Файл: Для транспорта разгазированной нефти с Хорлорского до.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 25.10.2023
Просмотров: 94
Скачиваний: 2
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
ВВЕДЕНИЕ
Хорлорское нефтяное месторождение - расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Входит в состав Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Хорлорское месторождение относится к Сургутской болотной провинции северной части Среднеобской низменности.
Расположено в междуречье рек Ехомпим, Сортымпим, принадлежащих бассейну реки Пим. Непосредственно на территории м-ния протекают реки Пим, Лукъехан, Ай-Катаехан. На территории месторождения расположены озера: Соломлор, Кевпутлор, Варнгаеганлор, Имилор, Яптато, Хорлор. Большая часть территории заболочена. Преобладают озерково-грядово-мочажинные болота. По площади месторождения преобладают болотные типы почв, среди них выделяются торфянисто-, торфяно-глеевые, а также торфянисто- перегнойно-глеевые. По состоянию на 01.01.2006 г. месторождение полностью обустроено. Работают дожимная насосная станция производительностью 5 тыс. куб.м/сут. с аварийным резервуаром. Обустроен куст водозаборных скважин. Построена система нефтегазосборных сетей и высоконапорных водоводов протяженностью 15,6 и 15,3 км соответственно.
Для транспорта разгазированной нефти с Хорлорского до Тромъёганского месторождения построен нефтепровод диаметром 273 мм, протяженностью 17,3 км и далее диаметром 273 мм, протяженностью 22,7 км до действующей системы транспортировки нефти с месторождений Тянской группы. Подготовка нефти осуществляется совместно с нефтью других месторождений НГДУ "Нижнесортымскнефть" на Алехинском ЦПС.
Газ первой ступени сепарации и газ с сепаратора-буфера под собственным давлением подается промысловым потребителям. Потребность в электроэнергии обеспечивается от подстанции ПС 35/6кВ. Транспортное освоение осуществляется по автодороге "Тромъеганское месторождение - Хорлорское месторождение" протяженностью 17,5 км. Объекты магистрального транспорта нефти нефти вблизи месторождения отсутствуют.
Хорлорское месторождение было открыто в 1991 году. По величине запасов Хорлорское месторождение относится к категории мелких, а по геологическому строению – к простым.
Нефтяная и газовая промышленность – основа экономики, дальнейшие перспективы развития данной отрасли связываются с повсеместным применением современного оборудования и самых передовых технологий. Это необходимо для повышения эффективности технологических процессов, их экономичности, безопасности, надежности, и, в конечном итоге, конкурентоспособности отрасли на мировом уровне.
1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1 Орогидрография
Орогидрография - это система параллельных хребтов и массивов, разделённых продольными и поперечными речными долинами и межгорными депрессиями.
Хорлорское нефтяное месторождение - расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Входит в состав Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.
Хорлорское месторождение относится к Сургутской болотной провинции северной части Среднеобской низменности. Расположено в междуречье рек Ехомпим, Сортымпим, принадлежащих бассейну реки Пим. Непосредственно на территории м-ния протекают реки Пим, Лукъехан, Ай-Катаехан. На территории месторождения расположены озера: Соломлор, Кевпутлор, Варнгаеганлор, Имилор, Яптато, Хорлор. Большая часть территории заболочена. Преобладают озерково-грядово-мочажинные болота. Климат района резко континентальный. Зима продолжительная, суровая и снежная.
Лето короткое, умеренно теплое, с частыми заморозками. По площади месторождения преобладают болотные типы почв, среди них выделяются торфянисто-, торфяно-глеевые, а также торфянисто- перегнойно-глеевые. Месторождение расположено в зоне деятельности НГДУ "Нижнесортымскнефть", в районе с развитой инфраструктурой, обеспечивающей подготовку и сдачу товарной нефти. По состоянию на 01.01.2006 г. месторождение полностью обустроено. Работают дожимная насосная станция производительностью 5 тыс. куб.м/сут. с аварийным резервуаром. Обустроен куст водозаборных скважин. Построена система нефтегазосборных сетей и высоконапорных водоводов протяженностью 15,6 и 15,3 км соответственно. Для транспорта разгазированной нефти с Хорлорского до Тромъёганского месторождения построен нефтепровод диаметром 273 мм, протяженностью 17,3 км и далее диаметром 273 мм, протяженностью 22,7 км до действующей системы транспортировки нефти с месторождений Тянской группы. Подготовка нефти осуществляется совместно с нефтью других месторождений НГДУ "Нижнесортымскнефть" на Алехинском ЦПС. Газ первой ступени сепарации и газ с сепаратора-буфера под собственным давлением подается промысловым потребителям (котельная при ДНС). Потребность в электроэнергии обеспечивается от подстанции ПС 35/6кВ. Транспортное освоение осуществляется по автодороге "Тромъеганское месторождение - Хорлорское месторождение" протяженностью 17,5 км. Объекты магистрального транспорта нефти нефти вблизи месторождения отсутствуют.
Хорлорское месторождение было открыто в 1991 году. По величине запасов Хорлорское месторождение относится к категории мелких, а по геологическому строению – к простым. В географическом отношении Хорлорское нефтяное месторождение (рис. 1) располагается в Сургутской болотной провинции, соответствующей центральной части Среднеобской низменности.
Рисунок 1 - Местоположение Хорлорское нефтяное месторождение
1.2 Состояние разработки месторождения
Система организационно-технических работ, направленных на добычу из недр земли ископаемых включает в себя и разработку нефтяных месторождений. Это сложный процесс, который делится на стадии для упрощения всех работ. Разработка нефтяных и газовых месторождений проводится с помощью буровых установок, изредка используется шахтная добыча нефти. Стадия – этап разработки месторождения природного ископаемого, в ходе которого проходят закономерные изменения технологических процессов.
Стадии разработки:
1. Первая стадия разработки, когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда.
2. Вторая стадия разработки характеризуется стабильными годовыми отборами нефти в соответствии с запроектированными показателями.
3. Третья стадия разработки характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и газонапорном режиме.
4. Четвертая стадия разработки характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдаются высокаяобводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти
Начиная с 2002 года, отмечается увеличение объемов добычи, связанное со значительным объемом применения ГТМ, направленных на интенсификацию добычи нефти и повышение нефтеотдачи пластов. Увеличение отборов нефти в 2003-2004 гг. составило 6.1-8.9% при увеличении отборов добываемой жидкости на 10.1-13.9%, рисунок 2.1. В дальнейшем (в 2006-2009 гг.) отборы нефти и жидкости снижаются. Это связано как с обводнением, так и выработанностью запасов основного объекта. Более детально динамику добычи за 2006-2011 гг. можно отследить по месячным показателям, рисунок 2.2. В условиях увеличения среднесуточной добычи жидкости, среднесуточная добыча нефти за этот период снижается с 29.3 тыс. т (январь 2006 г.) до 18.7 тыс.т (декабрь 2011 г.). Действующий фонд скважин за этот период увеличился. с 1272 до 1457ед. при увеличении среднего дебита жидкости с 60.2 до 87.3т/сут. Средний дебит по нефти в течение рассматриваемого периода снизился с 24.4 до 13.0 т/сут. Обводненность продукции с января 2006 г. по декабрь 2011 г. увеличилась на 25.6% и составила 85.1%. Основной причиной роста обводненности является истощение запасов. Наибольший вклад в показатели разработки месторождения вносит основной объект БС102-3, характеризующийся наибольшей степенью вовлечения в разработку и выработкой, таблица 1.78. Наиболее высоким коэффициентом использования фонда (0.98) характеризуется объект БС11. Всего по месторождению по состоянию на 1.01.2012 г. действующий добывающий фонд составляет 1462 скважины, нагнетательный - 704, коэффициент использования -0.89, таблица 2.3.
В целом за 2011 год на Тевлинско-Русскинском месторождении было введено из бурения 53 скважины, в том числе 34 наклонно-направленных и 19 горизонтальных скважин. Более подробная информация находится в Приложении В 1.1. Ввод новых наклонно-направленных скважин За 2011 год на Тевлинско-Русскинском месторождении введено в эксплуатацию 34 наклонно-направленные скважины, все мероприятия проведены на объекте ЮС1. Средний входной дебит скважин по нефти составил 34.6 т/сут, по жидкости - 42.1 т/сут (таблица 2.5). По состоянию на 01. 01.2012 года из 34 скважин в действующем эксплуатационном фонде находится 30 и работают со средним дебитом по нефти 30.3 т/сут, по жидкости 34.5 т/сут при обводненности 15%. Накопленная добыча нефти от ввода новых наклонно-направленных скважин составила 169.9 тыс.т. или 23.9% дополнительной добычи нефти от общего количества ГТМ выполненных за отчетный период на месторождении. В 2011 году бурение велось на следующих кустовых площадках: №№ 98, 122, 149,151, 227, 259, 100Б, 149Б, 227А.
По состоянию на 01.01.2012 года все скважины находятся в действующем эксплуатационном фонде и работают со средним дебитом по нефти 76.2т/сут, по жидкости 96.6 т/сут при обводненности 26%. Суммарная накопленная добыча нефти от введенных горизонтальных скважин составила 192.1 тыс. т или 27.1% дополнительной добычи нефти от общего количества ГТМ выполненных за отчетный период на месторождении. Характеристика продуктивных горизонтов и нефтей Русскинского месторождения представлена в таблице 1.
Таблица 1- Характеристика продуктивных горизонтов и нефтей
Русскинского месторождения
| Параметры | Пласт | |||||||||||||||
| АС4-8 | АС9 | БС1-2 | БС 1 10 | БС10 | БС14-19 | ЮС1 | ЮС2 | |||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | ||||||||
| Средняя глубина залегания кровли, м | 3200 | 3150 | 2850 | 3200 | 3200 | 3230 | 3150 | 2 900 | ||||||||
| Тип залежи | пластово-с водовая | пластово-сводовая, водоплав | пластово-сводовая, водоплав. | литологи- чески экранир., пластово-с водовая | пластово-с водовая | пластово-с водовая, литологи-ч ески экранир. | пластово-с водовая, литологи-ч ески экранир. | структур-нолито логичес ки экранир. | ||||||||
| Тип коллектора | пористый | |||||||||||||||
| Средняя общая толщина, м | 80,6 | 21,8 | 24,8 | 11,0 | 38,6 | 7,2–18,2 | 10,8 | 25,0 | ||||||||
| Средняя эффективная газонасыщенная толщина, м | 19,7 | 3,8 | 22,2 | 23,1 | 22,1 | 10,1 | 2.5 | 8,1 | ||||||||
| Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м | 21,4 | 4,9 | 4,2 | 3,9 | 14,2 | 2,2–8,1 | 3,1 | 3,0 | ||||||||
2. СПОСОБЫ ДОБЫЧИ НЕФТИ
2.1 Освоение скважин
После перфорации необходимо вызвать приток из пласта, это достигается снижением давления в стволе скважины ниже пластового, а процесс вызова притока называется освоением скважин.
При освоении скважины устанавливают поверхностное оборудование (фонтанную арматуру), спускают в скважину НКТ (насосно-компрессорные трубы) с таким расчетом, чтобы конец последней трубы был на уровне середины испытываемого пласта.
Методика освоения скважин зависит от величины пластового давления, геологических свойств пласта и условий его залегания. Для вызова притока нефти из пласта необходимо гидростатическое давление в скважине снизить относительно пластового давления. Освоение может происходить несколькими способами:1. Снижение плотности бурового раствора (замена на более легкий – промывка на воду или нефть).
2. Снижение уровня бурового раствора в скважине (компрессорный метод или поршненвание).
При компрессорном методе сжатый воздух подается в межтрубное пространство, в результате раствор газируется и поступает во внутрь НКТ, уровень раствора в скважине снижается. В результате снижается давление на пласт и нефть (газ) поступает в скважину. Закачка воздуха компрессором продолжается дотех пор, пока не начнется самопроизвольное фонтанирование нефти или до полной замены технической воды нефтью.
При поршневании или свабированиипроисходит снижение уровня бурового раствора. Приток жидкости из пласта происходит в результате периодического спуска и подъема на канате сваба (поршня). У сваба есть клапан, при подъеме клапан закрывается, и жидкость над поршнем выбрасывается из скважины и т.д.
Фонтанные скважины рекомендуется испытывать на трех разных режимах с замерами всех параметров.
Отбор проб из скважины берется поверхностно, т.е. на фонтанной арматуре имеется специальный клапан при открытии которого забирают нефть из скважины в специальную емкость.
Пластовая проба отбирается пробоотборником, который спускают в скважину через НКТ до продуктивного пласта. Перед отбором пластовой пробы на скважину устанавливают штуцер самого маленького диаметра. Штуцер уравнивает забойное давление с пластовым. Кроме того, воздействие на породу ударных волн широкого диапазона частот при перфорации вызывает иногда необратимые физико-химические процессы в пограничных слоях тонкодисперсной пористой среды, размеры пор которой соизмеримы с размерами этих пограничных слоев с аномальными свойствами. В результате образуется зона с пониженной проницаемостью или с полным ее отсутствием. Основная задача освоения восстановление естественной проницаемости коллектора на всем протяжении вплоть до обнаженной поверхности пласта