ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 30.11.2023
Просмотров: 151
Скачиваний: 8
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
ГЛАВА 1 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ
1.1 Общие сведения о месторождении
Самотлорское нефтегазовое месторождение открыто в 1965 г. и было введено в разработку в 1969 г. Месторождение является одним из крупнейших не только в Западной Сибири, но и в России. Находится оно в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г.Тюмени, рядом с г. Нижневартовск. Месторождение приурочено к центральной части Нижневартовского свода. В его геологическом строении принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений и платформенного чехла. В переводе с хантыйского Самотлор означает «мёртвое озеро», «худая вода». Основными видами деятельности предприятия являются разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений, бурение параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных скважин, добыча, транспортировка, подготовка, переработка и реализация углеводородного сырья, обустройство нефтяных и газовых месторождений Площадь лицензионного участка Самотлора, разработку которого ведет Самотлорнефтегаз, – 1751 кв. м. На месторождении около 8300 добывающих и более 2700 нагнетательных скважин, оснащенных новейшим высокотехнологичным оборудованием. Протяженность нефтепроводов – 1140 км, водоводов – 1223 км, других трубопроводов – 2833 км Разветвленная сеть автомобильных дорог с твердым покрытием общей протяженностью 2077 км проложена по всему месторождению.
1.2 Тектоника и стратиграфия Самотлорского месторождения
В пределах Западно–Сибирской плиты большинство исследователей выделяет три структурно-тектонических этажа.
Нижний формировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты.
Средний – объединяет отложения, образовавшиеся в условиях парогеосинклинали, имевшей место в пермско-триасовое время.
Верхний – мезо-кайнозойский, типично платформенный формировался в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента.
Хантейская антеклиза, расположенная в центральной части Западно-Сибирской низменности, включает в себя следующие положительные структурные элементы первого порядка: Сургутский свод на западе, Нижневартовский на востоке, Каймысовский и Верхне-Демьяновский на юге. Центральную часть антеклизы занимает Юганская впадина.
Рисунок 1.2 – Системы разработки с воздействие на пласты Самотлорского месторождения
По вещественному составу коллектора горизонта относятся к классу аркозовых с содержанием кварца 35-69%, полевых шпатов 30-51%, обломков пород 10-19%, слюды от 0 до 10%. Количество обломочного материала 70-90%, цемента 5-20%, пустого (порового) пространства в коллекторах 2-20%.
Водонефтяной контакт по данным ГИС определяется на абсолютной отметке -2395 м при варьировании в пределах от -2390 м до -2400 м.
Пласт ЮВ1 обладает высокими изотропными характеристиками по разрезу и простиранию. Параметры неоднородности пласта ЮВ1 определяются величинами: Кпесч = 0,94 и Красч = 1,3.
Характеристика коллекторских свойств, неоднородности и нефте-газонасыщенности пласта ЮВ1 представлена в таблице 1.1.
Таблица 1.1 - Геолого-физические характеристики пласта ЮВ1 Самотлорского месторождения
1.3 Свойства нефти и газа в пластовых условиях
Физико-химические свойства нефтей и растворенных газов изучались по данным исследования поверхностных и глубинных проб нефти и газа.
Физико-химические свойства нефти и газа пласта ЮВ1 приняты по данным исследований тринадцати глубинных проб из скважин.
По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 804,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 3,58 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 28,5 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 2,56 мПа·с.
После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 830,0 кг/м3, газосодержание 22,7 м3/т, объёмный коэффициент 1,066, динамическая вязкость разгазированной нефти 5,86 мПа·с.
По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,25%), смолистая (5,28%), парафиновая (5,64%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 С - 48%.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 3,29%, азота 15,70%, метана 20,95%, этана 21,83%, пропана 24,17%, высших углеводородов (пропан + высшие) 36,36%, гелия 0,029%. Относительная плотность газа по воздуху 1,1979.
Таблица 1.2 - Свойства пластовой нефти пласта ЮВ1
Таблица 1.3 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти
ГЛАВА 2 ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
2.1 Состав бригады по добыче нефти, функциональные обязанности членов бригады; отчётная документация мастера
В составе нефтяного промысла или цеха по добыче нефти и газа функционируют от двух до пяти бригад операторов по добыче нефти и газа.
Оператор 3 разряда - Участие в осуществлении и поддержании заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и в других работах, связанных с технологией добычи нефти, газа, газового конденсата различными способами эксплуатации. Участие в работах по обслуживанию и текущему ремонту нефтепромысловых оборудования, установок и трубопроводов. Снятие показаний контрольно-измерительных приборов. Отбор проб для проведения анализа. Участие в замерах нефти и воды через узлы учета ДНС, ГЗУ.
Оператор 4 разряда - Ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа и газового конденсата, обслуживание, монтаж и демонтаж оборудования и механизмов под руководством оператора по добычи нефти и газа более высокой квалификации. Обработка паром высокого давления подземного и наземного оборудования скважин и выкидных линий. Замер дебита скважин на автоматизированной групповой замерной установке. Расшифровка показаний приборов контроля и автоматики.
Оператор 5 разряда - Осуществление работ по поддержанию заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и других объектов, связанных с технологией добычи нефти, газа и газового конденсата, и подземного хранения газа. Разборка, ремонт и сборка отдельных узлов и механизмов простого нефтепромыслового оборудования и арматуры. Очистка насосно-компрессорных труб в скважине от парафина и смол механическими и автоматическими скребками и с использованием реагентов, растворителей, горячей нефти и пара.
Оператор 6 разряда - Представление информации руководителю работ и оператору о всех замеченных неполадках в работе скважин и другого нефтепромыслового оборудования. Техническое обслуживание коммуникаций газлифтных скважин (газоманифольдов, газосепараторов, теплообменников) под руководством оператора по добычи нефти и газа более высокой квалификации. Снятие показаний приборов, измеряющих параметры работы газопровода, расчет расхода газа и жидкости, ведение режимных листов работы УКПГ, цеха.
1.1 Общие сведения о месторождении
Самотлорское нефтегазовое месторождение открыто в 1965 г. и было введено в разработку в 1969 г. Месторождение является одним из крупнейших не только в Западной Сибири, но и в России. Находится оно в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 750 км к северо-востоку от г.Тюмени, рядом с г. Нижневартовск. Месторождение приурочено к центральной части Нижневартовского свода. В его геологическом строении принимают участие породы доюрского фундамента, мезо-кайнозойских терригенных отложений и платформенного чехла. В переводе с хантыйского Самотлор означает «мёртвое озеро», «худая вода». Основными видами деятельности предприятия являются разведка и разработка нефтяных и газовых месторождений, бурение параметрических, поисковых, разведочных, эксплуатационных скважин, добыча, транспортировка, подготовка, переработка и реализация углеводородного сырья, обустройство нефтяных и газовых месторождений Площадь лицензионного участка Самотлора, разработку которого ведет Самотлорнефтегаз, – 1751 кв. м. На месторождении около 8300 добывающих и более 2700 нагнетательных скважин, оснащенных новейшим высокотехнологичным оборудованием. Протяженность нефтепроводов – 1140 км, водоводов – 1223 км, других трубопроводов – 2833 км Разветвленная сеть автомобильных дорог с твердым покрытием общей протяженностью 2077 км проложена по всему месторождению.
1.2 Тектоника и стратиграфия Самотлорского месторождения
В пределах Западно–Сибирской плиты большинство исследователей выделяет три структурно-тектонических этажа.
Нижний формировался в палеозойское и допалеозойское время и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты.
Средний – объединяет отложения, образовавшиеся в условиях парогеосинклинали, имевшей место в пермско-триасовое время.
Верхний – мезо-кайнозойский, типично платформенный формировался в условиях длительного, устойчивого погружения фундамента.
Хантейская антеклиза, расположенная в центральной части Западно-Сибирской низменности, включает в себя следующие положительные структурные элементы первого порядка: Сургутский свод на западе, Нижневартовский на востоке, Каймысовский и Верхне-Демьяновский на юге. Центральную часть антеклизы занимает Юганская впадина.
Рисунок 1.2 – Системы разработки с воздействие на пласты Самотлорского месторождения
По вещественному составу коллектора горизонта относятся к классу аркозовых с содержанием кварца 35-69%, полевых шпатов 30-51%, обломков пород 10-19%, слюды от 0 до 10%. Количество обломочного материала 70-90%, цемента 5-20%, пустого (порового) пространства в коллекторах 2-20%.
Водонефтяной контакт по данным ГИС определяется на абсолютной отметке -2395 м при варьировании в пределах от -2390 м до -2400 м.
Пласт ЮВ1 обладает высокими изотропными характеристиками по разрезу и простиранию. Параметры неоднородности пласта ЮВ1 определяются величинами: Кпесч = 0,94 и Красч = 1,3.
Характеристика коллекторских свойств, неоднородности и нефте-газонасыщенности пласта ЮВ1 представлена в таблице 1.1.
Таблица 1.1 - Геолого-физические характеристики пласта ЮВ1 Самотлорского месторождения
| Параметры | Объект разработки |
| | ЮВ1 |
| Средняя глубина залегания кровли (абс. отм.), м | 2131 |
| Тип залежи | Массивная |
| Тип коллектора | терригенный |
| Площадь нефтегазоносности, тыс. м2 | 9263 |
| Средняя общая толщина, м | 48,1 |
| Средняя газонасыщенная толщина, м | - |
| Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м | 25 |
| Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м | |
| Коэффициент пористости, %. | 15,1 |
| Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, доли ед. | - |
| Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, доли ед. | 0,89 |
| Коэффициент нефтенасыщенности пласта, доли ед. | 0,89 |
| Проницаемость, мД | 9,5 |
| Коэффициент песчанистости, доли ед. | 0,94 |
| Расчлененность | 1,3 |
| Начальная пластовая температура, оС | 49 |
| Начальное пластовое давление, МПа | 23,2 |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с | 2,64 |
| Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 | 0,801 |
| Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 | 0,829 |
| Абсолютная отметка ГНК, м | |
| Абсолютная отметка ВНК, м | -2395 |
| Объемный коэффициент нефти, доли ед. | 1,069 |
| Содержание серы в нефти, % | 1,25 |
| Содержание парафина в нефти, % | 5,71 |
| Давление насыщения нефти газом, МПа | 3,49 |
| Газовый фактор, м3/т | 22,8 |
| Содержание сероводорода, % | 3,29 |
| Вязкость воды в пластовых условиях, т/м3 | 0,91 |
| Плотность воды в поверхностных условиях, т/м3 | 1,05 |
| Сжимаемость, 1/МПа *10-4: | |
| нефти | 78 |
| воды | 4 |
| породы | 1 |
| Коэффициент вытеснения, доли ед. | 0,733 |
1.3 Свойства нефти и газа в пластовых условиях
Физико-химические свойства нефтей и растворенных газов изучались по данным исследования поверхностных и глубинных проб нефти и газа.
Физико-химические свойства нефти и газа пласта ЮВ1 приняты по данным исследований тринадцати глубинных проб из скважин.
По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 804,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 3,58 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 28,5 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 2,56 мПа·с.
После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 830,0 кг/м3, газосодержание 22,7 м3/т, объёмный коэффициент 1,066, динамическая вязкость разгазированной нефти 5,86 мПа·с.
По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,25%), смолистая (5,28%), парафиновая (5,64%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 С - 48%.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 3,29%, азота 15,70%, метана 20,95%, этана 21,83%, пропана 24,17%, высших углеводородов (пропан + высшие) 36,36%, гелия 0,029%. Относительная плотность газа по воздуху 1,1979.
Таблица 1.2 - Свойства пластовой нефти пласта ЮВ1
| Наименование | Пласт ЮВ1 | |
| | Диапазон изменения | Принятые значения |
| Давление насыщения газом, МПа | 3,15-3,77 | 3,58 |
| Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т | 22,1-31,3 | 28,5 |
| Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т | | |
| Р1=0,294 МПа Т1=25С | - | - |
| Р2=0,324 МПа Т2=23 С | - | - |
| Р3=0,113 МПа Т3=22 С | - | - |
| Р4=0,100 МПа Т4=20 С | - | - |
| Суммарное газосодержание, м3/т | - | 22,7 |
| Объёмный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях | - | 1,066 |
| Плотность, кг/м3 | 795,0-815,5 | 804,0 |
| Вязкость, мПас | 2,17-2,88 | 2,56 |
| Пластовая температура, С | 47-51 | 49 |
Таблица 1.3 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти
| Наименование | При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях | При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях | | |
| | выделивш. газ | нефть | выделивш. газ | нефть |
| cероводород | 3.23 | 0.12 | 3.29 | 0.19 |
| углекислый газ | 1.06 | - | 1.24 | - |
| Азот | 12.56 | - | 15.70 | - |
| гелий | 0.03 | - | 0.03 | - |
| метан | 16.59 | 0.84 | 20.95 | 0.03 |
| Этан | 18.40 | 0.61 | 21.83 | 0.88 |
| пропан | 27.46 | 3.50 | 24.17 | 5.39 |
| изобутан | 4.57 | 1.27 | 2.77 | 1.83 |
| н-бутан | 10.71 | 5.41 | 6.81 | 6.54 |
| изопентан | 2.44 | 3.01 | 1.30 | 3.43 |
| н-пентан | 1.76 | 3.44 | 1.07 | 3.54 |
| Гексаны | 1.21 | 7.27 | 0.63 | 7.15 |
| Гептаны | | 6.76 | 0.17 | 6.50 |
| Остаток (С8+высшие) | | 68.32 | 0.07 | 64.51 |
| Молекулярная масса | | 199.00 | | |
| Молекулярная масса остатка | | 256.56 | | |
| Плотность: | | | | |
| газа, кг/м3 | 1.63 | | 1.44 | |
| газа отн. (по воздуху) | 1.35 | | 1.20 | |
| нефти, кг/м3 | | | | 0.829 |
ГЛАВА 2 ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
2.1 Состав бригады по добыче нефти, функциональные обязанности членов бригады; отчётная документация мастера
В составе нефтяного промысла или цеха по добыче нефти и газа функционируют от двух до пяти бригад операторов по добыче нефти и газа.
Оператор 3 разряда - Участие в осуществлении и поддержании заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и в других работах, связанных с технологией добычи нефти, газа, газового конденсата различными способами эксплуатации. Участие в работах по обслуживанию и текущему ремонту нефтепромысловых оборудования, установок и трубопроводов. Снятие показаний контрольно-измерительных приборов. Отбор проб для проведения анализа. Участие в замерах нефти и воды через узлы учета ДНС, ГЗУ.
Оператор 4 разряда - Ведение технологического процесса при всех способах добычи нефти, газа и газового конденсата, обслуживание, монтаж и демонтаж оборудования и механизмов под руководством оператора по добычи нефти и газа более высокой квалификации. Обработка паром высокого давления подземного и наземного оборудования скважин и выкидных линий. Замер дебита скважин на автоматизированной групповой замерной установке. Расшифровка показаний приборов контроля и автоматики.
Оператор 5 разряда - Осуществление работ по поддержанию заданного режима работы скважин, установок комплексной подготовки газа, групповых замерных установок, дожимных насосных и компрессорных станций, станций подземного хранения газа и других объектов, связанных с технологией добычи нефти, газа и газового конденсата, и подземного хранения газа. Разборка, ремонт и сборка отдельных узлов и механизмов простого нефтепромыслового оборудования и арматуры. Очистка насосно-компрессорных труб в скважине от парафина и смол механическими и автоматическими скребками и с использованием реагентов, растворителей, горячей нефти и пара.
Оператор 6 разряда - Представление информации руководителю работ и оператору о всех замеченных неполадках в работе скважин и другого нефтепромыслового оборудования. Техническое обслуживание коммуникаций газлифтных скважин (газоманифольдов, газосепараторов, теплообменников) под руководством оператора по добычи нефти и газа более высокой квалификации. Снятие показаний приборов, измеряющих параметры работы газопровода, расчет расхода газа и жидкости, ведение режимных листов работы УКПГ, цеха.