Отчет по практике: Разработка Южно-Ягунского месторождения

Разработка Южно-Ягунского месторождения

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение высшего

профессионального образования

“УФИМСКИЙ ГОСДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ”

Кафедра разработки и эксплуатации

Нефтегазовых месторождений

ОТЧЕТ

по производственной практике студента

Вильданова Т.Ф. группы БГР-12-02

Горно-нефтяного факультета

Место практики : г.Когалым ; ОАО ”Лукоил Западная Сибирь”

ТПП Когалымнефтегаз

Начало 21.07.2015 Окончание 20.08.2015

Руководитель практики:

От кафедры РНГМ Гафаров Ш.А.

От предприятия Зам.нач.цеха Девятайкин.Д.Н

Уфа 2015

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

. Характеристика Южно-Ягунского месторождения

.1 Общие сведения

.2 Характеристика продуктивных пластов

.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

. Разработка Южно-Ягунского месторождения

.1 Динамика показателей разработки объекта БС102-3

.2 Ввод залежей в разработку и степень их разбуренности

. Способы эксплуатации скважин

.1 Эксплуатация скважин фонтанным способом

.2 Газлифтный способ эксплуатации

.3 Эксплуатация ШСНУ

.4 Основные проблемы при эксплуатации ШГН

.5 Меры по охране окружающей среды

.6 Эксплуатация скважин электроцентробежными насосами

.7 Особенности эксплуатации

.8 Анализ показателей и технологический режим работы УЭЦН

.9 Рекомендуемый режим работы

.10 Вывод скважин на режим после освоения

. ГДИС

.1 Гидродинамические, геохимические и промыслово - геофизические методы исследования скважин и пластов

.2 Определение фильтрационных и геометрических параметров в соответствии с выбранной интерпретационной моделью

.3 Геофизические исследования

.4 Определение источников обводнения продукции скважин

.5 Контроль технического состояния продукции скважин

.6 Характеристика применяемого оборудования и приборов для исследования скважин

. Способы воздействия на ПЗП

.1 Общие положения

.2 Кислотная обработка

.3 Гидропескоструйная перфорация

.4 Виброобработка

.5 Термообработка

.6 Воздействие давлением пороховых газов

.7 ГРП

.8 Выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин

.9 Требования безопасности при химических и тепловых методах воздействия на ПЗП

. Подземный текущий и капитальный ремонт скважин

.1 Текущий ремонт скважин

.2 Ремонт скважин, оборудованных погружными электронасосами

.3 Оборудование, применяемое при КРС

.4 Охрана окружающей среды

. МУН

.1 Технология приготовления и закачки в пласт ПКВ

.2 Технологические характеристики

. Организационная структура ТПП «КОГАЛЫМНЕФТЕГАЗ»

Список литературы

ВВЕДЕНИЕ

Южно-Ягунское месторождение расположено в северо-восточной части Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области.

Южно-Ягунское нефтяное месторождение открыто в 1978 г. поисковой скважиной 55П. При опробовании были получены промышленные притоки нефти из пластов БС101, БС112 дебитами, соответственно, 13.8 и 138.7 м3/сут. Введено в разработку в 1983 г.

За историю разработки месторождения составлены и утверждены: две технологические схемы разработки (1980 и 1984 гг.) с дополнениями к ним (1982 и 1990 гг.), проект разработки (1995 г.) и последний проектный документ «Уточненный проект разработки Южно-Ягунского месторождения» выполнен компанией «ПетроАльянс» и утвержден протоколом ЦКР №3320 от 23.12.2004 г. Принципиальные проектные решения за это время практически не менялись, не считая бурения самостоятельной сетки скважин на пласт БС101 для организации раздельной системы заводнения на пласты БС101 и БС102 объекта БС10 (1984 г.) и попытки выделения пласта БС101 в самостоятельный объект разработки (1990 г.).

С целью корректировки программы работ и технологических показателей разработки месторождения в соответствии с техническим заданием выполнен настоящий Авторский надзор за реализацией проектного документа «Уточненный проект разработки Южно-Ягунского месторождения».

1. Характеристика Южно-Ягунского месторождения

.1 Общие сведения

Месторождение расположено в районе, где ведется промышленная разработка ряда месторождений (рисунок 0.1), ближайшими из которых являются Когалымское, Дружное, Кустовое, Тевлинско-Русскинское.

Инфраструктура региона довольно развита. Сообщение осуществляется разными видами транспорта: железной дорогой, с помощью авиации, в период навигации - водным путем по рекам Туре, Тоболу, Иртышу и Оби, а также автотранспортом. Западнее площади проходят газо- и нефтепроводы, продукция по которым, в том числе и рассматриваемого месторождения, поступает потребителю. Площадь пересекают трассы ЛЭП-500 кВ и ЛЭП-220 кВ и ряд трасс местного значения.

Рисунок 0.1 Обзорная схема района

Гидрографическая сеть достаточно обширная и представлена реками, протекающими в субмеридиональном направлении: Ингу-Ягун, Кирилл-Выс-Ягун, Вокы-Рап-Ягун и др. Междуречья заняты значительным количеством озер и болот. Среди наиболее крупных озер известны: Тотль-Катым-Эктль-Лор, Вар-Ягун-Инг-Лор, Тлоник-Пакум-Лор, Ай-Ягун-Лор и др. Глубина озер не превышает 6 м, в зимнее время они могут промерзать до дна.

Климат района резко континентальный с колебаниями температур от минус 55°С зимой до плюс 35°С летом. Зима продолжительная, суровая с сильными ветрами, метелями, устойчивым снежным покровом, лето жаркое и короткое. Снежный покров держится с конца октября до конца апреля. Продолжительность морозного периода (с температурами ниже -15 оС) в среднем 120 дней. Среднегодовое количество осадков составляет 400 - 500 мм, толщина снежного покрова 70 - 80 см на открытых участках и до 1,5 м в лесу. Преобладающее направление ветров зимой юго-западное и западное, летом - северное и северо-восточное.

С целью снабжения строительных объектов необходимыми материалами проводились специальные работы с целью их поиска. Наиболее распространенным сырьем для этих целей являются обнаруженные здесь образования песков, глин, а также участки развития песчано-гравийно-галечной смеси. Эти материалы используются не только для строительных работ (приготовление растворов, отсыпка полотна дорог, дамб, платформ, производство кирпича, в качестве наполнителя бетонов и пр.), но и после их обогащения (пески) - в стекольном производстве. Ближайшим месторождением строительных песков является Холмогорское. Кроме того, известны строительные материалы месторождений Центрального, Северного, Чекусамальского, Етынуровского, Заозерного. Одним из последних открытых является месторождение кирпично-керамзитовых глин (три участка № 10, 13, 14) и керамзитовых глин - Барсовское.

По всем выявленным участкам произведена промышленная оценка и определен объем содержащихся в них строительных материалов. Расчеты показывают, что запасы колеблются от 632-650 тыс. м3 до 3-6 млн. м3, что позволяет рассматривать их как долговременный источник снабжения строящихся объектов соответствующими материалами.

Одним из источников водоснабжения буровых и нефтепромысловых объектов являются естественные гидрографические элементы: реки, ручьи и озера. Для питьевых нужд из-за высокой степени загрязненности и необходимости проведения дорогостоящих мероприятий по их очистке они малопригодны. По этим же причинам не используются воды четвертичных отложений. Наиболее пригодны для хозяйственно-питьевого водоснабжения гидрогеологические горизонты туртасской, новомихайловской и атлымской свит олигоцена. При этом водоносный горизонт двух последних свит является наиболее водообильным, поскольку имеет широкое распространение по площади и толщину порядка 50 м. Интенсивность притока из него достигает 100-210 м3/сут при понижениях уровня на 7-15 м. Воды по составу пресные и отвечают требованиям ГОСТ 2874-82 «Вода питьевая». Для системы ППД на месторождении с 1984 г. в продуктивные пласты производится закачка апт-альб-сеноманских вод, поскольку их гидрогеологическая характеристика сопоставима с водами продуктивных пластов, что фактически исключает дополнительные затраты на их подготовку. Вязкость этих вод равна 0.55-0.74 мПа*с, плотность 0.967-0.996 г/см3. Их вытесняющая характеристика также выше, чем у пресных вод, поскольку наряду с совместимостью, по всей видимости, отсутствует эффект разбухания монтмориллонитовой составляющей осадка, который может наблюдаться при контакте с пресными водами. Доотмыв достигает 2-3%. Дебиты водозаборных скважин достигают 2000-2500 м3/сут.

.2 Характеристика продуктивных пластов

Разбуривание месторождения сопровождалось отбором керна, который использовался в последующем для изучения вещественного состава пород, а также для определения ФЕС и физико-гидродинамических характеристик коллекторов.

К моменту выхода первой работы по подсчету запасов нефти отбор керна произведен в поисково-разведочных скважинах. Эксплуатационные скважины еще не бурились. При этом на пористость было проанализировано 1589 образцов из 20 скважин, проницаемость - 749 и остаточную водонасыщенность - 743. На дату пересчета запасов к 1991 г. керн отобран в 111 скважинах, из них 40 скважин - Главтюменьгеологией и 71 скважина - Главтюменьнефтегазом, в том числе 12 разведочных и 59 добывающих. По наиболее представительному керну из 57 скважин определены коллекторские свойства пластов. Пористость исследована по 4539 образцам, проницаемость - по 2951 и Ков - по 2123.

На дату составления «Уточненного проекта разработки Южно-Ягунского месторождения» (2010 г) количество скважин с отбором керна составляло 191, за счет отбора его не только в категории разведочных, но и в эксплуатационных. На всех этапах буровых работ с отбором керна его вынос был достаточно высок. Всего с отбором керна в поисково-разведочных скважинах пройдено 6879.9 м горных пород, керна поднято 4438.0 м или 64.1% от проходки, в группе эксплуатационных, проходка с керном составила 4862.5 м, вынос керна - 2910.1 м или 59.8%. После Уточненного проекта разработки было пробурено 2 поисково-разведочных (300Р в 2005 г., 301П в 2006 г.) и 36 эксплуатационных скважин.

Во вновь пробуренных разведочных скважинах отобран керн, дополнительно исследованы поверхностные и глубинные пробы нефти по определению содержания микрокомпонентов. Пористость исследована по 8239 образцам, проницаемость - 6624 и Ков - 5009.

.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

Нефть - жидкий каустобиолит, первый представитель ряда нафтидов. В химическом отношении нефть сложная смесь углеводородов и гетеро-атомных (преимущественно серо- кислород и азотосодержащих ) органических соединений .

В физическом отношении нефть, коллоидно - дисперсная сложно-организованная система. Плотность нефти колеблется в пределах 0,73 - 1,04. Начало кипения от 20 С до 100 С и выше : температура застывания от +23С до -60С, вязкость при Т=50 С равна 0,012 - 0,55 см/сек.

По углеводородному составу нефть относится к смешанному типу с преобладанием метановых компонентов, содержание которых достигает до 69,6%, нафтеновых - 27,9 % ,ароматических - 16,6 %.Нефть хорошо растворима в органических растворителя. В воде нефть практически не растворима, но может образовывать с ней стойкие эмульсии. В среднем в нефти содержится около 84 - 85 % углерода и 13 - 14 % водорода.

В качестве примесей в нефти находится соединения содержащие кислород серу и азот, асфальтовые и смолистые вещества, а также парафин.

Парафин - смесь твердых углеводородов, его плотность колеблется в пределах 0,865 - 0,940 .Температура плавления 35 - 65С. Парафины при температуре выше 40С, неограниченно растворимы в воде, при охлаждении нефти и нефтепродуктов ниже этой температуры парафины переходят в мелкокристаллическое состояние. Парафины присутствуют во всей нефти, чаще всего в небольших количествах ( до 5 % ), однако встречаются нефти, содержащие до 20 % парафинов. Как правило, наиболее высокое содержание парафинов характерно для нефти из мезозойских отложений, залегающих на глубине более 2000 метров.

По технологической классификации нефти, содержащие менее 1,5% парафинов, относятся к малопарафинистым; от 1,5 % до 6 % - к парафинистым, а более 6 % к высокопарафинистым.

Асфальты - класс природных битумов, растворимых в растворителях типа хлороформа, занимающие промежуточное место между мальтами и асфальтитами. Диагностический параметр - содержание масел в групповом составе по схеме Маркуссона - Саханова - Успенского 25 - 40 % , по классификации Успенского (1964 год ) : 25 - 50 % по зарубежным классификациям, в которых асфальты не выделяются в отдельный класс, а регистрируются как тяжелые нефти.

В зависимости от количественных соотношении между маслами, смолами и асфальтенами консистенция асфальтов варьирует до твердой низкоплавкой (Тразмяг меньше 100С ); плотность 1,0 -1,1 . Асфальты с высоким содержанием серы иногда называют тиоасфальтами.

Класс асфальтов встречается в разных линиях битумогинеза, как нафтидного так и нафтоидного ряда. В зависимости от степени окисленности (в аэробных или анаэробных условиях ) и от степени осередненности элементный состав асфальтов варьирует в достаточно широких пределах.

Смолы - фракция асфальтово - смолистых веществ нефти или битумоида, растворимая в петролейном эфире и адсорбируемая из этого раствора силикагелем и другими адсорбентами. Смолы аналитически подразделяются на подгруппы бензольных и спиртобензольных. Бензольные смолы - сравнительно нейтральные, имеют консистенцию от полужидкой до твердой, цвет от оранжево - красного до коричневого. Спиртобензольные смолы - твердые, часто хрупкие вещества , от темно - коричневого до коричнево - черного цвета .Отношение бензольных смол к спиртобензольным в нефти, как правило выше чем в битумоидах .

Нефть горизонта БС10 охарактеризована поверхностными и глубинными пробами.Она содержит парафины, смолы ( в большем количестве), серные соединения (в меньшем количестве ).Растворенный газ содержит: метана - до 92 %, этана - до 4 - 5 %, пропана - 6,7 %, бутана - до 7 %, гелия менее 0,35 %. Газ ступенчатой сепарации содержит метана - 81,3 %, этана - 61,4 %, пропана - 6,7 %, бутана - 3 % .

По углеводородному составу нефть горизонта БС10 смешанного типа преобладанием метановых компонентов - 57,9 %, ароматических - 17,5 %, нафтеновых - 24,7 %. Нефть в пластовых условиях имеет плотность 772 кг/куб.м, вязкость 1,57мПа с .Объемный коэффициент равен 1,200, давление насыщения составляет 10,2МПа , а газосодержание 62,5 куб.м /т.

Расстворенный газ содержит: метана -до 92% , этана -4-5% , пропана -до 9%, бутана -до 7 %, гелия -менее 0,035%.

По углеводородному составу нефть горизонта БС10 смешанного типа с преобладанием метановых компонентов -57,9 %, нафтеновых -24,7 %, ароматических - 17,5. Нефть парафинистая (2,5%), сернистая(1%), смолистая (8,3%). Отмечается закономерное изменение свойств нефти к контуру нефтеносности, а именно - увеличивается плотность, вязкость, содержание смол.

Нефть горизонта БС11освещена по результатам изучения 4 поверхностных проб, отобранных из скв. 6, 15,25,28.Нефть в стандартных условиях имеет плотность 887кг/куб.м . По углеводородному составу относится к смешанному типу .В составе преобладают метановые компоненты (52,1%), нафтеновые(33,8%), ароматические (14,1%). Нефть парафинистая (2,4%), сернистая (1,2%).

Состав растворенного газа: метан -86%, этан -4%, пропан-7%, бутан -5%, гелий- 0,035%.

Нефть горизонта Ю1 охарактеризована поверхностными и глубинными пробами. Нефть парафиновая (2,6 %), сернистая (0,9 %), смолистая (0,9 % ).Газ, растворенный в нефти - метанового состава, содержание метана достигает 93 % ( устьевые пробы ) и 79 % ( при ступенчатой сепарации ). Содержание этана - 16 % и 9 %; пропана - 20 % и 13 %; бутана 7 % и 4 % соответственно; гелия и среднем до 0,05 % .