Разработка Южно-Ягунского месторождения

С О Д Е Р Ж  А Н И Е

 

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ

1.1 Характеристика района

1.2 История освоения  месторождения

2 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения

2.1.1 Стратиграфи

2.1.2 Тектоническое Нефтеносность месторождений. Гидрогеология

2.2 Коллекторские свойства продуктивных пластов

2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Основные проектные  решения по разработке Южно - Ягунского месторождения

3.2 Текущее состояние разработки

3.3 Анализ системы заводнения

3.4 Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов, характеристика их продуктивности и режимов

4. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
1. Требования к конструкции скважин, технологиям и проиводству

буровых работ

4.2 Подземное и устьевое оборудование при различных способах добычи

4.2.1 Фонтанная эксплуатация  скважин

4.2.2 Эксплуатация скважин  штанговыми глубинными насосными установками

4.2.3 Общие сведения об эксплуатации  скважин УЭЦН

4.2.4 Технические характеристики насосов

4.3 Преимущество скважин оборудованных УЭЦН

5 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ

1. Характеристика фонда скважин, оборудованных УЭЦН
2. Анализ эффективности работы и причины отказов УЭЦН
3. Анализ ремонтов УЭЦН не отработавших гарантийный срок

5.4 Анализ применения УЭЦН Российского производства

5.5 Анализ применения УЭЦН импортного производства

5.6 Способы борьбы с осложнениями при эксплуатации УЭЦН

5.7 Подбор оборудования и установление оптимального режима эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН

6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

6.1 Оптимизация режима работы скважин.

6.2 Расчет потока денежной наличности от применения НТП.

6.3 Анализ чувствительности проекта к риску.

7. ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ И ЭКОЛОГИЧНОСТИ ПРОЕКТА

7.1 Обеспечение безопасности работающих

7.1.1 Основные вредные и опасные факторы в процессе производства

7.1.2 Расчет заземления скважин, оборудованных ЭЦН

7.1.3 Основные мероприятия по обеспечению безопасных условий труда.

7.1.4 Средства индивидуальной защиты

7.2 Оценка экологичности проекта

7.2.1 Анализ и оценка опасности для природной среды при обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН

7.2.2 Расчет выбросов вредных веществ (углеводородов) от скважин

7.2.3 Расчет выбросов вредных веществ от свечи рассеивания

7.2.4 Основные мероприятия по охране природной среды

7.2.5 Охрана недр при эксплуатации скважин, оборудованных ЭЦН

7.3 Оценка и прогнозирование чрезвычайных ситуаций

7.3.1 Описание возможных аварийных ситуаций

7.3.2 Характеристика мероприятий по защите персонала промышленного объекта в случае возникновения ЧС

ВЫВОДЫ

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Западно-Сибирская провинция –  наиболее крупная из всех нефтегазоносных  провинций, выделенных на территории России. Расположенная на обширной равнине  между горными сооружениями Урала  на западе и Сибирской платформой на востоке, ограниченная на юге Алтае-Саянской горной системой, она охватывает земли Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской областей.

 Западно-Сибирская провинция занимает ведущее место в России как по величине выявленных в ее пределах запасов углеводородов, так и по уровню нефти и газа. Будучи самой молодой из провинций, имеющих развитую нефтедобывающую промышленность, она за короткий промежуток времени вышла на первое место по основным показателям. Объем начальных разведанных запасов нефти Западной Сибири составляет более 60% общероссийского, текущих – более 70%. Ежегодная добыча нефти в регионе составляет порядка 70% суммарной по России.

 Отличительной особенностью сырьевой базы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции является наличие большого числа крупнейших месторождений. К настоящему времени здесь выявлены и разрабатываются такие месторождения-гиганты как Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Приобское. Быстрый ввод крупнейших месторождений в промышленную разработку явился определяющим фактором, позволившим в рекордно короткие сроки создать на территории Западной Сибири мощный нефтедобывающий комплекс. 

 Опыт показал, что для увеличения эффективности и надежности работы УЭЦН, извлечения дополнительной нефти при нарастающей обводненности, одной из важных задач является обеспечение работ насосных установок в оптимальном режиме, обеспечивающем минимальные энергетические затраты, возможно больший межремонтный период работы оборудования, а также повышения коэффициента эксплуатации.

Цель работы - провести анализ работы и оптимизацию скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении НГДУ «Когалымнефть» ЦДНГ-1, которое по объему начальных запасов относится к разряду крупных.

 

 

1. Общая часть

 

1.1 Характеристика района работ

 

Южно-Ягунское нефтяное месторождение находится в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района и расположено в северо- восточной части города Сургута, в 75 км от него и в 60 км на юго-запад от города Ноябрьска. В непосредственной близости от месторождения проходят железная дорога Сургут - Уренгой и трасса газопровода Уренгой - Челябинск.

В орогидрофическом отношении рассматриваемый район представляет собой пологую озерно-аллювиальную равнину южного склона Сибирских увалов, абсолютные отметки которой колеблются от 110...120 км на севере, до 70...75 км на юге. Гидрографическая сеть представлена реками субмеридиального направления:

• Ингу-Ягун,
• Кирил-Выс-Мун,
• Глунг-Ягун и другие.

Для них характерны меандры, большое количество стариц и мелких притоков, песчаных перекатов и завалов леса. Первая и вторая надпойменные террасы достигают высоты соответственно 8 и 15 м. Ширина рек колеблется от 5-10 до 30 м, на 2 - 3 м.

 Реки покрываются льдом в третьей декаде октября, глубина промерзания рек 0,35 м до 1,0 м. В конце декабря лед становится прочным и возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта. Ледоход на реках начинается в середине мая.

Широко распространены болота и озера, которые являются составной частью грядковоозеркового комплекса микроландшафтов.В летнее время болота не проходимы для колесного транспорта, зимой часто встречаются непромерзшие участки (болотные речки "живуны"), что представляет собой значительные трудности для передвижения техники, при транспортировке оборудования, при строительстве буровых.

Заселенность площади составляет около 15% и находится в зоне средней тайги с преобладанием хвойных пород. Основные массивы лесов (кедр, лиственница, сосна) сосредоточены на приподнятых участках и на речных террасах. На водораздельных участках господствуют болота с отдельными островками карликового леса (сосна, береза).

Климат района резко  континентальный с холодной, суровой  зимой и коротким, но теплым летом. Среднегодовая температура зимой -23,2⁰С, летом +16,1⁰С. Устойчивый снежный покров образуется в третьей декаде октября и держится 200-220 дней. Толщина снежного покрова на отдельных участках не превышает 1,0 м, в заселенных местах до 1,2-1,6 м. Глубинапромерзания составляет 1,3-1,7 м.

 

Рисунок.1.1. Схема размещения нефтяных (1), нефтегазовых (2) и нефтегазоконденсатных (3) месторождений Сургутского нефтегазоносного района

 

Лето короткое, относительно теплое (среднемесячная температура +16,1С). Максимальная температура самого жаркого  месяца – июля достигает +35 С. Количество атмосферных осадков в год  составляет 482 мм, причем 75% приходится на теплое время года.

 Преобладающее направление ветров в теплый период – северное и северо-восточное, а в холодный – южное и юго-западное.

Район относится к  слабонаселенным, но с развитием  нефтебобывающих и строительных работ за последние годы численность населения постоянно увеличивается за счет приезжающих из других областей и республик. Коренное население – ханты и манси.

На территории месторождения  разведано 6 карьеров песков пылеватых, мелкой и средней крупности, что может быть использовано при строительстве дорог. Крупные месторождения песка, глин и песчано-гравийных смесей открыты в пределах Холмогорского месторождения и г. Ноябрьска.

На территории Южно-Ягунского  месторождения имеется густая сеть внутри- и межпромысловых дорог, линий электропередач и трубопроводов различного назначения. Электроснабжение выполнено по высоковольтной линии ВЛ-110. На месторождении построены трансформаторные подстанции ПС 110/35,ПС 36/6.

Ближайшие месторождения:

• Когалымское,
• Холмогорское,
• Дружное.

 

1.2 История освоения  месторождения

 

Основанием для постановки поисково-разведочного бурения на рассматриваемой  площади послужило наличие положительной  структуры, промышленная нефтеносность  Когалымского, Савуйского, Фёдоровского и других соседних поднятий.

 Бурение на площади начато в конце 1971 года.. Первая поисковая скважина №51 была заложена в сводовой части Ягунской локальной структуры, выявленной в результате площадных сейсморазведочных работ. Целевым назначением скважины являлось изучение нефтегазаносности юрских и нижнемеловых отложений, уточнение геологического строения Ягунской структуры.

В Сургутском и смежных  районах в процессе нефтепоисковых работ были выявлены крупные скопления  нефти, связанные антиклинальными  ловушками (Южно-Сургутское, Повховское, Фёдоровское, Дружное)

В конце декабря 1975 года был утверждён геологический  проект глубокого бурения на Южно-Ягунской площади. Для решения поставленных задач проектом предусматривалось  заложение 3-х глубоких поисковых  скважин №83, №84, №85, расположенных профилем меридионального, секущим предполагаемую заливообразную зону распространения коллекторов пласта БС10.

Разведочное бурение  на месторождении было начато в мае 1979 года. Бурение было сосредоточено  в центральной части и Южной  Ягунской структуры. Скважины располагались по двум профилям:

1.Сумберидионального  простирания (скв. №54, №56, №57) проходит  параллельно оси Ягунского поднятия.

2.Субширотное  направление и ориентируется  по оси структурного выступа,  осложняющего западное крыло  Ягунской структуры. Расстояние между скважинами на профилях 2,5-9 км. Скважины меридионального профиля бурились последовательно с юга на север. В скважине №55, №84 при испытании пласта БВ8 получены притоки пластовой нефти. Это дало основание предположить в сводах локальных структур наличие небольших залежей нефти.

Стало ясно, что пласт  ЮС1 не может являться базисным горизонтом разведки. Имеющийся материал дал  основание базисным считать группу горизонтов БС10-11.

Результаты бурения  скважин показали, что горизонт БС11 делиться на 2 пласта: 1БС11, 2БС11, а горизонт БС10 делиться на 2 пласта: 1БС10 и 2БС10.

Таким образом, в результате проведённых геологоразведочных работ  открыто крупное месторождение  нефти, которое находится в близи  от разрабатываемых Повховского, Ватьёганского, Южно-Сургутского месторождений. Выявлены залежи нефти промышленного значения в пластах, ЮС1,1БС10, 2БС10, 1БС11, 2БС11.

 

2.ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения

 

2.1.1 Стратиграфия

Геологический разрез Южно-Ягунского месторождения представлен породами двух структурных комплексов: мезозоййско-кайнозойского чехла и доюрских образований (см.рисунок 1.1).

 Палеозойский фундамент. На Южно-Ягунском месторождении породы фундамента не вскрыты. В целом по Сургутскому своду породы вскрытой части фундамента представлены эффузивами. Зеленоватые и вишнево-бурые миндалекаменные диабазовые порфириты предположительно триассового возраста вскрыты Сургутскими скважинами 51 и 52 и Федоровской скважиной 131. В верхней части эффузивов залегает кора выветривания, толщина которой несколько десятков метров.

Юрская система. Нижне-среднеюрский отдел (тюменская свита) представлен чередующимися прослоями сероцветных песчаников, алевролитов и аргиллитов с обилием обугленного растительного детрита. Отдельные прослои и пачки аргиллитов, сильно обогащенные углистым детритом, переходят в прослои бурых углей. Нефтеносность отложений тюменской свиты на данном месторождении не установлена. По спорово-пыльцевым комплексам возраст пород определяется как триассовый. Вскрытая толщина тюменской свиты около 400 м.

Верхнеюрский отдел (васюганская, георгиевская, баженовская свиты). Нижняя подсвита васюганской свиты представлена аргиллитами темно-серого цвета, тонкослоистыми, известковистыми до переходящими в известняк, иногда здесь встречаются прослои битуминозных аргилитов. Верхняя часть васюганской свиты сложена песчаниками и алевролитами темно-серыми, мелко-зернистыми, слюдистыми глинистыми, слабоизвестковистыми с подчиненными прослоями аргилитов.

К отложениям подсвиты приурочен  горизонт ЮС1, верхняя часть которого является промышленно-нефтеносной. Индексирована, как пласт ЮС1-1 и выделена в объект подсчета.Возраст осадков васюганской свиты – верхнекелловый–оксфордский, установлен по фауне аммонитов и фораманифер. Мощность всей свиты в целом – 75 - 80 м, верхней подсвиты – 30 – 35 м.