Файл: Предоставить краткую геологичесую характеристику Мамонтовского месторождения.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 30.11.2023
Просмотров: 165
Скачиваний: 5
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
ВВЕДЕНИЕ
На современном этапе развития нефтегазовой промышленности России проблема солеотложений в системе «призабойная зона пласта (ПЗП) – скважина» и коррозии внутрискважинного оборудования (ВСО) является актуальной при разработке нефтяных месторождений. Следует отметить, что для условий Западной Сибири отложения солей и углекислотная коррозия являются одними из основных факторов, осложняющих эксплуатацию нефтяных скважин и часто приводят к неисправности нефтепромыслового оборудования, что значительно снижает экономические показатели.На месторождениях Нефтеюганского региона отложения парафина, солей углекислотная коррозия наблюдаются, преимущественно, в нефтепромысловом оборудовании, системах сбора и транспорта нефти и влекут за собой снижение дебита скважин, повышенный износ оборудования, дополнительные энергетические и материальные затраты на стадиях добычи, транспорта и подготовки нефти. Ухудшение эксплуатационных характеристик и остановка скважин вследствие указанных осложнений ведут к разбалансированию системы разработки, разрежению сетки скважин, снижению эффективности процесса управления разработкой объекта и, в конечном счете, - к снижению коэффициента извлечения нефти и потере потенциально извлекаемых запасов нефти.
В выпускной квалификационной работе необходимо рассмотреть совершенствование технологий предупреждения образования коррозии в нефтепромысловом оборудовании на Мамонтовском месторождении, и следующие задачи:
-
Предоставить краткую геологичесую характеристику Мамонтовского месторождения; -
Предоставить осложняющие факторы при эксплуатации нефтяных скважин; -
Описать способы защиты оборудования от коррозии с использованием ингибиторов; -
Проанализировать мероприятия по борьбе с коррозией нефтегазопромыслового оборудования; -
Изложить инновационные методы борьбы с коррозией.
1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
1.1 ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ
Мамонтовское месторождение нефти открыто в 1965 году, введено в разработку в 1970 году и в настоящее время находится в стадии падающей добычи нефти. Из числа месторождений, находящихся в промышленной эксплуатации, Мамонтовское месторождение является третьим по величине в Западной Сибири после Самотлорского и Федоровского месторождений.
В административном отношении Мамонтовское месторождение расположено в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа, Тюменской области, в 50 км. южнее города Нефтеюганска. Местность представляет собой заболоченную, слабовсхломленную равнину. В пределах площади, примерно от 10 до 15 процентов приходится на озера и участки сильной заболоченности, около 20 процентов занято участками умеренной заболоченности. Значительную площадь занимает пойма реки Большой Балык, кроме которой протекают реки Малый Балык, Ай-Яун, Конь-Ях и Пыть-Ях.
Территория месторождения под посевы сельскохозяйственных культур не используется. Мамонтовское месторождение является самым крупным в УДНГ «РН - ЮНГ».
Географическое положение территории определяет ее климатические особенности. Наиболее важными факторами формирования климата является перенос воздушных масс с запада и влияние континента. Взаимодействие двух противоположных факторов придает циркуляции атмосферы над рассматриваемой территорией быструю смену циклонов и антициклонов, способствует частым изменениям погоды и сильным ветрам.
Месторождение находится в начале четвертой (заключительной) стадии разработки, характеризующейся высокой степенью отбора извлекаемых запасов (72 %) и обводненностью добываемой продукции (85 %), замедлением темпов падения добычи нефти. В продуктивных пластах содержится 152 млн. тонн утвержденных запасов нефти, которые необходимо извлечь из недр.
Интенсивное падение среднего дебита действующих скважин по нефти началось с 1978 года, когда в продукции нефтяных скважин началась появляться вода.
Все пласты Мамонтовского месторождения имели текущее пластовое давление на 15-30 атмосфер выше первоначального.
Это затрудняло проведение на скважинах ремонтно-профилактических работ, что в свою очередь, отразилось на эксплуатационном фонде. Остановки отдельных нагнетательных скважин, с целью регулировки пластового давления, к желаемым результатам не приводили, так как ограниченный объем закачки воды в одних нагнетательных скважинах компенсировался избыточным объемом закачки в других нагнетательных скважинах.
1.2 КРАТКАЯ ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯВ 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 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 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, 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 берриас- валанжинскому ярусу нижнемелового отдела относятся низы ахской свиты, в основании которой выделяется аргиллитистая подачимовская пачка с редкими прослойками доломитизированных известняков с обуглившимися растительными останками. 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 северо- западном направлении. Её размеры по внешнему контуру нефтеносности 28х14 км. Севернее выделена небольшая самостоятельная залежь размером 8х3,5 км., отделенная от основного неглубокого прогиба.
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 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 ХАРАКТЕРИСТИКА ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ
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, ибаррема. 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 структурно-литологические. Пористость коллекторов17-25%, проницаемость100-400 мД (0,1-0,4х10-6м
2). 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 1617 пластовых давлений и температур (19,5-24,8 МПа и 63-800 С). Коллекторы среднепроницаемые, среднепродуктивные - дебит свидетельствует об унаследованном характере тектонического развития жидкости 20-110 т/сут.
Пластовые нефти маловязкие - 3-5 мПа·с незначительным газосодержанием 36-56 м3/т, давлением насыщения - 7,3-9,1 МПа. Нефти – сернистые, парафинистые, смолистые. 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. Промышленно нефтеносны пласты АС4, АС5-6, БС8, БС10, БС11.
Пласт АС4 залегает на глубине 1900 м. Залежь, занимает в пласте около 40% площади месторождения. Отличается небольшой толщиной (менее 4 м), низкой песчанистостъю (k < 0,4), значительной зональной неоднородностью. Проницаемость по геофизике 0,030 мкм2. Начальное пластовое давление составляло 19,5МПа. Средняя нефтенасыщенность пласта низкая Пласт АC5-6. Среднее значение глубины залегания составляет 1949 м. Коэффициент нефтенасыщенности пониженный-0,54, проницаемостъ 0,120мкм2. Залежь имеет весьма неблагоприятную характеристику обводнения и низкую прогнозную нефтеотдачу. Пласт сложен песчаниками с неравномерно развитыми по площади месторождения прослоями алевролитов и глин.
Пласт БС8 залегает на глубине 2275 метров. 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 (4,3мПа·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.
Пласт БС3 и 10 частично или полностью отделенных друг от друга непроницаемыми разделами. Нефтенасыщенные толщины изменяются от 1 до 7,2 м. Размеры залежи 4 х 5,25 км. Наличие столь сложного строения осложняет выработку запасов из многопластового объекта. Водонефтяная зона занимает 31% площади объекта. Пласт БС10 литологически экранирована с раскрытием ее в юго-западном направлении.