вода явно имеет техногенное происхождение.

По классификации В.А. Сулина пластовые воды всего месторождения относятся к хлоркальциевому типу.

Результаты исследований состава и свойств пластовых вод по залежам Вольновского месторождения приведены в таблице 2.3.

2.4 Сводная геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Фильтрационно-емкостные свойства продуктивных отложений бобриковского горизонта Вольновского месторождения изучены по данным исследований керна, по материалам геофизических (ГИС) и гидродинамических (ГДИ) исследований скважин.

Освещенность керном слабая. Свойства продуктивного горизонта изучены только по образцам одной скважины на Южно-Вольновском поднятии. Вольновская и Южно-Турковская залежи керновыми исследованиями не освещены.

Для оценки пористости и нефтенасыщенности пластов-коллекторов бобриковского горизонта Вольновской и Южно-Турковской залежей использовались обобщенные петрофизические зависимости для тульских и бобриковских песчаников Волгоградской области.

Стандартный комплекс ГИС проведен во всех скважинах Вольновского месторождения.

Значение коэффициента проницаемости продуктивного горизонта принято по результатам ГДИ скважин, которые проводились периодически по всему действующему фонду.

Фильтрационно-емкостные свойства пласта Вольновской залежи характеризуются пористостью 0,21 д. ед., нефтенасыщенностью 0,80 д. ед., проницаемостью - 0,937 мкм².

Согласно результатам интерпретации ГИС на основе петрофизических исследований керна коэффициент нефтенасыщенности Южно-Вольновской залежи составил 0,84 д. ед. Коэффициент пористости принят равным 0,19 д. ед. по сравнительному анализу лабораторных исследований керна и материалов ГИС. Коэффициент проницаемости принят равным 0,937 мкм².

Фильтрационные параметры пласта Южно-Турковской залежи характеризуются пористостью 0,21 д. ед., нефтенасыщенностью 0,80 д. ед., проницаемостью - 0,365 мкм².

Фильтрационно-емкостные свойства отложений окско-серпуховского и черемшано-прикамского возраста (пористость, нефтенасыщенность) приняты по ГИС. Пористость и проницаемость окских отложений оценены по данным исследований керна (по 3 образца).

Фильтрационно-емкостные свойства продуктивных отложений черемшано-прикамского горизонтов и серпуховско-окского комплекса слабо изучены, большинство параметров при подсчете запасов принято по месторождениям аналогам. Для составления геолого-физической характеристики этих залежей требуется доразведка и доизучение.



3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

3.1 Анализ и обоснование способов и режимов эксплуатации скважин и применяемого внутрискважинного оборудования

Основными критериями выбора способа эксплуатации месторождения являются:

- заданные отборы нефти и жидкости по скважинам, обусловленные оптимальными условиями разработки месторождения;

- достаточная надёжность применяемого способа эксплуатации на данном месторождении, обеспечивающего приемлемый межремонтный период работы скважин.

Кроме того, в выборе способа эксплуатации должны учитываться:

- физико-химические свойства нефти и водонефтяной эмульсии, их коррозионная характеристика, газовый фактор, давление насыщения нефти газом;

- профиль скважины, глубина забоя, диаметр эксплуатационной колонны;

- режим работы месторождения во времени, пластовое давление.

Анализ возможных способов эксплуатации скважин Вольновского месторождения показал, что заданным критериям в наибольшей степени удовлетворяют механизированные установки скважинных штанговых насосов (УСШН).

Режим эксплуатации и тип оборудования выбирается с учётом следующих основных требований.

1. При выборе типа приоритетом пользуются штанговые вставные насосы; при наличии осложняющих условий (отложения парафина, солей, коррозионность среды) - невставные насосы.

2. Искривления ствола скважины в месте установки насоса не должны превышать 2є на 10 м; угол наклона должен быть не более 42є. В противном случае глубина подвески насоса должна быть уменьшена шагом, соответствующим шагу инклинограммы.

3. Заданная подача насоса обеспечивается наибольшей длиной хода станка-качалки, наименьшим диаметром насоса и частотой качаний.

Соблюдение приведённых требований способствует снижению числа текущих ремонтов, уменьшению нагрузок на станок-качалку и напряжений на штангах, установке более лёгкого оборудования в скважину и меньшему расходу энергии.

Для наклонно-направленных и горизонтальных скважин рекомендуется применение электрогидроприводного диафрагменного насоса (ЭГПДН), разработанного и запатентованного ООО «РАМ». ЭГПДН является насосным агрегатом, позволяющим вести добычу высоковязкой нефти с механическими примесями до 60 г/л из искривленных и наклонных скважин, позволяет снизить затраты на электроэнергию до 50 % по сравнению с ШГН и не требует вложений в строительство фундаментов под наземное оборудование, принципиально необходимое для работы штанговых насосов, КПД насоса достигает 60 %.

По состоянию на 01.01.2011 г. в добывающем фонде числятся пять скважин. Добыча ведется механизированным способом с помощью штанговых глубинных насосов (ШГН). В настоящий момент достигнуты оптимальные параметры конструкции лифта для отбора жидкости: диаметры насосов, глубины спусков насосов и НКТ, число качаний и длины ходов. Конструкции лифта, а также рабочие параметры СКН скважин Вольновского месторождения приведены в таблице 3.1.1



Таблица 3.1.1 - Конструкции лифта и параметры СКН скважин Вольновского месторождения

№ скв	Интервал перфорации	НКТ	Глубинный насос	Параметры СКН
		Глубина спуска, м	D, мм	Глубина спуска, м	D, мм	Число качаний	Длина хода, м
5	1111-1117	1096,0	73	1067,0	57	5,4	2,98
12	1219-1231	1287,0	73	1276,0	44	3,9	2,98
14	1115-1124	1112,5	73	1075,0	57	6,0	2,98
1	1125-1130	1076,0	73	1082,0	57	6,0	2,98
104	1121,4-1126	1001,0	73	949,3	57	6,0	2,98

Эксплуатация основного фонда скважин в настоящее и ближайшее время будет обеспечиваться установками СШН.

3.2 Мероприятия по предупреждению осложнений при эксплуатации скважин и борьбы с ними

Основные осложнения при эксплуатации скважин Вольновского нефтяного месторождения могут быть вызваны следующими причинами:

- снижение продуктивности скважин из-за кольматации призабойной зоны пласта коллоидно-дисперсными и механическими структурами;

- обводнение скважин из-за притока воды по наиболее проницаемым интервалам пласта и (или) образования водяного конуса;

- отложением парафина, асфальтенов в насосно-компрессорных трубах и трубопроводах системы сбора нефти;

- коррозионным износом оборудования.

При снижении производительности скважин из-за кольматации призабойной зоны пласта (ПЗП) необходимо провести работы по очистке и увеличению ее проницаемости. В настоящее время апробировано достаточное количество технологий и методов, но как показывает практика, наиболее эффективным в условиях близости подошвенной воды является гидроимпульсное воздействие (технология ЗАО «ПАРМ-ГИНС).

При выборе технологии необходимо учитывать состояние скважины перед проведением работ: степень загрязнения ПЗП, близость водоносной зоны, состояние обсадной колонны и качество цементного камня вблизи интервала обработки и т. д.

При обводнении скважин необходимо провести ремонтно-изоляционные работы (селективную изоляцию или установку водоизолирующих экранов, в зависимости от причины обводнения) тампонирующими кремний-органическими составами (АКОР-МГ, продукт 119-204) с последующим докреплением цементом.

Нефти Вольновского месторождения парафинистые (содержание парафина от 2,6 до 5,01 %), малосмолистые и смолистые (содержание смол от 0,54 до 4,86 %).

Проблема удаления и предотвращения АСПО в добывающих скважинах наиболее успешно решается с помощью химических методов.

Главным, осложняющим решение парафиновой проблемы, фактором является многообразие и изменчивость состава АСПО. Состав отложений различен, а значит, различны физико-химические свойства, не только по месторождениям, площадям, залежам и горизонтам, но даже по месту выпадения в лифте одной скважины. И как следствие, на первое место выходит принцип индивидуальности подбора технологии борьбы с АСПО практически на скважине.

Исходя из этого, основными методами борьбы с отложениями парафинов на месторождениях является прокачка НКТ горячей нефтью, прокачка НКТ с помощью ППУ, а также применение устьевых и глубинных дозаторов и непрерывное ведение в поток нефти поверхностно-активных веществ (ПАВ) и ингибиторов СНПХ-7909, СНПХ-7912М, СНПХ-7941, СНПХ-7920М с дозировкой 50-200 гр. на 1 т добываемой нефти; периодическая промывка растворителями типа СНПХ-7870; применение скребков-центраторов; использование ППР (планово-предупредительные работы).

При необходимости, с целью предотвращения отложений парафина в насосно-компрессорных трубах, возможно применение труб с покрытием их внутренней поверхности защитными гидрофильными материалами (различные лаки, стекло и стеклоэмали) и химических методов, способствующих гидрофилизации стенок труб. Такими реагентами могут быть различные водо- и нефтерастворимые поверхностно-активные вещества. Отложения парафина удаляют тепловыми и механическими методами: периодическая закачка в затрубное пространство горячей нефти и пара, применение скребков. С целью проведения операций по депарафинизации скважин, очистке выкидных линий и промыслового оборудования рекомендуется применять промысловую паровую установку типа ППУА-1600/100.

В настоящий момент используется обработка призабойной зоны пласта по технологии ООО «Геотехнокин», которая дала положительный эффект и на значительное время увеличила межремонтный период скважин.

Так же на Вольновском месторождении с целью профилактики и борьбы с АСПО по действующему фонду скважин проводятся следующие мероприятия:

- на всех скважинах имеется установка дозирования химреагента (УПДХ);

-в скв. 12, 14 спущены насосные штанги с неподвижными и подвижными скребками;

- при проведении ремонта скважин ПЗП обрабатывается растворителем АСПО с последующим освоением скважины УГИС.

Кроме вышеперечисленных методов борьбы с гидратно-парафиновыми (ГПО) и асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) в лифтовых колоннах, затрубном пространстве скважин, существует технология ликвидации ГПО и АСПО методом электротеплового воздействия прибором ПСНЭ-1, разработанная специалистами ОАО НТК РМНТК «Нефтеотдача».

По проведенным работам с применением прибора ПСНЭ-1 получены положительные результаты и благоприятные отзывы о качестве очистки лифтовых труб, затрубного пространства от АСПО и ГПО из различных нефтегазодобывающих предприятий РФ и Казахстана.

В попутном газе Вольновского месторождения отсутствует сероводород, содержание углекислого газа составляет 0,6 мольных %. В связи с этим не следует ожидать больших скоростей коррозии в газовой среде. Вместе с тем, минерализация воды достаточно высока, что потребует в обводненный период эксплуатации проводить защиту оборудования от коррозии.

С целью выбора наиболее эффективного метода борьбы с различными осложнениями, возникающими при эксплуатации скважин, необходимо проведение периодических исследований и анализа условий возникновения тех или иных осложнений.

3.3 Анализ и обоснование технологии и технических решений организации системы внутрипромыслового сбора, подготовки и учета продукции.

Ввиду удаленности скважин Вольновского месторождения друг от друга, система внутрипромыслового сбора, подготовка и учет продукции организованы следующим образом.

Добывающие скв. 1, 5, 12, 14, 104 оборудованы индивидуальной системой сбора и отгрузки нефти, которая включает в себя:

- систему трубопроводов,

- запорную арматуру,

- резервуар горизонтальный стальной емкостью 50 м³,

- насосное оборудование (для закачки жидкости в автоцистерны),

- гусак для налива жидкости в автоцистерны.

Сбор добываемой продукции осуществляется в горизонтальные резервуары, емкостью 50 м³. Текущий дебит скважин определяется путем снятия показаний со шкалы мерного штока, прошедшего поверку в СЦМиС. Количество добытой жидкости на время снятия показаний определяется следующим образом и в следующей последовательности:

- снимаются показания со шкалы мерного штока в см,

- по градуировочной таблице определяется количество жидкости в емкости в м³, по разности количества жидкости между последним и текущим замером определяется количество поступившей жидкости за отчетный период,

- снятые показания заносятся в вахтовый журнал.

Все горизонтальные емкости проходят тарировку в СЦМиС, на каждую емкость имеется своя градуировочная таблица. Качество добытой нефти на конец технологических суток определяется по результатам анализов, отбираемых из скважин ежедневно. Определяется удельный вес нефти, содержание воды, механических примесей.

Далее, при помощи автоцистерн продукция транспортируется на сборный пункт нефти (НСП), расположенный в районе скв. 5, где при помощи установки подготовки нефти (УПН) осуществляется доведение качества добываемой нефти до товарной 1-ой группы.

Технологический маршрут движения продукции на НСП выглядит следующим образом. Продукция, поступившая со скважин, направляется на УПН, где производится доведение нефти до товарной кондиции.

Установка подготовки нефти включает в себя:

- газосепаратор для отделения газа от жидкости,

- первую ступень отстоя продукции скважин в емкостях объемом 60 м³,

- путевой подогреватель ПНПТ-0,6Г(Ж) для нагрева нефти до 40-50 єС, где в качестве топлива для горелки совместно/попеременно с нефтью используется практически весь добытый попутный нефтяной газ, извлеченный из скважин Вольновского месторождения,

- установку обессоливания нефти, при помощи добавления в нагреваемую нефть пресной воды из водозаборной скважины и химических реагентов,

- вторую ступень отстоя нефти после ее подогрева и опреснения.

Пройдя всю цепочку технологических операций, товарная нефть по нефтепроводу диаметром 159 мм подаётся в резервуар вертикальный стальной емкостью 700 м³ (РВС-700). Далее, при помощи насосов нефть из РВС-700 поступает на станцию налива нефти, откуда проходя через тарированный роторный счетчик (расходомер) жидкости ЭМИС-ДИО 230, загружается в нефтевозы для последующей доставки потребителям.

Качество нефти при подготовке контролируется сертифицированной химико-аналитической лабораторией ЗАО «Вольновскнефть».

Попутная пластовая вода, отделившаяся от газожидкостной смеси после сепарации и отстоя, подготавливается и доводится до необходимой кондиции для закачки в поглощающие скв. 19, 20. Для закачки воды обустроен насосный блок, построены приемные и временные нагнетательные водоводы диаметром 73 мм.

Существующая схема системы сбора углеводородов на Вольновском месторождении представлена на рисунке 3.3.1.



Рисунок 3.3.1 Схема существующей системы сбора углеводородов на Вольновском месторождении

Реализация проектных показателей дальнейшей разработки Вольновского месторождения потребует реконструкции промысла. Основные технологические решения обустройства должны быть приняты исходя из условия строительства централизованной герметичной системы сбора и подготовки продукции скважин, обеспечивающей предварительное обезвоживание продукции (до 5 % весовых), уменьшение потерь углеводородного сырья и рациональное использование попутного нефтяного газа.

Реконструируемая система сбора и подготовки нефти предусматривает:

- обустройство проектных скважин;

- строительство выкидных нефтепроводов от скважин до гребенки с замерными установками;

- строительство сборных нефтяных коллекторов;

- строительство установки предварительного сброса пластовой воды (УПСВ);

- строительство нагнетательного трубопровода к скв. 13, 15, 16, 1-Н.

Схема развития системы сбора на месторождении показана на рисунке 3.3.2.

На УПСВ предусматривается предварительное обезвоживание нефти, подготовка газа для использования на технологические и собственные нужды и подготовка пластовой воды для закачки в поглощающие скв. 19, 20 и нагнетательные скв. 13, 15, 16, 1-Н.

Местоположение УПСВ и возможность транспортировки продукции скважин должны быть подтверждены тепло-гидравлическими расчетами на стадии формирования проектных решений в рамках проекта обустройства месторождения.

В условиях начавшегося процесса обводнения скважин потребуется проводить внутреннюю защиту нефтепромыслового оборудования от коррозии.

Для борьбы с внутренней коррозией рекомендуется применить ингибитор коррозии СНПХ-6030, который относится к классу маслорастворимых и вододиспергирующих реагентов и применяется для антикоррозионной защиты нефтепромыслового оборудования систем сбора и утилизации сточных вод, обеспечивает надежную защиту в высокоминерализированных средах, обладает высоким эффектом последействия. Данный ингибитор успешно применяется на объектах АО «Татнефть», ОАО «Самаранефтегаз», ОАО «Саратовнефтегаз». Защитный эффект составляет 85-95 %.

В составе УПСВ предусматривается нефтегазосепаратор НГС для отделения газовой фазы от нефти, отстойник для отделения пластовой воды, концевая сепарационная установка (КСУ) для окончательного разгазирования и буферные емкости для готовой нефти.



Рисунок 3.3.2 Схема развития системы сбора на Вольновском нефтяном месторождении

Конструкции сепарационных установок должны удовлетворять требованиям «Руководства по проектированию сепарационных узлов нефтяных месторождений».

Выделившийся попутный газ из НГС поступает в газовый сепаратор ГС, где происходит его очистка от жидкости. После чего через блок распределения газ направляется на технологические и собственные нужды.

Водонефтяная смесь из НГС поступает в горизонтальный отстойник объемом 25 м³ для отделения пластовой воды. С целью более эффективного отделения воды предусматривается нагрев продукции перед вводом ее в отстойник посредством печи ППТ-02.

Газовая линия, выходящая из верха отстойника, имеет клапанную сборку для сброса избыточного (более 0,2 МПа) газа в общую газовую линию УПСВ.

Из отстойника нефть с остаточным содержанием воды до 5 % под давлением 0,12 МПа поступает для окончательного разгазирования на отбойные решетки концевого газового сепаратора КСУ, откуда направляется в буферные емкости. Из буферных емкостей нефть откачивается насосами на эстакаду загрузки автоцистерн для дальнейшей транспортировки.

Пластовая вода из низа отстойника по мере накопления сбрасывается на отстойник с патронным фильтром ОПФ-3000 (V=125 м³), и затем в буферную емкость 50 м³. ОПФ-3000 снабжен специальным фильтром и предназначен для извлечения мехпримесей из отстоявшейся пластовой воды, а также для улавливания частичных уносов нефти вместе с водой. Из буферной емкости пластовая вода насосом сбрасывается в поглощающую скважину.

Для учета нефти рекомендуется применять турбинные расходомеры - счетчики жидкости. Содержание пластовой воды определяется лабораторно.

Учитывая небольшой газовый фактор, принимается, что весь попутный нефтяной газ будет использоваться на собственные и технологические нужды.

Для освобождения отдельных аппаратов от газов, перед их пропаркой, продувкой, ремонтом, а также при аварийном отключении и пуско-наладочных работах предусматривается установка факельной системы.

В состав факельной системы должны входить:

- общий факельный коллектор,

- газопроводы от сооружений к коллектору,

- конденсатосборники,

- факельный ствол.

Факельные стволы должны быть оборудованы:

- системой дистанционного зажигания факела,

- горелками постоянного горения,

- лабиринтным уплотнителем при диаметре факела 100 мм и более.

Минимальная высота факельных стволов должна приниматься не менее 10 м согласно ВНТП 3-85 п. 2.65 и обеспечивать концентрацию углеводородов С₁-С₆ на рабочей площадке в приземной атмосфере не более 3 % в случае самопроизвольного тушения факела.



4. ОХРАНА ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

4.1 Мероприятия по рациональному использованию и охране недр и окружающей среды

При проведении работ на Вольновском месторождении недропользователь руководствуется Законом Российской Федерации «О недрах», «Правилами охраны недр» ПБ 07-601-03 и другими нормативными правовыми актами Российской Федерации и Саратовской области в области рационального использования и охраны недр.

В соответствии с Законом РФ «О недрах» основными требованиями по рациональному использованию и охране недр являются:

- соблюдение установленного законодательством порядка предоставления недр в пользование и недопущение самовольного пользования недрами;

- обеспечение полноты геологического изучения, рационального комплексного использования и охраны недр;

- обеспечение наиболее полного извлечения из недр запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов;

- достоверный учет извлекаемых и оставляемых в недрах запасов основных и совместно с ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов при разработке месторождений полезных ископаемых;

- охрана месторождений полезных ископаемых от затопления, обводнения, пожаров и других факторов, снижающих качество полезных ископаемых и промышленную ценность месторождений или осложняющих их разработку;

- предотвращение загрязнения недр при проведении работ, связанных с пользованием недрами, при захоронении вредных веществ и отходов производства, сбросе сточных вод;

- соблюдение установленного порядка консервации и ликвидации предприятий по добыче полезных ископаемых;

- предупреждение самовольной застройки площадей залегания полезных ископаемых и соблюдение установленного порядка использования этих площадей в иных целях;

- предотвращение размещения отходов производства и потребления на водосборных площадях подземных водных объектов и в местах залегания подземных вод.

При бурении скважин охрана недр обеспечивается следующими мероприятиями:

- предотвращение открытого фонтанирования, грифонообразования, поглощений промывочной жидкости, обвалов стенок скважин и межпластовых перетоков нефти, воды и газа в процессе проводки, освоения и последующей эксплуатации скважин;

- надежная изоляция в пробуренных скважинах нефтеносных, газоносных и водоносных пластов по всему вскрытому разрезу;

- надежная герметичность всех технических и обсадных колонн труб, спущенных в скважину, их качественное цементирование;

- предотвращение ухудшения коллекторских свойств продуктивных пластов, сохранение их естественного состояния при вскрытии, креплении и освоении.

В процессе эксплуатации охрана недр и рациональное использование обеспечивается следующими мероприятиями:

...