Файл: Введение общие сведения о территории над горным отводом.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 30.11.2023

Просмотров: 116

Скачиваний: 2

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

cОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. Общие сведения о территории над горным отводом

1.1 Географическое и административное положение участка недр

2.2. Особенности тектонического строения участка

2.4 Физико-химические свойства и состав пластовых флюидов

3.1 Существующие на месторождение способы эксплуатации скважин. Подземное и наземное оборудование и режимы работыНа Боголюбовском месторождение скважины эксплуатируются бесштанговыми электроцентробежными (ЭЦН) насосами.Установки погружных центробежных электронасосов (УЭЦН) широко начали применять для эксплуатации скважин с 1955 г.УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ.Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос, гидрозащиту и электродвигатель. Он спускается в скважину на колонне НКТ, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования, устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор и станцию управления по кабелю, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами (хомутами), подается на электродвигатель, с ротором которого связан вал центробежного электронасоса (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровой клапан, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном — спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. Гидрозащита включает в себя компенсатор и протектор.Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяются между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами.Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного газа на глубину до 250—300 м, а иногда и до 600 м.Установки ЭЦН выпускают для эксплуатации высокодебитных, обводненных, глубоких и наклонных скважин с дебитом 25—1300 м3/сут и высотой подъема жидкости 500—2000 м. УЭЦН состоит из: компенсатора, двигателя, протектора, насоса, гидрозащита, сепаратор газов.3.2 Мероприятия по продлению межремонтного периода работы скважин, проводимые ООО «Недра-К»Тщательная работа по отбраковке НКТ позволило несколько снизить количество ремонтов положительным моментом для увеличения МРП - внедрение системы «насос». Программа позволяет полно оценить существующий режим работы подземного оборудования, выбрать оптимальный типоразмер глубинного оборудования с учетом создаваемой депрессии на пласт и обладает рядом преимуществ по сравнению с предыдущими программами.Важную роль в повышении МРП играет своевременная диагностика и внедрение программ по оптимизации параметров насосных установок.Методы увеличения МРП скважины при КРГ могут быть:1)улучшение производительной и технологической дисциплины, повышение квалификации ИГР (в первую очередь мастеров) и рабочих (бурильщиков, пом. буров).2)улучшение материально-технического обеспечения (НКТ, штанги, штоки, насосы, соляная кислота и т.д.).3) закупка гидравлических трубных ключей «Ойл Кантри» с регулируемым моментом свинчивания НКТ, что позволяет увеличить срок работы резьбовых соединений НКТ.4) обеспечение до и г ад КПРС лабильно-режущим инструментом согласно потребностям.5) проведение РИР с закачкой микроэмульсионных мицеллярных составов в добывающие скважины.К основным метода увеличения МРП относятся:-механические:1) Установка штанговращателей2) Спуск штанг со скребками3) Замена труб и штанг на новые4) Использование скребков и лебёдок для депарафинизации скважин.5) Эксплуатация НКТ, штанг согласно инструкции по эксплуатации данного оборудования Д-39)6) Использование фильтров новой конструкции (тонкая очистка).7) Спуск глубинно-насосного оборудования и режим работы скважин согласно расчёта технического отдела.-тепловые1) Тепловые обработки скважин горячими водными растворами обработанными ПАВ2) Обработка скважин горячей нефтью (АДП)3) Обработка скважин паром (ППУ).4) Установка глубинного электронагревателя типа «Raychem»-химические1) Установка глубинных дозаторов.2) Обработка скважин полимерными фракциями и нестабильнымбензином.3) Установка дозаторов хим. реагента на устье скважин.4. ОБОРУДОВАНИЕ ПРОМЫСЛА4.1 Оборудование групповых замерно-сепарационных установокАГЗУ предназначены для автоматического учета количества жидкости и газа, добываемых из нефтяных скважин с последующим определением дебита скважины. Установка позволяет осуществлять контроль над работой скважин по наличию подачи жидкости и газа и обеспечивает передачу этой информации, а также информацию об аварии на диспетчерский пункт.Областью применения установок является нефтегазодобывающие предприятия, имеющие скважины с дебитом до 400 м3/сут и содержанием газа в жидкости при нормальных условиях до 160 м3/м3. Оборудование групповой установки рассчитывается на подключение и сбор продукции с 8 - 12, а иногда и более скважин. Продукция, поступающая со скважины, замеряется периодически для каждой скважины.Продукция скважин по сборным коллекторам, через обратные клапана и линии задвижек поступает в переключатель ПСМ (переключатель скважин многоходовой). При помощи переключателя ПСМ продукция одной из скважин направляется через задвижку в сепаратор, а продукция остальных скважин направляется в общий через задвижку.В сепараторе происходит отделение газа от жидкости. Выделившийся газ при открытой заслонке, поступает в общий трубопровод, а жидкость накапливается в нижней емкости сепаратора. При содержании газа в жидкости при нормальных условиях более 160м3/м3 должна применяться заслонка дисковая, которая поставляется по особому заказу.С помощью регулятора расхода и заслонки, соединенной с поплавковым уровнемером, обеспечивается циклическое прохождение накопившейся жидкости через турбинный счетчик жидкости ТОР с постоянными скоростями, что обеспечивает измерение дебита скважин в широком диапазоне с малыми погрешностями.Регулятор расхода РР соединен двумя импульсными трубками с сосудом и линией после заслонки. При перепаде давления РР обеспечивает выход жидкости из сосуда через счетчик ТОР в общий трубопровод. Из общего трубопровода жидкость движется на ДНС или УПСВ. Для предотвращения превышения давления в сосуде на нем установлен предохранительный клапан СППК.СППК срабатывает при давлении в сосуде выше допустимого и жидкость из сосуда поступает в дренажную линию. Он тарируется не реже чем 1 раз в год (давление тарировки Р тар=Р раб.сосуда * 1

cОДЕРЖАНИЕ


Введение…………………………………………………………………………...2

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ТЕРРИТОРИИ НАД ГОРНЫМ ОТВОДОМ……...3

1.1 Географическое и административное положение участка недр….....3

1.2 Климатические условия территории……………………………….....6

1.3 Размеры участка недр, категории земель на площади горного отвода……………………………………………………………………..…7

1.4 Застроенность территории (объекты застройки площади залегания полезных ископаемых)……………………………..………………………8

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ И ГИДРОГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА УЧАСТКА НЕДР. ГОРНО-ГЕОЛОГИЧЕСКИЕ УСЛОВИЯ УЧАСТКА НЕДР……………………………………………………………………………...10

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза…………..…10

2.2. Особенности тектонического строения участка……………………15

2.3 Нефтегазоносность и геологическое строение продуктивных пластов……………………………………………………………………..17

2.4 Физико-химические свойства и состав пластовых флюидов………18

2.5. Гидрогеологические и горно-геологические условия участка недр………………………………………………………………………...21

3 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ…………………………..27

3.1 Существующие на месторождение способы эксплуатации скважин. Подземное и наземное оборудование и режимы работы……………….27

3.2 Мероприятия по продлению межремонтного периода работы скважин, проводимые ООО «Недра-К»………………………………….28

4. ОБОРУДОВАНИЕ ПРОМЫСЛА……………………………………………30

4.1 Оборудование групповых замерно-сепарационных установок……30

4.2 Подготовка нефти……………………………………………………..32

5. ПОДЗЕМНЫЙ РЕМОНТ……………………………………………………..35

5.1 Виды подземного ремонта…………………………………………....35

5.2 Оборудование и инструменты применяемые при ремонте………...37

5.3 Технология проведения спуско-подъемных операций……………..39

5.4 Применяемый на месторождении метод ППД и повышения нефтеотдачи пласта……………………………………………………….41

ВВЕДЕНИЕ



В административно-территориальном отношении Боголюбовский участок недр, в границах которого находится Боголюбовское нефтяное месторождение, находится в Новосергиевском районе Оренбургской области.

Вид пользования недрами: - для разведки и добычи полезных ископаемых на Боголюбовском участке недр.

Основным видом полезных ископаемых, содержащихся в пределах предоставленного Боголюбовского участка недр, является углеводородное сырье.


1. Общие сведения о территории над горным отводом

1.1 Географическое и административное положение участка недр



В административном отношении Боголюбовское месторождение нефти расположено на территории Новосергиевского района Оренбургской области, в 35 км к востоку от г. Сорочинск.

Ближайшие разрабатываемые месторождения Смоляное, Кодяковское, Малаховское, Восточно-Малаховское, Сорочинско-Никольское и Ольховское месторождения, которые связаны нефтепроводом Никольское-Покровское-Самара.

Районный центр – поселок городского типа Новосергиевка находится в 40 км южнее условного центра месторождения. На площади месторождения расположены села Боголюбовка (на юго-востоке), Нестеровка (на юге) и Ключевка (на северо-западе), Роптанка (на северо-востоке). В 4 км восточнее от юго-восточной границы участка месторождения находится село Балейка (Error: Reference source not found).

Через центральную часть площади месторождения с юго-востока на северо-запад проходит улучшенная грунтовая дорога, соединяющая села Кодяковку (расположено в 6 км западнее от участка месторождения), Нестеровку, Боголюбовку, Балейку с райцентром Новосергиевка. Кроме того, на площади месторождения развита большая сеть проселочных дорог, пригодных для передвижения автотранспорта лишь в сухое время года. В 30 км к юго-западу от участка месторождения проходит железная дорога Оренбург-Самара, параллельно ей – асфальтированная дорога Оренбург-Бузулук.

В качестве энергетической базы для нужд промысла служит действующая линия электропередач.

В орогидрографическомотношении участок месторождения расположен на правобережье реки Бол. Уран, на северном склоне Общего Сырта. Морфологически площадь месторождения представляет собой равнину с холмистым рельефом, понижающуюся с севера и юга в долину р. Бол. Урана от отметок 223,0-291,9 м (на севере) и 190-208,4 м (на юге) до 111,7-124,0 м – урез воды реки Бол. Уран. Перепад высот составляет 90-180 м. Склоны пологие, прорезаны оврагами, логами и промоинами. В юго-западной части площади месторождения находятся овраги Сухая Коровка и Хамовка, балка Берлогин Лог, впадающие слева в реку Бол. Уран. В северо-восточной части участка месторождения расположены овраги Квашнин Лог, Первый Лог и Агафонова Щель, впадающие в долину речки Роптанка – первые два слева, а последний – справа.


Гидрографическая сеть на площади месторождения представлена рекой Большой Уран и ее притоками – речками Дубовка, Роптанка, впадающими справа, и Солоновка – слева. Вдоль восточной границы участка месторождения в меридианальном направлении с севера на юг протекает речка Камышка, впадающая в реку Бол. Уран справа. Река Бол. Уран на этом участке



Рисунок 1.1 - Обзорная карта района Боголюбовского месторождения

протекает с юго-востока на северо-запад, резко меняя направление в центральной части площади месторождения на южное, широтное и северное, образуя извилистую луку в районе села Нестеровка. Ширина реки достигает 30-50 м, глубина 1,5-2,0 м, скорость течения 0,2 м/сек. Отметка уреза воды у восточной рамки участка месторождения 124,0 м, а у северо-западного угла участка 111,7 м. Речки Дубовка, Роптанка, Солоновка, Камышка небольшие, мелкие и в жаркое летнее время пересыхают. Реки замерзают в конце ноября, вскрываются в начале апреля. Весеннее половодье длится 8-10 дней, высота подъема уровня - до 2 м. Межень с июня по сентябрь.

Основное питание рек происходит за счет атмосферных осадков и подземных вод. Вода в реках пресная, преимущественно гидрокарбонатно-кальциевого состава, широко используется населением для своих нужд. Источником питьевой воды для населения служат водоносные горизонты мезозойских отложений. Обеспечение промысла технической водой осуществляется из индивидуальных скважин-колодцев.

Ландшафт территории участка степной. Лиственные леса и кустарниковая растительность приурочены к пойме реки Бол. Уран и названных выше речек. На полях посажены лесозащитные полосы (преимущественно за пределами площади месторождения). Грунты на участке месторождения суглинистые, глинистые, в меньшей мере супесчаные.

Район месторождения относится к V-VI категории устойчивости относительно карстовых процессов. Возникновение селей, лавин, оползней здесь исключено. Многолетние мерзлотные породы (ММП) не распространены. Рассматриваемый район не относится к сейсмически активному.
1.2 Климатические условия территории
В районе Боголюбовского месторождения сформирован ярко выраженный резко континентальный тип климата (III климатическая зона согласно СНиП 2.01.01.82 «Строительная климатология и геофизика»), характеризующийся резкими перепадами температур воздуха, как в течение суток, так и между теплым и холодным периодами года, а также недостаточной увлажненностью территории.


Зима (середина ноября - март) холодная, снежная, с устойчивыми морозами (-15-20°С до -40°С). Оттепели редки и сопровождаются гололедом. Снежный покров устанавливается в середине ноября и держится до половины апреля. Грунты промерзают на глубину 1,6-1,8 м. Весна (апрель-май) теплая, с ясной солнечной погодой. Днем в апреле температура воздуха +7-9°С, в мае +18-20°С, ночью до начала мая возможны заморозки. Снежный покров сходит в середине апреля, а к концу месяца просыхают грунты. Лето (июнь - середина сентября) жаркое, сухое, нередко засушливое, с ясной солнечной погодой. Температура воздуха днем +23-28°С (максимальная +40°С). Дожди преимущественно ливневые, часты грозы. Осень (середина сентября - середина ноября) теплая и ясная в первой половине, прохладная и пасмурная, с затяжными моросящими дождями во второй. В начале ноября начинаются снегопады. Ветры отмечаются в течение всего года преимущественно западные и юго-западные.
1.3 Размеры участка недр, категории земель на площади горного отвода
Боголюбовское нефтяное месторождение находится в границах трех участков недр: Боголюбовского (лицензия ОРБ 11304 НЭ от 09.12.2016 г.) ООО «Недра-К», Боголюбовского (лицензия ОРБ 15968 НЭ от 28.12.2015г.) и Новобоголюбовского (лицензия ОРБ 02957 НР от 23.05.2016г.), принадлежащих ПАО «Оренбургнефть».

Площадь участка Боголюбовского недр ОРБ № 11304 НЭ, принадлежащего ООО «Недра-К», составляет 34,9 км2.

В целом район характеризуется высоко развитой инфраструктурой. В экономическом отношении район месторождения характеризуется сельско-хозяйственным уклоном. Основные занятия населения - земледелие и животноводство. Большая часть площади участка заняты посевами сельскохозяйственных культур, либо залежными землями.

С открытием нефтяных месторождений активно развивается нефтедобывающая промышленность, центром которой является г. Сорочинск. Здесь расположена база нефтегазодобывающего предприятия Сорочинского цеха по добыче ПАО «Оренбургнефть».

Земли в границах испрашиваемого горного отвода относятся к категории сельскохозяйственного назначения и принадлежат Администрации муниципальных образований Новосергиевского района.

В районе имеется несколько месторождений строительных материалов: Войковское месторождение гравийно-песчанных смесей, Кувайское месторождение эоловых песков, Новосергиевское месторождение с несколькими песчаными и песчано-гравийными залежами и Сорочинское месторождение глин.


Потребность в других стройматериалах может быть обеспечена за счет завоза их из других районов.

Расположение земельных угодий в границах испрашиваемого горного отвода, представлено на Топографическом плане горного отвода, выполненного в масштабе 1:25000 (Графическое приложение № 1).
1.4 Застроенность территории (объекты застройки площади залегания полезных ископаемых)
На Боголюбовском месторождении, в пределах недропользователя ООО «Недра-К» нефтегазовая смесь от скважин турнейского объекта по выкидным трубопроводам поступает на существующий групповой замерный узел ГЗУ, расположенный на пункте подготовки и налива нефти (ППСН), далее нефть автобойлерами вывозится для реализации потребителю.

Попутный нефтяной газ используется в качестве топлива для блока нагревателей ПНПТ-0.63 и в газогенераторной установке для выработки электроэнергии.

Боголюбовское месторождение разрабатывается с поддержанием пластового давления. Система ППД турнейского объекта реализована следующим образом: Вода из водозаборных скважин по герметизированной системе высоконапорных водоводов закачивается в нагнетательные скважины 701, 702, 3316. В скважинах 701 и 702 реализована закачка совместно с заволжским объектом, с применением оборудования для ОРЗ.

Источником водоснабжения для нужд ППД является артезианская слабоминерализованная вода, добываемая водозаборными скважинами из отложений татарского водоносного комплекса на основании лицензии ООО «Недра-К (ОРБ 01456 ВЭ от 15.09.2009 сроком действия до 30.06.2018 г.).

На перспективу планируется использование очищенной пластовой воды для целей ППД, как основного источника водоснабжения.

Источником электроснабжения служит ЛЭП 35кВ, проходящая через площадь Боголюбовского месторождения.

2. геологическая и гидрогеологическая характеристика участка недр. горно-геологические условия Участка недр

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика разреза
Геологический разрез представлен осадочными образованиями рифейского, вендского, девонского, каменноугольного, пермского и четвертичного возрастов. Породы кристаллического фундамента залегают, по данным сейсморазведки, на глубине 3-4 км.

ПРОТЕРОЗОЙСКАЯ ГРУППА (PR-V)

Наиболее древние отложения на месторождении - породы протерозойской группы (каировская свита верхнего венда), вскрытые скважиной № 675. Породы представлены песчаниками с прослоями алевролитов. Песчаники полимиктовые, слабо пористые, цемент - кварцево-регенерационный, серицитовый и доломитовый. Алевролиты - полимиктовые, слабо пористые. Вскрытая толщина отложений - 25 м.

Смотрите также файлы