Анализ системы сбора и подготовки газа Бованенковского месторождения

 

 

 

 

 

 

 

 

1.ОБЩАЯ ЧАСТЬ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

 

1. Характеристика района работ

 

Приразломное месторождение  расположенное западнее Салымского месторождения (рис.1.1), открыто в 1982 году в результате испытания скважины 154, давшей промышленный приток нефти дебитом 4,8 м³/сут на штуцере 2 мм, из горизонта   БС4-5.

Балансовые и извлекаемые  запасы нефти и растворенного  газа Приразломного месторождения  подсчитаны Тюменской тематической экспедицией Главтюменьгеологии и  утверждены ГКЗ СССР в 1985 году. В  разработку месторождении введено в 1986 году.

Приразломное месторождение  расположено в центральной части  Западно-Сибирской равнины в зоне промышленной добычи нефти, где эксплуатируются  такие крупные месторождения, как  Усть-Балыкское, Правдинское, Мамонтовское и другие.

В административном отношении  оно принадлежит Ханты-Мансийскому  району, Ханты - Мансийского автономного  округа Тюменской области.

Месторождение удалено  на 90 км к востоку от города Ханты -Мансийска и на 70 км к западу, от города Нефтеюганска.

К югу от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой – Челябинск – Новополоцк и нефтепроводы Усть - Балык – Омск.

Район месторождения  представляет собой слаборасчленённую, заболоченную равнину.

Гидрографическая сеть представлена реками Обь, Большой Салым, Малый Салым. Река Обь протекает с востока на запад севернее месторождения и является основной водной артерией.

В районе много озёр. Месторождение  расположено  в зоне многолетнемёрзлых  пород, имеющих преимущественно  прерывистое строение. На сопредельных территориях толщина их составляет 15 - 40 метров.

Климат района резко  континентальный с продолжительной  зимой и коротким летом. Снежный  покров держится 180 - 190 дней и достигает  толщины 1,5 метра.

Населённые пункты расположены, преимущественно, по берегам рек. Завоз основного объёма оборудования и материалов на площадь работ осуществляется автомобильным, железнодорожным и воздушным транспортом. В близи месторождения проходит автотрасса Ханты-Мансийск – Тюмень, а также железная дорога. Ближайшие станции Пыть-Ях, Островная, Куть-Ях расположенные к югу и юго-востоку от месторождения. В городе Нефтеюганске имеется аэропорт.

Основным источником питьевого и хозяйственного водоснабжения  служат подземные воды атлымского горизонта (подмерзлотные воды), являющиеся в санитарном отношении идеально чистыми.

Приразломное нефтяное месторождение находится на первой стадии разработки. Разработку месторождения  осуществляет НГДУ «Правдинскнефть» (п.г.т. Пойковский), входящее в состав Открытого  Акционерного Общества «Юганскнефтегаз» (г. Нефтеюганск).         

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. История освоения района

 

 

Приразломное месторождение  открыто в 1982 году. Это, по существу первое крупное месторождение в  ОАО «Юганскнефтегаз», имеющее залежи литологического типа.

Месторождение многопластовое, нефтеносность приурочена к семи пластам – А¹₁₁, А²₁₁, БС₁, БС_4-5, БС₅, ачимовской толще и пласту Ю₀. Однако лишь горизонт БС_4-5 представляет интерес рентабельной разработки. В нём сосредоточенно 95,0% извлекаемых запасов нефти категории С₁.

Разбуривание месторождения началось в 1987 году по проектному документу «Технологическая схема разработки Приразломного месторождения», СибНИИНП 1984г., утверждённая протоколом № 1087 ЦКР МНП от 24.07.87г. (1), с корректировкой технологических показателей разработки по проектному документу «Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения», СибНИИНП 1987г. (3).

С 1989 года месторождение разрабатывалось  по проектному документу «Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения в расширенных границах», СибНИИНП 1989г., утверждённые ЦКР Главтюменьнефтегаза – протокол № 107 от 7.04.89 года (4).

В мае 1990 года был составлен проектный  документ «Комплексная технологическая  схема разработки Приразломного месторождения», СибНИИНП 1990г. (5), которая явилась первым крупным проектным документом составленным на всё месторождение.

Данная работа была утверждена ЦКР МНГП от 16.01.91года, протокол № 1397. Основные проектные решения рекомендуемого к внедрению варианта:

 

• основной объект разработки БС_4-5;
• максимальный проектный уровень добычи нефти 3500 тыс. т;
• общий проектный фонд составил - 3107 скважин;
• основной способ эксплуатации механизированный

(ШГН-70%, ЭЦН-20%, ЭДН-10%);

 

В конце 1990 года в связи с изменением границ зоны приоритетного природоиспользования была составлена «Дополнительная записка к комплексной технологической схеме разработки Приразломного месторождения», 1990г. СибНИИНП, так как возникла необходимость пересмотра показателей разработки с поправкой на изменение границ, но вскоре снова вернулись к проектному документу (5), после пересмотра границ природоиспользования.

В 1996 году был составлен  новый проектный документ «Уточнение технологических показателей разработки по площади обустройства Приразломного месторождения», 1996г. Тюмень, ТОО «Тэрм», который учитывал проведение массовых ГРП на Приразломном месторождении, но так как он не был утверждён, то на сегодняшнее время разработка осуществляется в соответствии с проектным документом (5). 

 

Темпы разбуривания

 

Месторождение разбуривается  с 1987 года. На 4-й год (1990г.) объём бурения  составил 422 тыс. м (из бурения было принято 125 скважин), максимальный был, достигнут  в 1991 году – 471 тыс. м (принято 155 скважин). В 1994 – 95 годах бурение резко сократилось. Например, в 1994 году объём бурения составил 118 тыс. м., что в 4 раза меньше максимального, в 1995 году – 158 тыс. м, что в 3 раза меньше максимального (54 скважины). За 1996 год пробурено менее 70 тыс. м (39 скважин) при годовом плане 84 тыс.м.

Темпы бурения низкие, годовой объём  бурения составляет на 1996 год 3% от оставшегося.

На 1997 год объём бурения составлял 63 тыс. м (35 скважин), а в 1998 году – 51 тыс. м (28 скважин).

 

Дебиты  скважин 

 

Входной дебит разведочной скважины был достаточно высоким – 21 т/сут, по эксплуатационным скважинам входные дебиты были существенно ниже. В период 1991 – 1994 г.  они составляли 6 - 10 т/сут. в 1995 году средний дебит нефти по новым скважинам составил за первые 1 месяцев 9,6 т/сут. Средний дебит нефти за 11 месяцев 1996 года составил 16,6 т /сут, дебит жидкости – 18,1 т/сут. В 1997 году средний дебит составил 19,7 т/сут, дебит по жидкости – 21,3 т/сут.

В 1998 году по прежнему продолжается рост дебита нефти, который составил на конец  года по нефти – 20,3 т /сут, по жидкости – 22,7 т/сут.

В динамике среднего дебита нефти  отмечалась тенденция снижения с 20,9 т/сут в 1986 году до 10,8 т/сут в 1992 году. С 1993 года средний дебит нефти  растёт. Это связано с увеличением  объёмов гидроразрыва пласта, который обеспечивает хорошие результаты.

 

Обводнённость продукции

 

Добываемая продукция начала обводняться  с 1988 года. К 1990 году процент обводнения составил уже – 3,49%. За 1992 год обводнённость  повысилась незначительно и составила  – 5,24%. 1993 год – процент воды продолжает медленно расти и к 1994 году он вырос ещё на 1,54% и составил соответственно 6,78%.

В период с 1994 по 1996 года процент воды не изменился, даже не существенно снизился, а к 1997 году обводнённость продукции  составила 7,39%. К концу 1999 года процент воды содержащийся в добываемой продукции составляет – 16,1%.

В основном фонд малообводнён, безводных  скважин около 6%.

 

Закачка воды

 

По состоянию на 1.12.1998г. нагнетательный фонд составлял 158 скважин. Соотношение  добывающего и нагнетательного фонда – 3,9:1,0.

Объём закачки за 1997г. – 4444 тыс. м³, за 1998г. – 5477 тыс. м³.

В центральной части основные нагнетательные ряды трёхрядной системы в основном сформированы, в южной же части  система заводнения полностью пока не сформирована.

 

 

 

 

Основные  показатели разработки по месторождению

(по состоянию на 1.12.1998 год)

 

 

Добыча нефти…………………………………………….3294,5 тыс. т

Добыча нефти накопленная…………………………..19148,9 тыс. т

Дебит нефти…………………………………………………..20,3 т/сут

Дебит жидкости……………………………………………..22,7 т/сут

Добыча жидкости……………………………………….3671,4 тыс. т

Добыча жидкости накопленная……………………..20609,1 тыс. т

Обводнённость………………………………………………………10,3%

Закачка воды………………………………………………5477,0 тыс.м³

Закачка воды накопленная…………………………….31488,0 тыс.м³

Действующий фонд добывающих скважин………………………533

Действующий фонд нагнетательных скважин…………………158

 

Вывод:

 

Расположение района работ в холодной климатической  зоне налагает трудности в осуществлении  производственных процессов на Приразломном месторождении.

Разработка месторождения осуществляется согласно проектным документам, где одним из способов добычи нефти предусмотрен механизированный, с помощью погружных установок ЭЦН. Особенности  климата позволяют эксплуатировать электроцентробежные насосы на месторождении.

Дебиты скважин достаточно высоки, продукция имеет незначительный процент воды, поэтому внедрение УЭЦН на Приразломном нефтяном месторождении целесообразно.

Таким образом, Приразломное месторождение находится в начальной  стадии своего освоения. Потенциал  месторождения требует уточнённой оценки с учётом применения современных технологий разработки.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.1 Геологическая  характеристика месторождения

 

В геологическом строении Приразломного месторождения принимают участие породы доюрского фундамента и мезозойско-кайнозойские терригенные отложения платформенного чехла.

Доюрские образования  толщиной 107 метров вскрыты в скважине 184. Верхняя часть толщиной 40 метров представлена туфоаргиллитами. Нижняя - кварцевыми порфиритами и порфиритами среднедевонского возраста.

 В состав платформенного  чехла входят терригенные отложения  юрской, меловой, палеогеновой и  четвертичной систем (см. рисунок  2.1), общей толщиной 3320 метров.

Нижнемеловые отложения готерив-баремского возраста продуктивны. Представлены неравномерным по толщине переслаиванием песчаников, алевролитов, аргиллитов и глин.

В тектоническом отношении  Приразломное месторождение приурочено к Салымской моноклинали, имеющей  субмеридиональное простирание. На востоке через неглубокий прогиб она сочленяется с юго-западным погружением Сургутского свода.

Салымская моноклиналь  осложняется структурами второго  порядка: на севере Салымское куполовидное поднятие и Пойкинский вал, на юге  – Верхне-Салымское куполовидное поднятие. Разделяются они между собой Милясовской котловиной.

Приразломное нефтяное месторождение  приурочено к группе малоамплитудных  локальных структур 4-го порядка  и меньше, осложняющих Салымское  куполовидное поднятие.

В районе скважины 160 отмечается Чусинская приподнятая зона, замыкающаяся сейсмоизогипсой – 2875 метров, имеющая субширотное простирание.

Для всех структур свойственен унаследованный характер развития с постепенным  выполаживанием структур вверх по разрезу.

По данным Главтюменьгеологии в  меловое время отмечалось инверсионное развитие структур. Наличие инверсий, по-видимому, связано с активным прогибанием Салымской моноклинали в это время и резким вздыманием центральной части Сургутского свода.

Такое активное, резконаправленное  тектоническое развитие структур, несомненно, повлияло на распределение углеводородов в залежах пластов неокома.

На Приразломном месторождении  к песчаным фациям нижнемеловых отложений  приурочены залежи нефти пластов  А¹₁₁, А²₁₁, БС₁, БС¹₅, ачимовской толщи и горизонта БС_4-5.

Горизонт БС_4-5 является основным продуктивным горизонтом Приразломного месторождения. Содержит 95-97% извлекаемых запасов нефти категории С₁, утверждённых ГКЗ СССР.

Горизонт БС_4-5 имеет довольно сложное строение и представляет совокупность песчаных пластов Б¹₄, Б²₄, Б¹₅, Б²₅, образующих единую гидродинамическую систему.

Литологический состав пород, слагающих  продуктивные отложения горизонта, представлен переслаиванием аргиллита, алевролита и песчаника.

Песчаники серые, светло-серые, буровато-серые в зависимости от степени нефтенасыщенности, мелко и среднезернистые, среднесцементированные, слюдистые.

Структура псаммитовая, чаще алевропсаммитовая. Текстура однородная или слоистая.

Алевролиты по вещественному составу  сходны с песчаниками.