Приобское нефтяное месторождение.
Приобское нефтяное месторождение Проект
СОДЕРЖАНИЕ
Приобское нефтяное месторождение. Приобское - крупнейшее месторождение Западной Сибири административно располагается в Ханты-Мансийском районе на расстоянии 65 км от Ханты-Мансийска и в 200 км от Нефтеюганска. Разделено рекой Обь на две части — лево- и правобережное. Освоение левого берега началось в 1988 г., правого — в 1999 г. Геологические запасы оцениваются в 5 млрд. тонн. Доказанные и извлекаемые запасы оцениваются в 2,4 млрд. тонн. Открыто в 1982 году. Залежи на глубине 2,3—2,6 км. Плотность нефти 863-868 кг/м3(тип нефти средний, т.к. попадает в диапазон 851-885 кг/м3) , умеренное содержание парафинов (2,4-2,5%) и содержание серы 1,2-1,3 %(относится к классу сернистых, 2 класс нефти, поступающей на НПЗ по ГОСТ 9965-76). По данным на конец 2005 года, на месторождении насчитывается 954 добывающих и 376 нагнетательных скважин. Добыча нефти на Приобском месторождении в 2007 г. — составила 40,2 млн. тонн, из них «Роснефть» - 32,77, а «Газпром нефть» - 7,43 млн тонн. Микроэлементный состав нефти – важная характеристика этого вида сырья и несет в себе различную геохимическую информацию о возрасте нефти, условиях формирования, происхождении и путях миграции и находит самое широкое применение для идентификации месторождений нефти, оптимизации стратегии поиска месторождений, разделению продукции совместно эксплуатируемых скважин. Таблица 1. Диапазон и среднее значение содержания микроэлементов приобской нефти (мг/кг)
Начальный дебит действующих нефтяных скважин составляет от 35 т/сут. до 180 т/сут. Расположение скважин кустовое. Коэффициент извлечения нефти 0,35. Кустом скважин называется такое их расположение, когда устья находятся вблизи друг друга на одной технологической площадке, а забои скважин – в узлах сетки разработки залежи. В настоящее время большинство эксплуатационных скважин бурится кустовым способом. Это объясняется тем, что кустовое разбуривание месторождений позволяет значительно сократить размеры площадей, занимаемых бурящимися, а затем эксплуатационными скважинами, дорогами, линиями электропередач, трубопроводами. Особое значение это преимущество приобретает при строительстве и эксплуатации скважин на плодородных землях, в заповедниках, в тундре, где нарушенный поверхностный слой земли восстанавливается через несколько десятилетий, на болотистых территориях, усложняющих и сильно удорожающих строительно-монтажные работы буровых и эксплуатационных объектов. Кустовое бурение также необходимо, когда требуется вскрыть залежи нефти под промышленными и гражданскими сооружениями, под дном рек и озёр, под шельфовой зоной с берега и эстакад. Особое место занимает кустовое строительство скважин на территории Тюменской, Томской и других областей Западной Сибири, позволившее в труднодоступном, заболоченном и заселённом регионе успешно осуществлять на засыпных островах строительство нефтяных и газовых скважин. Расположение скважин в кусте зависит от условий местности и предполагаемых средств связи куста с базой. Кусты, не связанные постоянными дорогами с базой, считаются локальными. В ряде случаев кусты могут быть базовыми, когда они расположены на транспортных магистралях. На локальных кустах скважины, как правило, располагают в форме веера во все стороны, что позволяет иметь на кусте максимальное количество скважин. Буровое и вспомогательное оборудование монтируется таким образом, чтобы при передвижении БУ от одной скважины к другой буровые насосы, приёмные амбары и часть оборудования для очистки, химобработки и приготовления промывочной жидкости оставались стационарными до момента окончания строительства всех (или части) скважин на данном кусте. Число скважин в кусте может колебаться от 2 до 20-30 и более. Причём, чем больше скважин в кусте, тем больше отклонения забоев от устьев, увеличивается длина стволов, увеличивается длина стволов, что приводит к росту затрат на проводку скважин. Кроме того, возникает опасность встречи стволов. Поэтому возникает необходимость расчёта необходимого числа скважин в кусте. Глубиннонасосным способом добычи нефти называют такой способ, при котором подъем жидкости из скважины на поверхность осуществляется с помощью штанговых и бесштанговых насосных установок различных типов. Установка электроцентробежного насоса включает в себя подземное и наземное оборудование. Месторождение удаленное, труднодоступное, 80% территории находится в пойме реки Обь и затопляется в паводковый период. Месторождение отличается сложным геологическим строением - сложное строение песчаных тел по площади и разрезу, пласты гидродинамически слабо связаны. Для коллекторов продуктивных пластов характерны: -низкая проницаемость; -низкая песчанистость; -повышенная глинистость; -высокая расчлененность. Приобское месторождение характеризуется сложным строением продуктивных горизонтов как по площади, так и по разрезу. Коллектора горизонтов АС10 и АС11 относятся к средне и низкопродуктивным, а АС12 - к аномально низкопродуктивным. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения указывает на невозможность освоения месторождения без активного воздействия на его продуктивные пласты и без использования методов интенсификации добычи. Это подтверждает опыт разработки эксплуатационного участка левобережной части. Основными геолого-физическими характеристиками Приобского месторождения для оценки применимости различных методов воздействия являются : 1)глубина продуктивных пластов- 2400-2600 м, 2)залежи литологически экранированные, естественный режим – упругий, замкнутый, 3)толщина пластовАС10, АС11 и АС12соответственно до 20,6 , 42,6 и 40,6 м. 4)начальное пластовое давление- 23,5-25 МПа, 5)пластовая температура- 88-90°С, 6)низкая проницаемость коллекторов, средние значения по результатам 7)высокая латеральная и вертикальная неоднородность пластов, 8)вязкость пластовой нефти- 1,4-1,6 мПа*с, 9)давление насыщения нефти 9-11 МПа, 10)нефть нафтенового ряда, парафинистая и малосмолистая. Сопоставляя представленные данные с известными критериями эффективного применения методов воздействия на пласт можно отметить, что, даже без детального анализа, из перечисленных выше методов для Приобского месторождения могут быть исключены: тепловые методы и полимерное заводнение (как метод вытеснения нефти из пластов). Тепловые методы применяются для залежей с высоковязкими нефтями и на глубинах до 1500-1700 м. Полимерное заводнение предпочтительно использовать в пластах проницаемостью более 0,1 мкм для вытеснения нефти с вязкостью от 10 до 100 мПа*с и при температуре до 90°С (для более высоких температур применяются дорогостоящие, специальные по составам полимеры). Опыт разработки отечественных и зарубежных месторождений показывает, что заводнение оказывается довольно эффективным методом воздействия на низкопроницаемые коллектора при строгом соблюдении необходимых требований к технологии его осуществления. В числе основных причин, вызывающих снижение эффективности заводнения низкопроницаемых пластов оказываются: -ухудшение фильтрационных свойств породы за счет: -набухания глинистых составляющих породы при контакте с закачиваемой водой, -засорения коллектора мелкодисперсными механическими примесями, находящимися в закачиваемой воде, -выпадением в пористой среде коллектора осадков солей при химическом взаимодействии нагнетаемой и пластовой воды, -уменьшение охвата пласта заводнением вследствие образования вокруг нагнетательных скважин трещин - разрыва и распространения их в глубь -значительная чувствительность к характеру смачиваемости пород нагнетаемым агентом значительное снижение проницаемости коллектора за счет выпадения парафинов. Проявление всех этих явлений в низкопроницаемых коллекторах вызывает более существенные последствия, чем в высокопроницаемых породах. Для устранения влияния на процесс заводнения указанных факторов используются соответствующие технологические решения: оптимальные сетки скважин и технологические режимы эксплуатации скважин, нагнетание в пласты воды необходимого типа и состава, соответствующая ее механическая, химическая и биологическая очистка, а также добавка в воду специальных компонентов. Для Приобского месторождения заводнение следует рассматривать в качестве основного метода воздействия . Применение растворов ПАВ на месторождении было отвергнуто, в первую очередь, по причине низкой эффективности этих реагентов в условиях низкопроницаемых коллекторов. Для Приобского месторождения и щелочное заводнение не может быть рекомендовано по следующим причинам: - основной из них является преимущественная структурная и слоистая глинистость коллекторов. Глинистые агрегаты представлены каолинитом, хлоритом и гидрослюдой. Взаимодействие щелочи с глинистым материалом может привести не только к набуханию глин, но и к разрушению породы. Щелочной раствор низкой концентрации увеличивает коэффициент набухаемости глин в 1,1-1,3 раза и снижает проницаемости породы в 1,5-2 раза по сравнению с пресной водой, что является критичным для низкопроницаемых коллекторов Приобского месторождения. Применение растворов высокой концентрации (снижающих набухаемость глин) активизирует процесс разрушения породы. Излюбленной технологией российских нефтяников остается гидроразрыв пласта: в скважину закачивается жидкость под давлением до 650 атм. для образования трещин в породе. Трещины закрепляются искусственным песком (проппантом): он не позволяет им сомкнуться. Через них нефть просачивается в скважину. По данным ООО «СибНИИНП», гидроразрыв приводит к увеличению притока нефти на месторождениях Западной Сибири от 1,8 до 19 раз. В настоящее время нефтедобывающие компании, проводя геолого-технические мероприятия, в основном ограничиваются использованием стандартных технологий гидроразрыва пласта (ГРП) с применением гелированного водного раствора на полимерной основе. Данные растворы, как и жидкости глушения, а также буровые растворы вызывают значительное повреждение пласта и самой трещины, что существенно снижает остаточную проводимость трещин, и, как следствие, добычу нефти. Особое значение кольматация пласта и трещин имеет на месторождениях с текущим пластовым давлением менее 80 % первоначального. Из технологий, применяемых для решения данной проблемы, выделяют технологии с использованием смеси жидкости и газа: - вспененные (например, азотированные) жидкости с содержанием газа менее 52 % общего объема смеси; - пенные ГРП – более 52 % газа. Рассмотрев имеющиеся на российском рынке технологии и результаты их внедрения, специалисты ООО «Газпромнефть-Хантос» выбрали пенный ГРП и предложили компании Schlumberger провести опытно-промышленные работы (ОПР). По их результатам была дана оценка эффективности пенного ГРП на Приобском месторождении. Пенный ГРП, как и обычный, направлен на создание трещины в пласте, высокая проводимость которой обеспечивает приток углеводородов к скважине. Однако при пенном ГРП за счет замены (в среднем 60 % объема) части гелированного водного раствора на сжатый газ (азот или углекислый газ) значительно возрастают проницаемость и проводимость трещин, и, как следствие, степень повреждения пласта минимальна. В мировой практике уже была отмечена наибольшая эффективность использования пенных жидкостей для ГРП в скважинах, где пластовой энергии недостаточно для выталкивания отработанной жидкости ГРП в ствол скважины во время ее освоения. Это относится как к новому, так и к действующему фонду скважин. Например, по выбранным скважинам Приобского месторождения пластовое давление снизилось до 50 % первоначального. При проведении пенного ГРП сжатый газ, который был закачан в составе пены, помогает выдавливать отработанный раствор из пласта, что увеличивает объемы отработанной жидкости и снижает время отработки скважины. Для проведения работ на Приобском месторождении был выбран азот как наиболее универсальный газ: - повсеместно используется при освоении скважин с гибкими НКТ; - инертен; - совместим с жидкостями ГРП. Отработка скважин после выполнения работ, представляющая собой часть «пенного» сервиса, осуществлялась силами компании Schlumberger. Особенностью проекта явилось выполнение ОПР не только в новом, но и в действующем фонде скважин, в пластах с уже существующими трещинами ГРП от первых работ, так называемый повторный ГРП. В качестве жидкой фазы пенной смеси была выбрана сшитая полимерная система. Полученная пенная смесь успешно помогает решать проблемы сохранения свойств приза- бойной зоны. Концентрация полимера в системе составляет всего 7 кг/т проппанта, для сравнения, в скважинах ближайшего окружения – 11,8 кг/т. В настоящее время можно отметить успешное проведение пенного ГРП с использованием азота в скважинах пластов АС10 и АС12 Приобского месторождения. Работам в действующем фонде скважин уделялось пристальное внимание, так как повторные ГРП позволяют вовлечь в разработку новые пласты и прослои, не затронутые разработкой ранее. Для анализа эффективности пенных ГРП их результаты сравнили с результатами, полученными по соседним скважинам, в которых проведены обычные ГРП. Пласты имели одинаковую нефтенасыщенную толщину. Фактический дебит жидкости и нефти по скважинам после пенного ГРП при среднем давлении на приеме насоса 5 МПа превысил дебит соседних скважин соответственно на 20 и 50 %.Из сравнения средних показателей работы скважин нового фонда после обыкновенного ГРП и пенного следует, что дебиты жидкости и нефти равны ,однако рабочее забойное давление до насоса в скважинах после пенных ГРП составляет в среднем 8,9 МПа, в окружающих скважинах – 5,9 МПа. Перерасчет потенциала скважин на равнозначное давление позволяет оценить эффект от пенного ГРП. ОПР с пенным ГРП в пяти скважинах Приобского месторождения показали эффективность метода как в действующем, так и в новом фонде скважин. Более высокое давление на приеме насоса в скважинах после применения пенных смесей свидетельствует об образовании трещин высокой проводимости в результате пенных ГРП, что обеспечивает дополнительную добычу нефти по скважинам. В настоящее время разработку северной части месторождения ведёт ООО «РН-Юганскнефтегаз», принадлежащее компании «Роснефть», а южную - ООО "Газпромнефть - Хантос", принадлежащее компании «Газпром нефть». По решению Губернатора ХМАО месторождению был присвоен статус «Территория особого порядка недропользования», что определило особое отношение нефтяников к освоению Приобского месторождения. Труднодоступность запасов, хрупкость экосистемы месторождения, обусловили применение новейших природоохранных технологий. 60% территории Приобского месторождения расположены в затопляемой части поймы реки Оби, при строительстве кустовых площадок, напорных нефтепроводов и подводных переходов применяются экологически-безопасные технологии. Площадочные объекты, находящиеся на территории месторождения: · Дожимные насосные станции — 3 · Мультифазная насосная станция Sulzer — 1 · Кустовые насосные станции для закачки рабочего агента в пласт — 10 · Плавучие насосные станции — 4 · Цеха подготовки и перекачки нефти — 2 · Узел сепарации нефти (УСН) — 1 В мае 2001 года на 201-м кусту правого берега Приобского месторождения произведен монтаж уникальной мультифазной перекачивающей насосной станция Sulzer. Каждый насос установки способен перекачивать 3,5 тысячи кубометров жидкости в час. Комплекс обслуживает один оператор, все данные и параметры выводятся на монитор компьютера. Станция является единственной в России. Голландская насосная станция «Росскор» оборудована на Приобском месторождении в 2000 году. Она предназначена для внутрипромысловой перекачки многофазной жидкости без применения факелов (во избежание сжигания попутного газа в пойменной части реки Обь). Завод по переработке буровых шламов на правом берегу Приобского месторождения выпускает силикатный кирпич, который используется в качестве строительного материала для строительства дорог, кустовых оснований и т.д. Для решения проблемы с утилизацией попутного газа, добываемого на Приобском месторождении, на Приразломном месторождении построена первая в ХМАО Газотурбинная электростанция, обеспечивающая электроэнергией Приобское и Приразломное месторождения. Не имеет аналогов построенная через Обь линия электропередачи, пролет которой составляет 1020 м, а диаметр провода, специально изготовленного в Великобритании, — 50 мм.
Популярное: Как выбрать специалиста по управлению гостиницей: Понятно, что управление гостиницей невозможно без специальных знаний. Соответственно, важна квалификация... Модели организации как закрытой, открытой, частично открытой системы: Закрытая система имеет жесткие фиксированные границы, ее действия относительно независимы... Как построить свою речь (словесное оформление):
При подготовке публичного выступления перед оратором возникает вопрос, как лучше словесно оформить свою... ©2015-2024 megaobuchalka.ru Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. (162)
|
Почему 1285321 студент выбрали МегаОбучалку... Система поиска информации Мобильная версия сайта Удобная навигация Нет шокирующей рекламы |