ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 25.10.2023
Просмотров: 231
Скачиваний: 13
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
ВВЕДЕНИЕ
Эффективность мер борьбы с АСПО при добыче нефти зависит от комплексного подхода к решению данной проблемы. Необходимо знание физико-химических процессов и причин, вызывающих отложения парафина в различных условиях залегания нефти, умение заранее прогнозировать, надежно контролировать и своевременно предотвращать возможное появление АСПО в процессе эксплуатации скважин. Особое внимание нужно уделять правильному выбору нужных методов борьбы с АСПО,позволяющих добиться наибольшей их эффективности в конкретных промысловых условиях с учетом экономической целесообразности.Актуальность рассматриваемой темы «Экономическое обоснование технологического предложения по улучшению эксплуатации нефтяных и газовых скважин в условиях Мамонтовского месторождения» решает очень важную тему по увеличению коэффициента нефтеотдачи, что ведет к повышению добываемой продукции и увеличению прибыли предприятия от дополнительно добытой нефти, полученной в результате обработки скважин ингибитором СНПХ-7821.
Цели данной работы:
1. Обосновать технологическую эффективность предлагаемого мероприятия;
2. Рассчитать экономическую эффективность обработки скважины ингибитором СНПХ – 7821 в условиях Мамонтовского месторождения.
1.ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
-
Общие сведения о месторождении
Мамонтовское месторождение в административном отношении расположено в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области (Рис.1).
Территория месторождения расположена на левобережье р. Оби в междуречье Большого Югана и Большого Салыма и занимает часть бассейна р. Большой Балык, находящихся на Среднеобской низменности.
Коренное население состоит из хантов, манси и русских. Основное их занятие – охота, рыболовство, звероводство и сельское хозяйство. Ближайшими крупными населенными пунктами являются города Нефтеюганск и Пыть-Ях. Последний расположен в центральной части территории месторождения на расстоянии 50км от г.Нефтеюганска. По территории месторождения проходит железная дорога Тюмень - Сургут. ПытьЯх является крупной железнодорожной станцией. В непосредственной близости от месторождения расположен поселок городского типа – Мамонтово. Населенные пункты связаны между собой дорогами с асфальтобетонным покрытием. На месторождении дороги с асфальтобетонным и грунтоволежневым покрытием. Из–за сильной заболоченности дорожная сеть развита слабо. Перевозка грузов осуществляется железнодорожным и автомобильным транспортом, в летнее время используется водный транспорт. Вблизи месторождения проходит газопровод Уренгой – Челябинск – Новополоцк и нефтепровод Нижневартовск – Усть-Балык – Омск. Энергоснабжение месторождения осуществляется от подстанций «ПытьЯх», Мамонтово, Лунная. Месторождение отапливается стационарными котельными.
Рисунок 1 - Обзорная карта месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз»
Географическое положение территории определяет ее климатические особенности. Район месторождения относится к I Д климатическому поясу. Климатические условия резко континентальные, характеризуются суровой продолжительной зимой, сравнительно коротким, но теплым летом, короткими переходными сезонами весной и осенью, резкими колебаниями температур в течение года, месяца и даже суток. Среднегодовая температура воздуха -3 0С, среднемесячная температура воздуха наиболее холодного месяца января -220С, а самого жаркого - июля +170С. Абсолютный минимум температуры приходится на декабрь -550С, абсолютный максимум - на июнь +340С. Осадков в районе выпадает много. Глубина промерзания почвы зависит от многих факторов: снежного покрова, почвы, травянистого покрова и колеблется в больших пределах - от 50 до 150см. Общая площадь месторождения составляет около 1000 км2 . В геоморфологическом отношении территория месторождения представляет собой плоскую равнину, расчлененную реками Пучип-Игый, Большой Балык, Малый Балык, водосборы которых имеют высокую заболоченность и заозеренность. Долина Малого Балыка в нижнем течении и левобережье долины Большого Балыка находятся на надпойменной террасе, высота которой 15-20м. Поймы рек М.Балык и Б.Балык занимают значительную площадь северной и центральной частей месторождения. Общая площадь пойм рек и ручьев более 100км2 . Мамонтовское месторождение, характеризуется большой площадью нефтеносности, сложным геологическим строением, многопластовостью, сосредоточением около половины запасов в водонефтяных зонах и низко проницаемых коллекторах. Поисково - разведочное бурение на территории месторождения начато в 1964 г. Открыто Мамонтовское месторождение в 1965 г. В промышленную разработку введено в 1970 году. Запасы углеводородов утверждены в ГКЗ РФ в 1999 г. (протокол № 541). Запасы нефти 1,4 млрд т. Залежи на глубине 1,9-2,5 км. Начальный дебит скважин до 150 т/сут. Выход легких фракций - 30-40 %. Нефть Мамонтовского месторождения характеризуется следующими свойствами: удельный вес (плотность) - 0,871-0,885 г/см3, содержание серы - 1,2-1,5 %, парафина - 2,9-3,8, смол - 7,6-9,1, асфальтенов - 2,2-3,1 %. По состоянию на 05.02.2015 в промышленной разработке находятся 7 основных эксплуатационных объектов - АС4 (с 1971 года), АС5-6 (с 1974 года), БС8 (с 1979 года), БС10 (с 1970 года), БС10ТСП (с 1971 года), БС11 (с 1975 года), БС6 (с 1992 года). Обустройство Мамонтовского месторождения выполнялось по проектам институтов “Гипротюменнефтегаз” и “СургутНИПИнефть”. Было разработано несколько проектов, по которым на месторождении осуществлялось бурение скважин, построены системы сбора, подготовки и транспортировки пластовых флюидов и заводнения продуктивных пластов. Проектные решения по месторождению поэтапно корректировались и совершенствовались в процессе его разбуривания и разработки по мере появления новых данных, уточнения геологического строения, внедрения новых технологий. Это
объясняется большими размерами по площади, следовательно огромными капиталовложениями в строительство производственно-сырьевой базы и сети промысловых сообщений. Даже на состояние 05.02.2014 фактические показатели разработки и обустройства имеют большие расхождения с запроектированными данными. И чем больше отрывок времени от года проектирования или уточнения данных разработки, тем расхождения имеют большую величину. Такая закономерность выявлена практически на всех месторождениях Западной Сибири. Оператором месторождение является ОАО "РН-Юганскнефтегаз". Месторождение находится в начале четвертой (заключительной) стадии разработки, характеризующейся высокой степенью отбора извлекаемых запасов (74 %) и обводненностью добываемой продукции (84 %), замедлением темпов падения добычи нефти. В продуктивных пластах содержится 200 млн.т утвержденных запасов нефти, которые необходимо извлечь из недр.
1.2 Геолого-физическая характеристика месторождения
Литолого – стратиграфическая характеристика разреза
В стратиграфическом отношении геологический разрез месторождения сложен мезо-кайнозойскими отложениями осадочного чехла, залегающего на поверхности складчатого фундамента, вскрытого на Мамонтовском месторождении в интервале глубин 3262-3294 м и представленного андезитовыми и диабазовыми порфиритами и туфами (ПРИЛОЖЕНИЕ А). Юрская система В разрезе выделяются отложения тюменской (нижний и средний отделы), абалакской и баженовской (верхнеюрский отдел) свит. Породы тюменской свиты залегают на размытой поверхности палеозойского фундамента и 12 сложены аргиллитами с незначительными прослоями алевролитов и песчаников. Абалакская свита представлена двумя пачками: нижней аргиллитовой и верхней песчано-аргиллитовой. Вскрытая толщина свиты составляет 52 м. Выше залегают битуминозные аргиллиты баженовской свиты, толщина которой меняется от 30 до 34 м. Нижний и средний отделы Нижне-среднеюрские отложения объединяются в тюменскую свиту, которая развита повсеместно в районах широтного приобья. Породы тюменской свиты залегают на размытой поверхности палеозойского фундамента и сложены аргиллитами с незначительными прослоями алевролитов и песчаников. В скважине 1р толщина тюменской свиты составляет 368 м, в кровле свиты залегает пласт ЮС2 с признаками нефтеносности. Верхний отдел Баженовская свита Свита, распространена на большой части территории Западно-Сибирской плиты и является литологическим региональным репером. Породы баженовской свиты представляют собой наиболее глубоководные морские осадки юры: аргиллиты буровато-чёрные, битуминозные, массивные и плитчатые . Толщина баженовской свиты меняется от 30 м до 34 м . Меловая система представлена всеми отделами и ярусами. К берриасваланжинскому ярусу нижнемелового отдела относятся низы ахской свиты, в основании которой выделяется аргиллитистая подачимовская пачка с редкими прослойками доломитизированных известняков с обуглившимися растительными останками. Выше залегает ачимовская толща, представленная чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Некоторые песчаные пласты ачимовской толщи по керну имеют слабые признаки нефтенасыщенности и при испытании получена вода с пленкой нефти. Толщина ачимовской толщи около 160-180 м. 13 Основные продуктивные пласты приурочены к средней части ахской свиты, надежным репером при выделении которых является аргиллитоглинистая чеускинская пачка. Выше залегают отложения готерив-барремского яруса, включающего верхи ахской и черкашинскую свиты. В разрезе ахской свиты выделяются песчаные пласты БС8 - БС9. В черкашинской свите выделяются продуктивные песчаные пласты АС4 и АС5-6. Разделом между пластами группы АС и БС служат глины пимской пачки. Завершается разрез нижнемеловых отложений осадками апт-альбского яруса (алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты). Пласт БС8 залегает на глубине 2275м под толщей сарманских глин, являющейся надёжной покрышкой для залежи. Размеры залежи 12х7км, контуры её слабо извилисты. Общая толщина пласта 9,6м, эффективная 5,8м. Нефтенасыщена только верхняя часть пласта, залежь полностью подстилается водой. Эффективная нефтенасыщенная толщина достигает в центральной части залежи 12м. Севернее основной залежи скважинами горизонта БС10-11 вскрыта небольшая (5х1,5 км) залежь в пласте БС8, нефтенасыщенная толщина пласта достигает 8м при среднем значении 4,1м. В верхней подсвите вартовской свиты выделяются продуктивные песчаные пласты АС4 и АС5-6. Пласт АС5-6 отделён от верхнего - глинистым разделом толщиной до 20 метров. В северном направлении глинистая перемычка постепенно опесчанивается до практически полного слияния пластов АС4 и АС5-6 . Общая толщина пласта АС5-6 составляет 30 - 70 метров. Небольшая песчанистость приурочена к подошвенной части (пласт АС6). Верхняя часть (пласт АС5) в песчаной фракции развита не повсеместно. Прослои имеют преимущественно линзовидную полулинзовидную форму. АС4 залегает под мощной толщей аргиллитов атлымской свиты, являющееся региональной покрышкой. В песчаной фракции пласт АС4 развит 14 на всей площади месторождения, нефтенасыщен в сводовой наиболее приподнятой части структуры. Основная часть залежи вытянута в северозападном направлении. Её размеры по внешнему контуру нефтеносности 28х14 км. Севернее выделена небольшая самостоятельная залежь размером 8х3,5 км., отделенная от основной неглубоким прогибом. Пласт АС4 практически по всей площади вскрыт скважинами горизонта Б10-11. Для пласта АС4 характерна значительная литологическая неоднородность, проявляющаяся в значительной прерывистости пласта по площади и разрезу. В пределах залежи выявлено полное площадное замещение песчаников непроницаемыми разностями пород, вскрытые одной или несколькими скважинами. В целом залежь нефти пластовая сводовая, осложненная зонами замещения. Общая толщина пласта колеблется от 8 до 28 метров. В песчаной фракции пласт развит в виде отдельных линз и полулинз, а также длинных вытянутых в северном направлении, крупных песчаных тел типа русловых врезов. Разделом между пластами группы АС и БС служат глины пимской пачки. Завершается разрез нижнемеловых отложений осадками апт-альбского яруса. 1.3 Структурно-тектоническая характеристика В тектоническом отношении Мамонтовское месторождение приурочено к структуре 3 порядка, располагающейся на юго-восточном окончании Пимского вала – структуры 2 порядка, выделяющейся в пределах Сургутского свода. Структура по кровле горизонта БС10 (в пределах изогипсы 2400м) представляет собой относительно пологую асимметричную брахиантиклинальную складку, в целом вытянутую в северо-западном направлении и осложненную рядом небольших куполовидных поднятий. Основное поднятие выделяется по изогипсе 2370м, имеет вытянутую форму с утолщением в юго-восточном направлении. Сводовая часть поднятия несколько смещена от центра месторождения к югу. 15 Высота Мамонтовской структуры по горизонту БС10 составляет 110м (наивысшая, отметка кровли 2309м, оконтуривающая изогипса- 4200м). Размеры структуры – 20х44км по БС10 и 33х48,5км по БС10-11. Совместно с горизонтом АС4 размеры Мамонтовской структуры составляют – 37х48,5км.
1.3 Продуктивные пласты
Описываемая территория в нефтегазоносном отношении располагается в пределах южной части Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской области. Промышленная нефтегазоносность установлена в неокомских отложениях. В разрезе рассматриваемой территории выделяются частично ачимовский и неокомский нефтегазоносные комплексы (НГК). На Рисунке 3 представлен геологический профиль по линии разрезания в центральной части Мамонтовского месторождения. Коллекторы пластов ачимовской толщи сложены песчано-алевритовыми породами полимиктового и аркозового состава. Пористость составляет в среднем 16 % , проницаемость обычно низкая , 7-20 мД (0,07-0,20х10-7м2). Ловушки преимущественно структурно литологического типов, характеризуются высокими коэффициентами заполнения. Нефтегенерирующими являются вмещающие глинистые породы суперрегиональной покрышки. Неокомский НГК приурочен к отложениям валанжина, готерива, и баррема. Он включает пласты БС1-11 и АС4-12. Эти пласты образуют обширные покровы. Породы-коллекторы накапливались на мелководьях морских бассейнов и представляют собой подводные части обширных дельтовых областей неокомских осадочных бассейнов. При этом с востока на запад происходит региональное замещение пластов. Типы залежей в основном пластово-сводовые и структурнолитологические. Пористость коллекторов17-25%, проницаемость100-400 мД(0,1-0,4х10-6м2). Средние дебиты нефти составляют 20-40 м3/сут, обычно скважины фонтанирующие на первом этапе эксплуатации.
Продуктивные пласты на месторождении относятся к группе. “АС” – АС4, АС5-6 и "БС" - БС6, БС8, БС 10, БС10тсп, БС11 . Залежи находятся на глубине 1900-2500 м, характеризуются нормальными значениями начальных 17 пластовых давлений и температур (19,5-24,8 МПа и 63-80 0С). Коллекторы среднепроницаемые, среднепродуктивные - дебит свидетельствует об унаследованном характере тектонического развития жидкости 20-110 т/сут. Выявлено более 20 участков полного замещения песчаников непроницаемыми разностями пород. Тип коллектора – терригенный поровый. Таким образом, рассматриваемый набор залежей является типичным для первого- второго этапов освоения западносибирского нефтяного региона и представлен традиционными коллекторами. Кратко рассмотрим особенности геологического строения основного месторождения НГДУ Мамонтовнефть. Промышленно нефтеносны пласты АС4, АС5-6, БС8, БС10, БС11. Пласт АС4 залегает на глубине 1900 м. Залежь, занимает в пласте около 40% площади месторождения. Проницаемостъ по геофизике 0,030 мкм 2 . Основная часть объекта АС4 приходится на чисто нефтяную зону 94%. Начальное пластовое давление составляло 19,5МПа., на 01.01.02. среднее по пласту текущее давление составило в зоне отбора –20 МПа., в зоне нагнетания – 22,6 МПа. Средняя нефтенасыщенность пласта низкая Пласт АC5-6. Отделен от верхнего пласта А4 глинистой толщей до 20 м. Залежь занимает 15% площади месторождения. В пласте имеются три самостоятельные залежи. Строение водонефтяных зон неблагоприятное для разработки. Эффективная толщина пласта 26 м, из них нефтенасыщено 30 %. Толщина 1-го 18 проницаемого прослоя - 3 м. Песчаники и алевролиты серые, зеленовато-серые, полимиктовые с включением растительного детрита. Породообразующие минералы - полевой шпат и кварц. В цементе содержится каолинит, гидрослюда, хлорит и железисто-титанистые образования в приблизительно равных соотношениях. Пласт БС8 залегает на глубине 2275 метров. Занимает около 10% площади месторождения. Залежь массивного типа. Пласт отличается высокой песчанистостью 0,7, толщина первого непроницаемого прослоя 3,9 метров, нефтенасыщенность 0,6.
В связи с незначительными толщинами разделов от воды и повышенной вязкостью ( 4,3 мПа*с ) залежь имеет неблагоприятную характеристику обводнения и ожидаемую нефтеотдачу. Основным объектом разработки на Мамонтовском месторождении является горизонт БС10. Залегает на глубине 2450 метров, имеет залежи пластовосводового типа. Состоит из пластов БС 0 10, БС 1-2 10 (в том числе монолитный части БС 1-2 10мон.) и тонкослоистых песчаников БС 1-2 10тсп. и БС 3 10 частично или полностью отделенных друг от друга непроницаемыми разделами. Наличие столь сложного строения осложняет выработку запасов из многопластового объекта. Водонефтяная зона занимает 31 % площади объекта. Пласт БС10 расположен на 15 % площади горизонта БС10, имеет небольшую толщину 2,4 метра Пласт БС1-2 10 распространен на 80% площади месторождения и содержит 3/4 запасов горизонта БС10. Отличается высокой проницаемостью ( 0,240 мкм 2) и песчанистостью (0,79). Толщина первого проницаемого прослоя 3,2 м, 19 начальная нефтенасыщенность 0,72. На водонефтяную зону приходится 30% площади залежи. Объект имеет невысокую прерывистость. Пласт БС 3 10 занимает З0% площади месторождения и содержит 20% запасов горизонта БС10. Распространен в западной части месторождения. Имеет такую же толщину, как пласт Б1-2 10, но проницаемость его вдвое ниже.
Перекрываются пласты БС 1-2 10 и БС 3 10 в плане лишь на 10% площади горизонта и имеют в этой зоне ухудшенные коллекторские свойства. Водонефтяная зона занимает в пласте БС10 1/3 часть площади. Таким образом, в пластах БС 1-2 10 и БС 3 10 содержатся наиболее активные запасы нефти по месторождению. Пласт БС11 распространен на 11% площади месторождения. Нижний водоносный ритм отделен от верхнего невыдержанным глинистым разделом толщиной 3-4 метра. Таким образом, продуктивные пласты Мамонтовского месторождения представлены широким спектром характеристик, требующих применение гибких и эффективных систем разработки для эффективного извлечения запасов. Следовательно, из приведенных данных о геологическом строении Мамонтовского месторождения можно сделать следующие выводы: - основные запасы нефти приурочены к выдержанным монолитным и среднепрерывистым пластам; - значительная часть запасов сосредоточена в линзовидных, низкопроницаемых, слабонефтенасыщенных пластах и водонефтяных зонах, извлечение из которых сопряжено с большими трудностями и требует применение эффективных технологий повышения интенсификации притока. Замеренные пластовые температуры составляют по пластам группы БС - 59-69оС. Геотермический градиент составляет 3 оС на 100 м.