Файл: Введение общие сведения о территории над горным отводом.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 30.11.2023
Просмотров: 99
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
2.5. Гидрогеологические и горно-геологические условия участка недр
На площади участка недр Боголюбовского месторождения специальные гидрогеологические исследования не проводились. Характеристика гидрогеологических условий района месторождения в этой связи приведена по данным, полученным в результате бурения структурных, поисково-разведочных и эксплуатационных скважин, как на самом месторождении, так и на Боголюбовской площади в целом, с использованием материалов В.Н. Погудина (1969), М.Е. Щербаковой (1990).
Анализы выполнялись в лаборатории химических исследований ОАО «ОренбургНИПИнефть». Определялись макро- (Na++K+, Ca2+, Mg2+, Cl-, SO42-, HCO3-) и микрокомпоненты: йод, бром и бор.
Боголюбовская площадь входит в пределы юго-восточной части обширного Волго-Камского артезианского бассейна. В его составе в пределах Оренбургской области отчетливо выделяются два гидрогеологических этажа: верхнепермско-четвертичный (надсолевой) и нижнепермско-додевонский (подсолевой), разделенных выдержанной сульфатно-галогенной толщей кунгурского яруса (М.М. Булычев, 1982). Толщина ее в пределах месторождения 391 – 413 м.
В подсолевом этаже выделяются досреднедевонский, эйфельско-франский, франско-турнейский, бобриковский, окско-башкирский и верейско-нижнепермский водоносные комплексы. Из них на площади Боголюбовского месторождения изучены лишь воды отложений бийского горизонта, среднефаменского подъяруса и турнейского яруса.
Эйфельско-франский водоносный комплекс исследован в «бийской» части. Вмещающими породами бийского водоносного горизонта служат известняки темно-серые и светло-коричневые, микро-тонкокристаллические и органогенно-детритовые с прослоями вторичных доломитов. Эти воды изучены в скважине 675 Боголюбовской при опробовании в колонне интервала 3560-3568 (минус 3429,7-3437,7 м.), из которого после трехкратной соляно-кислотной обработки получен приток нефти с пластовой водой дебитом 1,8 т/сут. и 0,13 м3/сут., соответственно, при УПУ 1180-1150 м.
Франско-турнейский водоносный комплекс изучен в среднефаменской и турнейской частях (Таблица 3.5.1).
Вмещающими породами среднефаменского водоносного комплекса являются известняки светло-серые, реже темно-серые, органогенно-обломочные, нередко доломитизированные. Воды среднефаменского водоносного горизонта изучены в скважинах 676 и 703 Боголюбовских. Удельный вес их 1,160 – 1,188 г/см3, минерализация 258,66 – 270,35 г/л. Воды хлоркальциевого типа. Содержание микрокомпонентов в них не определялось.
Вмещающими породами вод турнейского яруса служат известняки светло- и темно-серые, фораминиферово-сгустковые, прослоями кристаллические, участками трещиноватые. Воды турнейского яруса на площади месторождения изучены в скважине 3303 Боголюбовской. Эти воды имеют удельный вес 1,152 г/см3, минерализацию 241,3 г/л. Тип вод хлоркальциевый. В них содержатся бром (553 мг/л) и бор (15,3 мг/л).
Воды надсолевого комплекса изучены в структурных скважинах Электрозаводской и Хлебовской площадей (В.Н. Погудин, 1969).
Верхнепермский, преимущественно терригенный, водоносный комплекс включает отложения татарского яруса. Водовмещающими породами являются красноцветные песчаники, трещиноватые алевролиты. Толщина водоносных прослоев и линз колеблется от 1-5 м до 10-15 м. Специальными гидрогеологическими скважинами 371 Электрозаводской и 688 Хлебовской в этих отложениях установлены три водоносных горизонта. В скважине 688 в 14–25 м выше кровли сокской свиты из песчаников при динамическом уровне 15-16 м и статическом – 12 м получен приток воды дебитом 1,2–1,9 ьм3/час. Удельный вес воды 1,067 г/см3. Тип вод хлоркальциевый.
Таблица 2.5.1 Физико-химические свойства и состав пластовых вод
| Параметр | Т1 | Дф2-1 | ||
| диапазон изменения | среднее значение | диапазон изменения | среднее значение | |
| Газосодержание воды, м3/м3 | - | - | - | - |
| Плотность воды, кг/м3 : | | | | |
| в стандартных условиях | 1160 | 1160 | 1160-1188 | 1171 |
| в условиях пласта | 1152 | 1152 | 1160-1188 | 1171 |
| Вязкость в условиях пласта, мПа·с | | | | 0,930 |
| Коэффициент сжимаемости, 1/Мпа*10-4 | 2,5 | 2,5 | | 2,72 |
| Объемный коэффициент, доли ед. | | | | |
| Химический состав вод, (мг-экв/100 г.)/(мг/л) | | | | |
| Na++К + | 55240,0 | 55240,0 | 90840,0-9200,0 | 91370,0 |
| 2384,88 | 2384,88 | 3933,67-3949,82 | 3907,7 | |
| Ca +2 | 19890,0 | 19890,0 | 5010,0-10620,0 | 8110,0 |
| 993,29 | 993,29 | 250,0-530,4 | 405,25 | |
| Mg +2 | 9120,0 | 9120,0 | 1940,0-4260,0 | 2480,0 |
| 750,03 | 750,03 | 160,0-350,0 | 204,17 | |
| Cl - | | 156170,0 | 156690,0-161520,0 | 159420,0 |
| 4404,02 | 4404,02 | 4420,0-4554,98 | 4496,26 | |
| HCO3 - | 100 | 100 | 40-700 | 270 |
| 1,7 | 1,7 | 0,6-11,5 | 4,51 | |
| CO3 -2 | - | - | - | - |
| SO4 -2 | 660,0-1720,0 | 1250,0 | 780,0 | 780,0 |
| 13,0-35,79 | 25,82 | 16,3 | 16,3 | |
| NH4+ | - | - | - | - |
| Br- | 553 | 553 | не опр. | не опр. |
| J- | 0 | 0 | не опр. | не опр. |
| В+3 | 15.3 | 15.3 | | |
| Li+ | не опр. | не опр. | не опр. | не опр. |
| Rb+ | не опр. | не опр. | не опр. | не опр. |
| Sr+2 | не опр. | не опр. | не опр. | не опр. |
| Cs+ | не опр. | не опр. | не опр. | не опр. |
| Общая минерализация, г/л | 241,3 | 241,3 | 258,66-270,35 | 265,15 |
| Водородный показатель, рН | - | - | - | - |
| Химический тип вод, преимущественный (по В.А. Сулину) | хлоркальциевый | хлоркальциевый | ||
| Количество исследованных проб (скважин) | 1(1) | 3(2) | ||
Второй водоносный горизонт расположен в 34-54 м. выше кровли сокской свиты. Он представлен песчаниками крупнозернистыми, слабо сцементированными. Статический уровень воды зафиксирован на глубине 14,5 м. Дебит воды 14 м3/сут при динамическом уровне 59 м. Вода хлормагниевого типа, удельный вес ее 1,04 г/см3. В интервале глубин 187-197 м. встречен третий водоносный горизонт. Водовмещающие породы – песчаники серовато-коричневые, разнозернистые. Толщина его 8 м. Статический уровень воды отмечен на глубине 6,4 м. Дебит воды 1,1-2 м3/час при динамическом уровне 10,2-11 м. Вода хлормагниевого типа, удельный вес ее 1,02 г/см3.
В скважине 371 Электрозаводской в отложениях сокской свиты в интервале глубин 92-119 м выявлен водоносный горизонт, приуроченный к песчаникам и алевролитам, толщиной 5 м. При испытании его получен приток воды дебитом 11,6 м3/сут при динамическом уровне 23 м. Статический уровень установлен на глубине 8 м. Удельный вес воды 1,023 г/см3, тип ее хлормагниевый. В интервале глубин 134-152 м. установлены два пласта песчаников толщиной 8 м. и 6 м. При их совместном испытании получен приток воды дебитом 1,2-2,5 м3/час при динамическом уровне 8,8 – 11,5 м. Статический уровень 5,7 м. Удельный вес воды 1,004 г/см3, тип ее сульфатно-натриевый (В.Н. Погудин, 1969).
В отложениях казанского и уфимского ярусов водоносных горизонтов в пределах Боголюбовской площади не выявлено.
Водоносность четвертичных отложений связана с аллювиальными образованиями и приурочена к пескам, содержащим гравий и гальку. Водоносный комплекс грунтового типа дренируется в поверхностные водоисточники по долинам реки Большой Уран, ее правых притоков – речек Дубовка, Роптанга, Камышка, левого притока – речки Солоновка, а также оврагов. Глубина их не превышает 10 м. Воды пресные с хорошими вкусовыми качествами, с минерализацией до 1,0 г/л, гидрокарбонатно-натриевого типа. Они широко используются населением для хозяйственного водоснабжения.
Горно-геологические условия участка. Осадочный чехол в районе Боголюбовского месторождения представлен отложениями горных пород четвертичного, пермского, каменноугольного и девонского возраста.
В процессе бурения эксплуатационных скважин на Боголюбовском месторождении возможны следующие осложнения:
- обвалы стенок скважин с образованием каверн в отложениях четвертичной системы, татарского яруса, калиновской свиты, серпуховского яруса, окского надгоризонта, бобриковского горизонта;
- образование каверн диаметром до 0,8 м за счет размыва галогенных пород в отложениях верхнеказанского подъяруса и кунгурского яруса.
- вероятность частичного и полного поглощения бурового раствора в отложениях сосновской свиты, иреньского и филипповского горизонта, башкирского и серпуховского яруса.
Нефтегазопроявления наблюдались при прохождении уфимского и кунгурского ярусов, филипповского горизонта, артинского яруса, башкирского яруса, окского и бобриковского горизонтов, турнейского яруса.
3 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ
3.1 Существующие на месторождение способы эксплуатации скважин. Подземное и наземное оборудование и режимы работы
На 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 штанговращателей
2) Спуск штанг со скребками
3) Замена труб и штанг на новые
4) 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.
-тепловые
1) Тепловые обработки скважин горячими водными растворами обработанными ПАВ
2) Обработка скважин горячей нефтью (АДП)
3) Обработка скважин паром (ППУ).
4) Установка глубинного электронагревателя типа «Raychem»
-химические
1) Установка глубинных дозаторов.
2) Обработка скважин полимерными фракциями и нестабильным
бензином.
3) Установка дозаторов хим. реагента на устье скважин.
4. ОБОРУДОВАНИЕ ПРОМЫСЛА
4.1 Оборудование групповых замерно-сепарационных установок
АГЗУ 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
1.25).
Счетчик ТОР выдает на блок управления и индикации (БУИ) или пункт контроля и управления импульсы, которые регистрируются электромагнитными счетчиками. Счетчик имеет шкалу и механический интегратор, где суммируется результат измерения.
Управление переключателем скважин осуществляется БУИ по установленной программе или по системе телемеханики, через ПК. При срабатывании реле включается электродвигатель гидропривода и в системе гидравлического управления ГП повышается давление. Привод переключателя ПСМ, под воздействием давления гидропривода ГП, перемещает поворотный патрубок переключателя и на замер подключается следующая скважина.
Длительность измерения определяется установкой реле времени в режиме местной автоматики. Время измерения определяется руководством промысла в зависимости от дебита скважин, способов добычи, состояния разработки месторождения и др. Если ЗУ оборудованы системой телемеханики, время замеров выставляется с диспетчерского пульта промысла.
Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией.
Помещение БУИ или ПКУ имеет естественную вентиляцию и электрические обогреватели.
Все оборудование смонтировано на металлическом основании. На основании, по периметру рамы, крепятся панели укрытия. Внутренняя полость панелей заполняется теплоизоляционным материалом и обшивается металлическими листами.
4.2 Подготовка нефти
Подготовка нефти включает в себя следующие основные стадии:
- учет поступающей нефтяной эмульсии;
- обработку поступающего сырья реагентом-деэмульгатором;
- сепарацию нефти от газа;
- предварительное обезвоживание нефти;
- нагрев сырой нефти;
- глубокое обезвоживание нефти;
- прием нефти и нефтешлама на установку из автоцистерн;
- обработка ловушечной нефти;
- сепарацию товарной нефти;
- хранение и откачку товарной нефти потребителью.
Блок концевой сепарации нефти
Поток Н1 водогазонефтяная эмульсия, по трубопроводу ДУ-250 направляется в емкость Е-2/1 (1 ступень сепарации), где производится разгазирование эмульсии, уровень раздела фаз контролируется по прибору «Гамма-8», выделившийся газ через газовый трап ТГ используется в котельной и на собственные нужды для работы ПП-1,6 №№1,2. Высота уровня раздела фаз, и давление сепарации задаются в карте технологического режима. Оперативный контроль давления сепарации осуществляется визуально по манометру типа ОБМ-160, Р=0-0,4 МПа; 1,5 периодически (при обходах). Возможно направлять поток Н1 напрямую в Е-2/4, минуя Е-2/1.