Анализ фонда скважин при разработке Приобского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

«Югорский государственный университет»

Институт нефти и газа

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине: «Проектирование техники и технологии добычи нефти»

Раздел «Скважинная добыча нефти»

на тему: «Анализ фонда скважин при разработке Приобского месторождения»

Ханты-Мансийск, 2022



Содержание

геологический пласт месторождение газ

Введение

1. Геологическая часть

1.1 Географическая характеристика района работ

1.2 Краткая геологическая характеристика месторождения

1.3 Характеристика продуктивных пластов

1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов

2. Текущее состояние разработки

3. Анализ фонда скважин Приобского месторождения

4. Охрана труда и окружающей среды

4.1 Охрана труда на предприятии

4.2 Охрана атмосферного воздуха

4.3 Охрана поверхностных и подземных вод

4.4 Охрана земельных ресурсов и недр

Заключение

Список использованных источников



Введение

Нефтяная промышленность является одной из важнейших составляющих экономики России, непосредственно влияющей на формирование бюджета страны и её экспорт.

Состояние ресурсной базы нефтегазового комплекса является наиболее острой проблемой на сегодняшний день. Ресурсы нефти постепенно истощаются, большое число месторождений находится в конечной стадии разработки и имеют большой процент обводненности, поэтому, наиболее актуальной и первостепенной задачей является поиск и введение в эксплуатацию молодых и перспективных месторождений, одним из которых является Приобское месторождение (по запасам - оно одно из крупнейших месторождений России) .

Приобское месторождение имеет ряд характерных особенностей:

- крупное, многопластовое, по запасам нефти уникальное;

- труднодоступное, характеризуется значительной заболоченностью, в весенне-летний период большая часть территории затопляется паводковыми водами;

- по территории месторождения протекает река Обь, разделяющая его на правобережную и левобережную части.

Месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов. Промышленный интерес представляют пласты АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂. Коллектора горизонтов АС10 и АС11 относятся к средне и низкопродуктивным, а АС12 к аномально низкопродуктивным.



1. Геологическая часть

1.1 Географическая характеристика района

Приобское нефтяное месторождение в административном отношении расположено в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Район работ удалён на 65 км к востоку от города Ханты-Мансийска, на 100 км к западу от города Нефтеюганска. В настоящее время район относится к числу наиболее экономически быстро развивающихся в автономном округе, что стало возможным в связи с ростом объёмов геологоразведочных работ и нефтедобычи. Наиболее крупные разрабатываемые близлежащие месторождения: Салымское, расположенное в 20 км на восток, Приразломное, расположенное в непосредственной близости, Правдинское - в 57 км на юго-восток.

К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык-Омск.

Приобская площадь северной своей частью расположена в пределах Обской поймы - молодой аллювиальной равнины с аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м. Южная часть площади тяготеет к плоской аллювиальной равнине на уровне второй надпойменной террасы со слабо выраженными формами речной эррозии и аккумуляции. Абсолютные отметки здесь составляют 46-60 м. Гидрографическая сеть представлена протокой Малый Салым, которая протекает в субширотном направлении в северной части площади и на этом участке соединяется мелкими протоками Малой Берёзовской и Полой с крупной и полноводной Обской протокой Большой Салым. Река Обь является основной водной магистралью Тюменской области. На территории района имеется большое количество озёр, наиболее крупные из которых озеро Олевашкина, озеро Карасье, озеро Окунёвое. Болота непроходимые, замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта.

Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким тёплым летом. Зима морозная и снежная. Самый холодный месяц года - январь (среднемесячная температура -19,5 градусов С). Абсолютный минимум -52 градуса С. Самым тёплым является июль (среднемесячная температура +17 градусов С), абсолютный максимум +33 градуса С. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год, причём 75% приходится на тёплое время года. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжается до начала июня. Мощность снежного покрова от 0,7 м до 1,5-2 м. Глубина промерзания почвы 1-1,5 м.

Для рассматриваемого района характерны подзолистые глинистые почвы на сравнительно возвышенных участках и торфянисто-подзолисто-иловые и торфяные почвы на заболоченных участках местности. Растительный мир разнообразен. Преобладает хвойный и смешанный лес.

Район находится в зоне разобщённого залегания приповерхностных и реликтовых многолетнемёрзлых пород. Приповерхностные мёрзлые грунты залегают на водоразделах под торфянниками. Толщина их контролируется уровне грунтовых вод и достигает 10-15 м, температура постоянная и близка к 0 градусов С.

Рисунок 1.1 - Расположение Приобского месторождения на карте 

1.2 Краткая геологическая характеристика месторождения

Геологический разрез Приобского месторождения сложен мощной толщей (более 3000 м) терригенных отложений осадочного чехла мезо-кайнозойского возраста, залегающих на породах доюрского комплекса, представленных корой выветривания.

Доюрские образования (Pz).

В разрезе доюрской толщи выделяется два структурных этажа. Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит-порфиритами, гравелитами и метаморфизованными известняками. Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермо-триасового возраста толщиной до 650м.

Юрская система (J).

Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним.

В ее составе выделяются тюменская (J₁₊₂), абалакская и баженовская свиты (J₃).

Отложения тюменской свиты залегают в основании осадочного чехла на породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием и представлены комплексом терригенных пород глинисто-песчано-алевролитового состава.

Толщина отложений тюменской свиты изменяется от 40 до 450 м. В пределах месторождения они вскрыты на глубинах 2806-2973 м. Отложения тюменской свиты согласно перекрываюся верхнеюрскими отложениями абалакской и баженовской свит. Абалакская свита сложена темносерыми до черного цвета, участками изветковистыми, глауконитовыми аргиллитами с прослоями алевролитов в верхней части разреза. Толщина свиты колеблется от 17 до 32 м.

Отложения баженовской свиты представлены темно-серыми, почти черными, битуминозными аргиллитами с прослоями слабоалевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто-карбонатных пород. Толщина свиты составляет 26-38 м.

Меловая система (K).

Отложения меловой системы развиты повсеместно, представлены верхним и нижним отделами.

В составе нижнего отдела снизу вверх выделяются ахская, черкашинская, алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты, а в верхнем ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.

Нижняя часть ахской свиты (K₁g) представлена в основном аргиллитами с подчиненными маломощными прослоями алевролитов и песчаников, объединенных в ачимовскую толщу.

В верхней части ахской свиты выделяется выдержанная пачка тонкоотмученных, темно-серых, приближающихся к серым пимских глин.

Общая толщина свиты изменяется с запада на восток от 35 до 415 м. В разрезах расположенных восточнее к этой толще приурочены группа пластов БС₁- БС₁₂.

Разрез черкашинской свиты (K₁g-br) представлен ритмичным чередованием серых глин, алевролитов и алевритистых песчаников. Последние, в пределах месторождения, так же как и песчаники, являются промышленно нефтеносными и выделяются в пласты АС₇, АС₉, АС₁₀, АС₁₁, АС₁₂.

Толщина свиты изменяется от 290 до 600 м.

Выше залегают темно-серые до черных глины алымской свиты (K₁a), в верхней части с прослоями битуминозных аргиллитов, в нижней - алевролитов и песчаников. Толщина свиты изменяется от 190 до 240 м. Глины являются региональной покрышкой для залежей углеводородов всей Среднеобской нефтегазоносной области.

Викуловская свита (K₁a-al) состоит из двух подсвит.

Нижняя - преимущественно глинистая, верхняя - песчано-глинистая с преобладанием песчаников и алевролитов. Для свиты характерно присутствие растительного детрита. Толщина свиты колеблется от 264 м на западе до 296 м на северо-востоке.

Ханты-Мансийская свита (K₁a-2s) представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород с преобладанием первых в верхней части разреза. Породы свиты характеризуются обилием углистого детрита. Толщина свиты варьирует от 292 до 306 м.

Уватская свита (K₂s) представлена неравномерным переслаиванием песков, алевролитов, песчаников. Для свиты характерно наличие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита, янтаря. Толщина свиты 283-301 м.

Берцовская свита (K₂k-st-km) подразделяется на две подсвиты. Нижнюю, состоящую из глин, серых монтмореллонитовых, прослоями опоковидных толщиной от 45 до 94 м, и верхнюю, представленную глинами серыми, темно- серыми, кремнистыми, песчанистыми, толщиной 87-133 м.

Ганькинская свита (K₂mP1d) состоит из глин серых, зеленовато-серых переходящих в мергели с зернами глауконита и конкрециями сидерита. Ее толщина - 55-82 м.

Палеогеновая система (P₂)

Палеогеновая система включает в себя породы талицкой, люлинворской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Первые три представлены морскими отложениями, остальные - континентальными.

Талицкая свита сложена толщей глин темно-серых, участками алевритистых.

Встречаются растительные остатки и чешуйки рыб. Толщина свиты 125-146 м.

Люлинворская свита представлена глинами желтовато-зелеными, в нижней части разреза часто опокоидные с прослоями опок. Толщина свиты 200-363 м.

Тавдинская свита, завершающая разрез морского палеогена выполнена глинами серыми, голубовато-серыми с прослоями алевролита. Толщина свиты 160- 180 м.

Атлымская свита сложена континентальными аллювиально-морскими отложениями, состоящими из песков, преимущественно кварцевыми с прослоями бурого угля, глин и алевролитов. Толщина свиты 50-60 м.

Новомихайловская свита - представлена неравномерным переслаиванием песков, серых, мелкозернистых, кварцево-полевошпатовыми с глинами и алевролитами серыми и коричневато-серыми с прослоями песков и бурых углей. Толщина свиты не превышает 80 м.

Туртасская свита состоит из глин и алевролитов зеленовато-серых, тонкослоистых с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых песков. Толщина свиты 40-70 м.

Четвертичная система (Q).

Присутствует повсеместно и представлена в нижней части чередованием песков, глин, суглинками и супесями, в верхней - болотными и озерными фациями - илами, суглинками и супесями. Общая толщина составляет 70-100 м. Приобская структура располагается в зоне сочленения Ханты-Мансийской впадины, Ляминского мегапрогиба, Салымской и Западно-Лемпинской групп поднятий. Структуры первого порядка осложнены валообразными и куполовидными поднятиями второго порядка и отдельными локальными антиклинальными структурами, являющимися объектами проведения поисковых и разведочных работ на нефть и газ.

Современный структурный план доюрского основания изучен по отражающему горизонту «А». На структурной карте по отражающему горизонту «А» находят отображение все структурные элементы. В юго-западной части района - Селияровское, Западно-Сахалинское, Светлое поднятия. В северо-западной части - Восточно-Селияровское, Крестовое, Западно-Горшковское, Южно-Горшковское, осложняющие восточный склон Западно-Лемпинской зоны поднятия. В центральной части - Западно-Сахалинский прогиб, восточнее его Горшковское и Сахалинское поднятия, осложняющие соответственно Средне-Ляминский вал и Сахалинский структурный нос.

По отражающему горизонту «Дб», приуроченному к кровле быстринской пачки прослеживаются Приобское куполовидное поднятие, Западно-Приобское малоамплитудное поднятие, Западно-Сахалинская, Новообская структуры. На западе площади оконтуривается Ханты-Манийское поднятие. Севернее Приобского поднятия выделяется Светлое локальное поднятие. В южной части месторождения в районе скв. 291 условно выделяется Безымянное поднятие. Восточно-Селияровская приподнятая зона в исследуемом районе оконтуривается незамкнутой сейсмоизогипсой - 2280 м. Вблизи скв. 606 прослеживается малоамплитудная изометричная структура. Селияровская площадь покрыта редкой сетью сейсмических профилей, на основе которой можно условно прогнозировать положительную структуру. Селияровское поднятие подтверждается структурным планом по отражающему горизонту «Б». В связи со слабой изученностью западной части площади, сейсморазведкой, севернее Селияровской структуры, условно, выделяется куполовидное безымянное поднятие.

На Приобском месторождении этаж нефтеносности охватывает значительные по толщине отложения осадочного чехла от среднеюрского до аптского возраста и составляет более 2,5 км.

Непромышленные притоки нефти и керн с признаками углеводородов получены из отложений тюменской (пласты Ю₁ и Ю₂) и баженовской (пласт Ю₀) свит. Из-за ограниченного числа имеющихся геолого-геофизических материалов, строение залежей к настоящему времени не достаточно обосновано.

Промышленная нефтеносность установлена в неокомских пластах группы АС, где сосредоточено 90% разведанных запасов. Основные продуктивные пласты заключены между пимской и быстринской пачками глин. Залежи приурочены к линзовидным песчаным телам, сформировавшихся в шельфовых и клиноформных отложениях неокома, продуктивность которых не контролируется современным структурным планом и определяется практически только наличием в разрезе продуктивных пластов-коллекторов. Отсутствие при многочисленных испытаниях в продуктивной части разреза пластовой воды доказывает, что залежи нефти, связанные с пластами этих пачек, представляют собой замкнутые линзовидные тела, полностью заполненные нефтью, а контуры залежей для каждого песчаного пласта определяются границами его распространения. Исключение составляет пласт АС7, где получены притоки пластовой воды из песчаных линз, заполненных водой.

В составе продуктивных неокомских отложений выделено 9 подсчетных объектов: АС₁₂₃, АС₁₂₂, АС_112-4, АС₁₁₁, АС₁₁₀, АС_101-2, АС₁₀₀, АС₉, АС₇.

1.3 Характеристика продуктивных пластов

При подсчёте запасов в составе мегакомплекса продуктивных неокомских отложений выделено 11 продуктивных пластов: АС_12/3, АС_12/1-2, АС_12/0, АС_11/2-4, АС_11/1, АС_11/0, АС_10/2-3, АС_10/1, АС_10/0, АС₉, АС₇.

Основная залежь АС_12/3 вскрыта на глубинах 2620-2755м и является литологически экранированной со всех сторон. По площади она занимает центральную терассовидную, наиболее приподнятую часть структурного носа и ориентирована с юго-запада на северо-восток. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 12,8м до 1,4м. Размеры литологически экранированной залежи составляют 25,5км на 7,5 км, высота 126 м.

Залежь АС_12/3 вскрыта на глубинах 2640-2707 м. Наиболее высокая отметка в сводовой части фиксируется на -2640 м, а наиболее низкая в (-2716 м). Размеры залежи 18 на 8,5 км, высота 76м. Тип литологически экранированный.

Основная залежь АС_12/1-2 является самой крупной на месторождении. Вскрыта на глубинах 2536-2728 м. Нефтенасыщенные толщины изменяются в широком диапазоне от 0,8 до 40,6м, при этом зона максимальных толщин (более 12 м) охватывает центральную часть залежи, а также восточную. Размеры литологически экранированной залежи 45 км на 25 км, высота 176 м.

В пласте АС_12/1-2 вскрыты залежи 7,5 на 7 км, высотой 7 м и 11 на 4,5 км, высотой 9 м.

Пласт АС_12/0 имеет меньшую по размерам зону развития. Размеры ее 41 на 14 км, высота 187 м.

Покрышка горизонта АС₁₂ образована мощной (до 60 м) толщей глинистых пород.

Выше по разрезу залегает пачка продуктивных пластов АС₁₁, в состав которой входят АС_11/0, АС_11/1, АС_11/2, АС_11/3, АС_11/4.

Основная залежь АС_11/1 является второй по значению в пределах Приобского месторождения. Размеры основной залежи 48 на 15 км, высота 112 м.

Пласт АС_11/0 выявлен в виде изолированных линзовидных тел на северо- востоке и на юге . Толщина его от 8,6 м до 22,8 м. Первая залежь имеет размеры 10,8 на 5,5 км, вторая 4,7 на 4,1 км.

Основная залежь АС_10/2-3 вскрыта на глубинах 2427-2721 м и расположена в южной части месторождения. Нефтенасыщенные толщины колеблются от 15,6 м до 0,8 м.

Основная залежь АС_10/1 вскрыта на глубинах 2374-2492 м. Размеры залежи 38 на 13 км, высота до 120 м. Южная граница проводится условно. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,4 до 11,8 м.

Завершает разрез пачки пластов АС₁₀ продуктивный пласт АС_10/0, в пределах которого выявлено три залежи, расположенные в виде цепочки субмеридиального простирания.

Горизонт АС₉ имеет ограниченное распространение и представлен в виде отдельных фасциальных зон, распологающихся на северо-восточном и восточном участках структуры, а также в районе юго-западного погружения.

Завершает неокомские продуктивные отложения пласт АС₇, который имеет мозаичную картину в размещении нефтеносных и водоносных полей.

Наибольшая по площади Восточная залежь вскрыта на глубинах 2291-2382 м. Ориентирована с юго-запада на северо-восток. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 67,8 м. Размеры залежи 46 на 8,5 км, высота 91 м.

Всего в пределах месторождения открыто 42 залежи. Максимальную площадь имеет основная залежь в пласте АС_12/1-2 (1018 км² ), минимальную (10 км² )- залежь в пласте АС_10/1.

Таблица 1.1 - Сводная таблица параметров продуктивных пластов в пределах эксплуатационного участка

Пласт	Средняя глубина, м	Общая толщина, м	Эффективная толщина, м	Открытая Пористость %	Нефтенасыщенность %	Коэффициент песчанистости	Расчлененность
АС100	2529	10,2	1,9	17,6	60,4	0,183	1,8
1-2 АС10	2593	66,1	13,4	18,1	71,1	0,200	10,5
0 АС11	2597	20,3	1,9	17,2	57,0	0,091	2,0
1 АС11	2672	47,3	6,4	17,6	66,6	0,191	6,1
2-4 АС11	2716	235,3	4,9	17,6	67,2	0,183	4,5
2 АС12	2752	26,7	4,0	17,7	67,5	0,164	3,3
3-4 АС12	2795	72,8	12,8	18,0	69,8	0,185	9,3

1.4 Свойства пластовых жидкостей

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂ не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности, давление насыщения в 1,5 -2 раза ниже пластового (высокая степень пережатия).

Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о незначительной неоднородности нефти в пределах залежей.

Нефти пластов АС₁₀, АС₁₁, и АС₁₂ близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС₁₁, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С₂Н₆ - С₅Н₁₂ - 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Количество легких углеводородов CH₄ - CH₁₂, растворенных в разгазированных нефтях составляет 8,2 - 9,2%. Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19 (пласт АС₁₀) - 64,29 (пластАС₁₂). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С2Н6 /С3Н8 равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залежей. Суммарное содержание бутанов 8,1-9,6%, пентанов 2,7-3,2%, тяжелых углеводородов С₆Н₁₄ + высшие 0,95-1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%. Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности. Нефть пласта АС10 средней вязкости, с содержанием фракций до 350 ^оС больше 55%, нефти пластов АС₁₁ и АС₁₂ вязкие, с содержанием фракций до 350 ^оС от 45% до 54,9%.

Таблица 1.2 - Свойства пластовой нефти Приобского месторождения

НАИМЕНОВАНИЕ	ИНДЕКС ПЛАСТА
	АС (10)1	АС (10)2-3	Среднее АС 10	АС 11(1)	АС 12(0)	АС 12(1-2)	Среднее по АС12
Пластовое давление, МПа	23,4	24,3	23,8	24,6	24,9	25,1	25,1.
Пластовая температура *С	88	87	87	89	88	88	88
Давление насыщения, МПа	9,9	8,7	9,3	11,8	10,7	10.2	10,3
Газосодержание, мЗ/т	67	66	67	67	72	69	70
Газовый фактор усл.сепарации, мЗ/т	54	55	55	70	62	59	60
Объемный коэффициент	1,214	1,207	1,21	1,244	1.216	1,199	1,201
Плотность нефти, кг/мЗ	785	782	784	769	778	792	788
Объемный коэффициент при усл. сепарации	1,177	1,18	1,179	1,206	1,186	1,164	1,171
Вязкость нефти МПа*С	1,52	1,85	1,69	1,37	1,46	1,6	1,56
Коэффициент объемной упругости, МПа*10	9,4	10,1	9,8	10,7	10,2	11	10,8
Плотность нефти при усл. сепарации	873	896	870	869	867	869	868

Сравнительный анализ водоносных горизонтов показал, что в качестве основного источника крупного централизованного хозяйствено-питьевого водоснабжения может быть принят атлымский водоносный горизонт. Однако вследствии значительного сокращения затрат на эксплуатацию может быть рекомендован новомихайловский горизонт. Воды отличаются малой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода. Химический состав воды: анионы С1 - 98 мг\л, НСО - 2 мг\л; катионы Nа - 93 мг\л, Мg - 1,9 мг\л, Са - 5,1 мг\л. Минерализация - 17 г\л.



2. Текущее состояние разработки месторождения

Приобское месторождение разрабатывается в сложных условиях, обусловленных особенностями его географического расположения и геологического строения продуктивных пластов.

Месторождение удаленное, труднодоступное, 80% территории находится в пойме реки Обь и затопляется в паводковый период.

Месторождение отличается сложным геологическим строением - сложное строение песчаных тел по площади и разрезу, пласты гидродинамически слабо связаны. Для коллекторов продуктивных пластов характерны:

низкая проницаемость (2,4*10-3 мкм2);

низкая песчанистость;

повышенная глинистость;

высокая расчлененность.

До 2001 года месторождение разрабатывалось по технологической схеме "Уточненные технологические показатели разработки первоочередного участка Приобского месторождения (Левобережная часть)", составленной СибНИИНП в 2005 году. Разработка каждого эксплуатационного объекта АС10, АС11, АС12 проводилась при размещении скважин по линейной трехрядной треугольной схеме с плотностью сетки 25 га/скв, с бурением всех скважин до пласта АС12.

В 2006 г. СибНИИНП было подготовлено "Дополнение к технологической схеме опытно-промышленной разработки левобережной части Приобского месторождения, включая пойменный участок N4", в котором были даны коррективы по разработке левобережной части месторождения с подключением в работу новых кустов N140 и 141 в пойменной части месторождения. В соответствие с этим документом предусматривается реализация блоковой трехрядной системы (плотность сетки - 25 га/скв) с переходом в дальнейшем на более поздней стадии разработки на блочно-замкнутую систему.

Месторождение отличается низкими дебитами скважин. Основными проблемами разработки месторождения явились низкая продуктивность добывающих скважин, низкая естественная (без разрыва пластов нагнетаемой водой) приемистость нагнетательных скважин, а также плохое перераспределение давление по залежам при осуществлении ППД (вследствие слабой гидродинамической связи отдельных участков пластов). В отдельную проблему разработки месторождения следует выделить эксплуатацию пласта АС12. Из-за низких дебитов многие скважины этого пласта должны быть остановлены, что может привести к консервации на неопределенный срок значительных запасов нефти. Одним из направлений решения этой проблемы по пласту АС12 является осуществление мероприятий по интенсификации добычи нефти.

Рисунок 2.1 Показатели разработки и дебит нефти и жидкости

Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов, как по площади, так и по разрезу. Коллектора горизонтов АС₁₀ и АС₁₁ относятся к средне и низкопродуктивным, а АС₁₂ - к аномально низкопродуктивным. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты и без использования методов интенсификации добычи. Это подтверждает опыт разработки первоочередного участка левобережной части.

Весь фонд скважин Приобского месторождения представлен фондом скважин разбуренных в левой части месторождения, правая же его часть только начинает разбуриваться. На данном этапе разработки на левой части месторождения разбурено около пятисот скважин, из них около 430 скважин используются для добычи нефти, около 60 используются для формирования системы ППД и около 10 используются в качестве наблюдательных и прочих, весь фонд распределен по 28-ми кустам. Фонд скважин находиться в постоянном движении, т.е. скважины переходят из одной группы в другую. Внутри эксплуатационного фонда скважины так же находятся в движении переходя из дающих, в простаивающие, или в бездействующие и наоборот.

На 1.01.2007 года эксплуатационный фонд скважин составляет 101 единицу. Из них 86 скважин дают нефть, 12 скважин бездействующих и 3 скважины на освоении. Простаивающими скважинами являются те скважины, которые находятся в простое менее 31 суток, если скважина находится в простое более этого срока, то она переводится в разряд бездействующих.

На Приобском месторождении на данный момент применяются как фонтанные, так и механизированные способы эксплуатации скважин. Из механизированных способов наибольшее распространение получили способы эксплуатации скважин с помощью электроцентробежных насосов (ЭЦН) и штанговых глубинных насосов (ШГН). Помимо перечисленных способов механизированной эксплуатации были попытки внедрить винтовые и диафрагменные насосы, но они были неудачными.

На 1.01.2007 года эксплуатационный фонд представлен следующим образом:

- скважин эксплуатируемых фонтанным способом - 7.

- скважин эксплуатируемых электроцентробежными насосами -79.

Таблица 2.1 - Технологические показатели разработки Приобского месторождения

Показатели	Левый берег	Правый берег	Остров	В целом
Дебит нефти, т/сут	21	164	110,5	87
Дебит жидкости, т/сут	29	213	112	112
Приемистость, м3/сут	121	798	459	455
Обводненность, %	33	29	1,7	28
Накопленная закачка воды, млн.м3	31,3	73,6	1,2	106,1
Накопленный отбор нефти, млн.т	18,1	46,6	1,96	66,6
Накопленный отбор жидкости, млн.т	21,2	53,9	2	77,2

Из анализа данных таблицы видно, что наибольший дебит нефти на Правобережном и Островном участках 164 и 110,5 т/сут соответственно, дебит нефти Левобережного учаска составляет 21 т/сут при среднем на месторождении 87 т/сут. Максимальная обводненность 33% на Левобережном участке, что обусловленна более ранним вводом его в эксплуатацию, обводненность Островного участка 1,7% он введен в эксплуатацию во второй половине 2003 г. и система поддержания пластового давления на нем полностью не сформированна. Накопленный отбор нефти Правобережного участка в 2,5 раза выше Левобережного при меньшем времени эксплуатации, что объясняется лучшими коллекторскими свойствами этой зоны.

На Левом берегу скважины работают при среднем забойном давлении 10,2 МПа, на Правом берегу - 8,8 МПа, на Острове - при давлении 7,6 МПа. В целом по месторождению 64 % скважин эксплуатируются при забойном давлении ниже давления насыщения. Наибольшее число таких скважин (47 %) приходится на Левобережный эксплуатационный участок.



3. Анализ фонда скважин Приобского месторождения

Бурение эксплуатационных скважин на месторождении было начато в 1988 году на Лeвобepeжной его части, ввод в разработку Правобережного участка осуществлен позднее - в 1999 году. Добыча нефти на Островном участке началась во второй половине 2003 г. Анализ pазpабoтки проведен по состоянию на 01.01.2010 г.

Накопленная добыча нефти по месторождению составила 66,6 млн.т., жидкости 77,2 млн.т., накопленная закачка воды - 106,1 млн.м³. Динамика добычи нефти в целом по местopoждению характеризуется непрерывным увеличением объемов добычи.

Ocвоение системы нагнетания было начато в 1991г., а в 1992г., объем закачки был доведен до 620 тыс.м³ в год. В дальнейшем, на протяжении следующих пяти лет, эта величина практически ocтавалась неизменной, не превышая уровня в 780 тыс.м³ в год. Начиная с 1997г., отмечается бурный рост объема закачиваемой воды в 2000г., он достиг величины 2,9 млн.м³. С 2001 года закачка вoзpастала кpатно, в 2004 году объем закачки составил 41,4 млн. м³. Для добычи нефти и жидкости 2000 год также является переломным и с 2001 года наблюдается значительный рост добычи. Значительный рост объемов закачки воды, привел к пpoпopциональному росту oбвoдненности которая за период 2000-2004 гг., выросла с 3,8 до 28 %.

Ввиду того, что месторождение находится в начальной стадии разработки и активно разбуривается динамка фонда скважин характеризуется бурным pocтом и низкой долей бездействующих скважин. Небольшое замедление темпов бурения отмечается в 2004г.,

На 01.01.2010г., на мecтopoждении насчитывалось 836 добывающих и 331 нагнетательная скважины из них 688 и 278 действующих скважин соответственно.

Из общего фонда пробуренных и принятых из бурения скважин эксплуатационного фонда в категории ликвидированных числится 66 скважин. Часть пробуренных скважин использована в качестве пьезометрических (5 скважин) и контрольных (5 скважин - 0,6% пробуренного фонда). По проекту необходимо, чтобы количество контрольных скважин составляло 5% от эксплуатационного фонда скважин.

На дату анализа фонтанировало 38 скважин из 688 действующих; остальные скважины эксплуатировались механизированным способом: 86,9% фонда скважин было оборудовано установками ЭЦН и 7,3 % фонда - установками ШГН. Текущие средние дебиты скважин, оборудованных ШГН, составляют: нефти - 3,7 т/сут, жидкости - 4,7 т/сут, скважин, оснащенных ЭЦН, - 93,7 т/сут и - 143,4 т/сут, фонтанных скважин - 0,6 т/сут и - 3,7 т/сут, соответственно. Две скважины эксплуатируются при помощи струйных насосов их средний дебит - 7,5 т/сут и - 9,2 т/сут по нефти и жидкости соответственно.

Характерной особенностью эксплуатации Приобского месторождения является то, что подавляющее большинство скважин совместно эксплуатируют два пласта и более.

Приобский лицензионный участок имеет форму неправильного многоугольника, площадью около 3353,45 кв. км. В непосредственной близости к Приобскому месторождению расположены крупные, находящиеся в эксплуатации месторождения: Приразломное (на юго-востоке), Салымское (20 км восточнее) и Правдинское (57 км на юго-восток). Центральная часть участка расположена в пойме р. Оби. Территория месторождения условно подразделяется на две зоны: Правобережную и Левобережную. Граница между ними проходит по основному руслу р. Обь.

В настоящее время месторождение разрабатывается по «Технологической схеме разработки Приобского месторождения, 2001 г.» утвержденной ЦКР Минтопэнерго (протокол № 2769 от 15.11.2001 г.).

По запасам месторождение oтнocитcя к крупным, а по геологическому строению - чрезвычайно сложным для освоения.

Oтличительные ocoбенности месторождения:

- большая площадь нефтенocнocти;

- многопластовость;

- многоэтапность проектирования и развития системы разработки и обустройства месторождения;

статус территории особого порядка недропользования.

Промышленная нефтеносность установлена в неокомских отложениях (горизонты АС₇, АС₈, АС₉, АС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂). В пpoмышленную разработку вовлечены три горизонта: АС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂, где сосредоточено 96,9 % разведанных запасов, причем в горизонте АС₁₂ сосредоточено 54,9 % из них.

На Приобском местopoждении по состоянию на 01.01.2010 год фонд скважин с начала разработки составляет 1167 скважин, в том числе добывающих 836, нагнетательных 331.

Таблица 2.1 - Характеристика фонда скважин (по состоянию на 01.01.2010 г.)

Наименование	Характеристика фонда скважин	Количество скважин
		АС10	АС11	АС12	Всего по месторождению
Фонд добывающих скважин	Пробурено	482	610	571	836
	Возвращено с других гори- зонтов	0	0	0	0
	Всего	482	610	571	836
	В том числе:
	Действующие	423	523	496	688
	из них фонтанные	22	21	24	38
	ЭЦН	378	474	430	598
	ШГН	22	26	41	50
	СТР	1	2	1	2
	Бездействующие	27	29	36	52
	В освоении после бурения	9	10	11	11
	В консервации	2	6	3	10
	Контрольные	0	0	5	5
	Пьезометрические	1	1	2	4
	Переведены под закачку	0	0	0	0
	Переведены на другие гори- зонты	0	0	0	0
	Ликвидированные	19	41	18	66



Рисунок 2.1 - Характеристика фонда добывающих скважин Приобского место рождения по состоянию на 01.01.2010г.

Рисунок 2.2 - Характеристика фонда нагнетательных скважин Приобского месторождения по состоянию на 01.01.2010г.

Месторождение является многопластовым. Экcплуатациoнными объектами являются пласты АС₁₀, пласт АС_11, пласт АС₁₂. Месторождение характеризуется высоким темпом ввода новых скважин. Наибольшая часть фонда на данный момент имеет обводненность 9,5 - 25,1 % (обводненность в целом по месторождению - 22,1 %).

Накoплeнная добыча нефти на 01.01.2010 г. по пласту АС₁₂ cocтавила 11210 тыс. т, фонд добывающих скважин по пласту составил 571 скважин из них 496 скважин действующие, экcплуатациoнный фонд нагнетательных cкважин - 210, из них 172 cкважины дейcтвующиe.

По пласту АС₁₁ с начала разработки отобрано 43633 тыс. т нефти. По состоянию на 01.01.2010 г., фонд добывающих скважин составил 610, в том числе: действующих - 523, фонд нагнетательных скважин - 219, в т.ч. действующих - 206.

По пласту АС₁₀ с начала разработки отобрано 11778 тыс. т нефти. По состоянию на 01.01.2010 г., фонд дoбывающих cкважин cocтавил 482, в том числе: действующих - 423, фонд нагнетательных скважин - 176, в т. ч.. действующих - 157.

Добывающие скважины. 

По состоянию на 01.01.2005 г. общее число бездействующих скважин составляло 52 или 6% от фонда нефтяных скважин, из них 44 скважин на Левом берегу и 8 на Правом. Средняя обводненность перед остановкой для Правого берега была 71,8%, дебиты по нефти - 23,5 т/сут, по жидкости 159,3 т/ сут, накопленная добыча 125,7 тыс. т. На Левом берегу средняя обводненность перед остановкой составляла 38,9%, дебиты по нефти - 8,2 т/сут, по жидкости 12,7 т/сут, накопленная добыча 20,3 тыс. т.

Нагнетательные скважины.

На 01.01.05 на Приобском месторождении насчитывается 50 бездействующие нагнетательные скважины. Подавляющее большинство БД скважин 32 скв - 64% залиты нефтью на зимний период, средняя накопленная закачка по этим скважинам составляет 120 тыс м³, средняя приемистость перед остановкой 26 м³/сут, максимальная 59 м³/сут., все эти скважины находятся на Левом берегу. Целесообразно предусмотреть мероприятия по увеличению приемистостей этих скважин для перевода их из сезонной эксплуатации в нормальную.

Четыре скважины остановлены в связи с необходимостью регулирования закачки, средняя приемистость по ним 464 м³/сут, одна скважина, работавшая с приемистостью 35 м³/сут остановлена для проведения ГРП. Остальные скважины остановлены по различным причинам в большинстве случаев из-за неисправности или ожидания проведения ремонтных работ.

Следует отметить, что количество бездействующих скважин на месторождении постоянно уменьшается как в относительном, так и в абсолютном значении, что свидетельствует об удовлетворительной работе недропользователя с фондом.



4. Охрана труда и окружающей среды

4.1 Охрана труда на предприятии

Охрана труда на предприятии - это совокупность различных мероприятий, которые направленны на сохранение здоровья и жизни работников организации. Обеспечение охраны труда является одним из важнейших направлений деятельности руководства организации.

В качестве основных мероприятий по охране труда и технике безопасности в проектах следует предусматривать:

· полную герметизацию всего технологического процесса внутрипромышленного сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды;

· оснащение технологического оборудования предохранительными устройствами;

· выбор оборудования из условия максимально возможного давления в нем, а для оборудования на открытых площадках - с учетом нагрева за счет солнечной радиации в летнее время;

· обеспечение противопожарных разрывов между оборудованием и другими сооружениями в соответствии с требованиями настоящих Норм;

· мероприятия по снижению потерь легких фракций и упругости паров товарных нефтей;

· размещение технологического оборудования на открытых площадках согласно перечню, утвержденному Миннефтепромом;

· размещение электрооборудования (электродвигателей) во взрывопожароопасных помещениях в соответствии с «Правилами устройства электроустановок»;

· применение блочного и блочно-комплектного оборудования заводского изготовления как более надежного в эксплуатации;

· контроль, автоматизацию и управление технологическими процессом с диспетчерского пункта в соответствии с «Основными положениями по обустройству и автоматизации нефтегазодобывающих предприятий Миннефтепрома»;

· блокировку оборудования и сигнализацию при отклонении от нормальных условий эксплуатации объектов;

· механизацию трудоемких процессов при производстве ремонтных работ технологического оборудования.

4.2 Охрана атмосферного воздуха

Источники воздействия на атмосферу. Строительство и эксплуатация объектов нефтедобычи связаны с выделением загрязняющих веществ (ЗВ) в атмосферный воздух. Загрязнения поступают в атмосферу через организованные и неорганизованные источники выбросов.

При строительстве объектов обустройства загрязнение атмосферы происходит в результате выделения: продуктов сгорания топлива (передвижной транспорт); растворителей (окрасочные работы); сварочных аэрозолей (сварочные работы).

Основные источники выбросов углеводородов в атмосферу при эксплуатации месторождения: устье факела, дымовые трубы ПТБ, дыхательные клапаны резервуаров, неплотности фланцевых соединений и ЗРА аппаратуры, сальниковые уплотнения насосов, воздушники емкостей, автотранспорт.

На объектах сбора нефти используются деэмульгаторы и ингибиторы коррозии. Для поддержания пластового давления применяется вода сеноманского горизонта.

Для охраны атмосферного воздуха от загрязнений следует предусматривать:

· герметизацию технологических процессов сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и пластовой воды;

· утилизацию нефтяного газа;

· направление газообразных сред на факел для сжигания при разгрузке и продувке аппаратов;

· предотвращение выбросов в атмосферу окиси углерода, сернистого ангидрида и других вредных веществ, получающихся при сжигании сбросных газов на факеле в размерах, превышающих ПДК;

· снижение загазованности рабочей зоны при перекачках сжиженных газов и сред, насыщенных растворенными углеводородными газами, за счет преимущественного применения насосов, системы уплотнения валов которых практически исключают утечку перекачиваемых сред (двойные торцовые уплотнения, сальниковые уплотнения с подачей уплотнительной жидкости и др.);

· при технико-экономическом обосновании - очистку газа от сероводорода и меркаптанов, утилизацию получаемых при этом «кислых» газов с элементарной серой.

4.3 Охрана поверхностных и подземных вод

В процессе строительства, обустройства и эксплуатации нефтегазодобывающих месторождений на поверхностные и подземные водные объекты оказывается следующее воздействие:

- изъятие природных вод для использования на собственные нужды;

- загрязнение водных объектов в результате аварийных сбросов, утечек, дренажа и случайных разливов, связанных с эксплуатацией промысловых объектов, аварийных ситуаций на трубопроводах, образования несанкционированных свалок и др.;

- изменение режима стока водоемов в результате проведения земляных работ, нарушения рельефа, удаления растительного покрова.

Водопользование в нефтегазодобывающей промышленности, в первую очередь, связано с потреблением водных ресурсов и отведением их значительных объемов.

Основными источниками поступления вредных веществ в поверхностные воды при разведке и освоении месторождений нефти и газа являются:

- производственные и хозяйственно-бытовые стоки (при варианте их сброса в водные объекты и на рельеф местности);

- талые и ливневые (дренажные) воды, стекающие с производственных площадок и загрязненных участков;

- строительные и иные работы, ведущие к эрозии прибрежных зон водотоков и водоемов и попадания в них строительного мусора;

- оседание на водную поверхность загрязненных аэрозолей, поступающих от местных источников выбросов вредных веществ в атмосферу;

- аварийные разливы нефти и несанкционированный сброс отходов в водные объекты.

Опыт разработки нефтяных месторождений показывает, что водные объекты являются одним из наиболее уязвимых компонентов природной среды. Практически все нефтепромысловые объекты при их строительстве и эксплуатации несут потенциальную угрозу нарушения естественного состояния водотоков.

Наиболее опасным вредным воздействием является нефтяное, так как нефть разносится течением реки и загрязняет большие территории - она может тонкой пленкой покрывать огромную поверхность воды.

Специфика водной среды такова, что самым опасным является длительное воздействие загрязнения в малых дозах, приводящее к постепенному накоплению в среде загрязняющих веществ и, в конечном итоге, к деградации экосистем.

Экологическое состояние наземных водных объектов крайне важно для нормального функционирования биосферы в целом. Кроме того, в силу наличия гидравлической связи между грунтовыми водами и поверхностными водами для оценки степени защищенности подземных вод актуальным является вопрос состояния гидрологических объектов (поверхностных водных объектов). Со временем часть загрязняющих веществ с поверхности (донных отложений, поверхностных вод) через зону аэрации, особенно небольшой мощности и сложенной относительно проницаемыми породами может достичь грунтовых вод.

С целью защиты от загрязнения поверхности земли и водоемов проектом должны предусматриваться:

· напорная герметизированная схема сбора и транспорта нефти и нефтяного газа, полностью исключающая при нормальном технологическом режиме возможность загрязнения окружающей среды и попадания продукции нефтяных скважин в водоемы;

· обваловка площадок устьев скважин по периметру земельным валом с целью локализации загрязнений при авариях;

· размещение технологического оборудования на канализуемых площадках;

· организация зон санитарной охраны источников водоснабжения и водопроводных сооружений;

· устройство противофильтрационных экранов для прудов-накопителей, прудов-испарителей и других аналогичных объектов;

· сбор загрязненных стоков при ремонте скважины с применением инвентарных поддонов и емкостей.

4.4 Охрана земельных ресурсов и недр

Охрана земель и недр в пределах земельного отвода на разработку месторождения включает систему правовых, организационных, экономических и других мероприятий, направленных на их рациональное использование, защиту от вредных воздействий, а также на восстановление продуктивности земель, в том числе земель лесного фонда.

Рациональное использование и охрана земель должна обеспечиваться следующими мероприятиями:

· соблюдением нормативов плотности застройки;

· использованием для строительства территорий, считающихся малопригодными для сельскохозяйственного и лесохозяйственного пользования;

· прокладкой коммуникаций в коридорах с минимально допустимыми по нормам расстояниями между ними;

· локализацией загрязнений непосредственно на месте образования;

· применением для защиты трубопроводов от почвенной коррозии наряду с наружной защитой катодной поляризации;

· контролем качества сварных стыков физическими и радиографическими методами;

· организацией учета забираемой и возвращаемой воды;

· в системе сброса стоков должны предусматриваться приспособления для отбора проб и учета количества поступающих сточных вод;

· санитарно-защитными зонами для сооружений канализации в соответствии с требованиями раздела 8 «Санитарных норм проектирования промышленных предприятий»;

· строительством очистных сооружений сточных вод и канализования объектов с учетом количества, качественного состава и режима отведения сточных вод.



Заключение

Приобское месторождение открыто в 1982 году Правдинской нефтеразведочной экспедицией (руководитель - Геннадий Сухачев), которая входила в состав Ханты-Мансийской комплексной геологоразведочной экспедиции. Освоение части месторождения, расположенного на левом берегу Оби, началось в 1988 г., правобережной части (Южно-Приобское месторождение) -- только в 1999 г., так как из-за плохой проницаемости пластов долгое время его освоение считалось нерентабельным.

Приобское месторождение по запасам углеводородов - крупнейшее в Западной Сибири. Извлекаемые запасы Приобского месторождения - 578 млн. тонн нефти, газа - 37 млрд. кубометров. Месторождение обладает трудоизвлекаемыми ресурсами нефти, его территория находится в пойме реки Обь, заболочена и в весенне-осенний период затопляется водой. Кроме этого, администрация Югры ввела Приобское месторождение в разряд территорий особого порядка недропользования, что подразумевает повышенные экологические нормы.

Месторождение является многопластовым. Экcплуатациoнными объектами являются пласты АС₁₀, пласт АС_11, пласт АС₁₂. Месторождение характеризуется высоким темпом ввода новых скважин. Наибольшая часть фонда на данный момент имеет обводненность 9,5 - 25,1 % (обводненность в целом по месторождению - 22,1 %).

Накoплeнная добыча нефти на 01.01.2010 г. по пласту АС₁₂ cocтавила 11210 тыс. т, фонд добывающих скважин по пласту составил 571 скважин из них 496 скважин действующие, экcплуатациoнный фонд нагнетательных cкважин - 210, из них 172 cкважины дейcтвующиe.



Список использованной литературы

1. «Геология нефтяных и газовых месторождений». Г.А. Габриэляц. Москва, «Недра», 1989 г.

2. Технологическая схема разработки Приобского месторождения Москва, Инжиниринговый центр “ЮКОС”,1999 г.

3. Геологический отчёт по Приобскому месторождению за 2008 г.

4. Технико-экономическое обоснование освоения Приобского месторождения, СибНИИНП 1993 г.

5. «Технология и техника эксплуатации нефтяных и газовых скважин». Ю.В. Зайцев. Москва, «Недра», 1996 г.

6. «Технология и техника добычи нефти и газа». И.М. Муравьев, А.И. Жуков, М.Н. Базлов, Б.С. Чернов. Москва, «Недра», 1971 г.

7. «Техника и технология добычи нефти». В.И. Щуров. Москва, Недра, 1983 г.

Размещено на Allbest.ru

...