Файл: Русскинское нефтяное месторождение расположено в Сургутском районе ХантыМансийского автономного округа Тюменской области Российской Федерации, в 88 км к северу от г. Сургут.docx
Добавлен: 09.11.2023
Просмотров: 535
Скачиваний: 12
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
ВВЕДЕНИЕ
Русскинское нефтяное месторождение - расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области Российской Федерации, в 88 км к северу от г. Сургут. Входит в состав Сургутского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области и относится к Западно-Сибирской провинции. Русскинское месторождение было открыто в 1971 году, введено в разработку в 1986 году.
Запасы нефти на Русскинском месторождении оцениваются в 1,5 млрд. тонн. Плотность нефти составляет 0,850 г/см3 или 34° API. Содержание серы составляет 1,04%. Залежи выявлены на глубине 2304-2923 метров. По классификации запасов Русскинское месторождение относится к категории уникальных, а по геологическому строению – к сложным.
Оператором Русскинского нефтяного месторождения является российская нефтяная компания Лукойл. Добыча нефти на месторождении в 2007 г. — составила 9,486 млн. тонн. Русскинское нефтяное месторождение является крупнейшим месторождением нефтяной компании Лукойл в России по объемам добычи.
Относительно к распределённому фонду недр, расположена в сев. части Сургутского свода к 3. от г. Когалым и приурочена к одноимённому локальному поднятию Средне-Обской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции. Входит в состав Тевлинско-Русскинского месторождения.
По отражающему горизонту «Б» поднятие оконтурено изолинией - 2775 м и имеет площадь 75 км2. Фундамент не вскрыт. Основной платформенный разрез сложен юрскими и меловыми отложениями. Палеоген представлен датским ярусом, палеоценом, эоценом и олигоценом. Толщина четвертичных отложений достигает 55 м. Подошва многолетнемёрзлых пород залегает на глубине 300 м, кровля - на глубине 150 м. В пределах месторождения выявлены 8 нефтяных залежей пластово-сводового и литологически экранированного типов. Коллектором является гранулярные песчаники с прослоями глин, битуминозные глины. Месторождение относится к классу крупных.
Продукция нефтяных скважин представляет собой сложную смесь, состоящую из нефти, газа и воды, взвешенных веществ и иногда песка и других частиц. Эта продукция, поднятая на поверхность через рассредоточенные по площади месторождения скважины, должна быть собрана и подготовлена для дальнейшего транспорта по магистральным нефтепроводом или ж/д или водным путем до нефтеперерабатывающих заводов. Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают все оборудование и систему трубопроводов, построенные для сбора продукции отдельных скважин и доставки ее до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды.
1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1 Орогидрография
Орогидрография - это система параллельных хребтов и массивов, разделённых продольными и поперечными речными долинами и межгорными депрессиями.
Русскинское нефтяное месторождение, распределенный фонд, Уральский федеральный округ, Ханты-Мансийский автономный округ — Югра, Сургутский район (локация), полезные ископаемые нефть, горючий газ, этан, пропан, бутан, сера нефтяная. Преобладающие полезные ископаемое (УВС): нефть, горючий газ, этан, пропан, бутан, сера нефтяная.
Ближайшие наиболее крупные разрабатываемые месторождения: Конитлорское (на северо-западе), Русскинское (на севере и северо-востоке), Федоровское (на юге). Месторождение расположено на водоразделе рек Тромъеган и Энтль-Имиягун. В орогеографическом отношении территория представляет собой слаборасчлененную заболоченную, с многочисленными озерами равнину, абсолютные отметки рельефа колеблются от 61м на юге и до 90м на севере. Климат резко континентальный. Месторождение расположено в зоне деятельности НГДУ «Комсомольскнефть», имеющего развитую производственную инфраструктуру комплексный пункт сбора и подготовки нефти, ДНС, систему напорных и межпромысловых нефтепроводов, систему электроснабжения, базы производственного обслуживания. Ближайшая нефтеперекачивающая станция системы «Транснефть» расположена на территории Западно-Сургутского месторождения. С целью утилизации попутного газа и выработки собственной электроэнергии используются внутрипромысловые газотурбинные станции. Необходимые грузы доставляются по автомобильной дороге протяженностью 120км от г. Сургут и 72 км от поселка Фёдоровский, где расположено НГДУ «Комсомольскнефть». В период навигации грузы доставляют по реке Тромъеган малыми судами. Срочные грузы — авиатранспортом.
В географическом отношении Русскинское месторождение (рис. 1) располагается в Сургутской болотной провинции, соответствующей центральной части Среднеобской низменности.
Рисунок 1 – Положение Русскинского месторождения на обзорной карте месторождений ПАО «Сургутнефтегаз»
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.
Состояние разработки месторождения классифицируется на стадии:
-
Стадия разработки, когда происходит интенсивное бурение скважин основного фонда. -
Стадия разработки характеризуется стабильными годовыми отборами нефти в соответствии с запроектированными показателями. -
Стадия разработки характеризуется интенсивным снижением темпа разработки на фоне прогрессирующего обводнения продукции скважин при водонапорном режиме и газонапорном режиме. -
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 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 до 18.7 тыс.т. 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.
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 | трещинные | |||||||||||||||
| 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 | 5,1 | 1,7 | 14,4 | 7,4 | 6,9 | 22,5 | ||||||||
| 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, процесс вызова притока называется освоением скважин. При освоении скважины устанавливают поверхностное оборудование, спускают в скважину НКТ 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 скважин происходит несколькими способами:
-
Замена на более легкий – промывка на воду или нефть. -
Снижение уровня бурового раствора в скважине
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 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. Фонтанные скважины рекомендуется испытывать на трех разных режимах с замерами всех параметров.
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 перфорационных каналов и получения продукции скважины, соответствующей ее потенциальным возможностям.