Реферат: Эксплуатация по Южносургутскому месторождению

Реферат: Эксплуатация по Южносургутскому месторождению

Введение

         Благодаря  текщему  ремонту  поддерживается  в  работоспособ-

ном состоянии  весь  механизированный  фонд  скважин , удельный

вес  которого  превышает  80      %  в  общем  фонде  скважин . При 

таком  большом  числе  текущих  ремонтов  значительные  резервы 

добычи  нефти  обеспечиваются  организацией  и  управлением  теку-

щего  ремонта  скважин .Организация  текущего  ремонта  скважин 

должна  обусловить  минимальный  простой  скважин  в  ожидании

ремонта  и  пребывания  в нем , получения  дебита  нефти , предус-

мотренного   технологическим  режимом , и  достижения  запланиро-

ванного  межремонтного  периода .

       Управление  текущим  ремонтом  скважин  , начиная  с планиро-

вания  его  объемов  на  предстоящий  год  и  кончая , анализом  годовых  результатов , осуществляется  путем  выполнения  опреде-

ленных  операций .

      Известно , что  дебит  нефти  механизированной  скважины  по

мере  износа  насосного  оборудования  снижается  и  наступает  мо-

мент , когда  дальнейшая  эксплуатация  скважины  нецелесообразна .

В  это  время  следовало бы  провести  текущий  ремонт  для  восста-

новления  дебита  скважины  до  первоначальной  величины . Однако

неизвестно , при  каком  дебите  это  целесообразно  сделать . Слиш-

ком  ранние  и  поздние  ремонты  приводят  к  увеличению  недобо-

ров  нефти . В  первом  случае  это  связано  с  увеличением  времени

нахождения  скважины  в  ремонте , а  во  втором -  с  эксплуатацией

скважины  с  низким  дебитом .

       Положительное  влияние   на  проведение  ремонтных  работ  оказывает  применение  укрупненных  норм  времени . Наряду  с дру-

гими  преимуществами  они  облегчают  переход  на  бригадную  форму  организации  труда  и  заработной  платы  при  текущем  ре -

монте  скважин .

       Нефтегазодобывающие  предприятия  оснащены  необходимым современным  оборудованием , ассортимент  которого  постоянно

пополняется . Идет  постоянный  процесс  технического  перевоору-

жения  отрасли , заключающийся  в  автоматизации  технологических

процессов , внедрении  автоматизированных  систем   управления  на

нефтегазодобывающих  предприятиях .

       Работа  с  новым  производительным  оборудованием  , а  также

рациональное  использование  имеющейся  техники  требует  посто-

янного  повышения  квалификации  рабочих  и  техников .

       Управление  качеством  текущих  ремонтов  приобретает  особую

актуальность  в  производственных  объединениях , в которых  место-

рождения   находятся  на  поздней  стадии  разработки , а  скважины

эксплуатируются  механизированным  способом . В  этих  условиях

добыча  запланированных  объемов  нефти  достигается  проведением

значительного    числа   ремонтов  .  Повышение   качества   этих  ремонтов    сокращает   их   число   и   улучшает   эффективность   ис-

пользования  добывающего  фонда  скважин.

       Качество  текущего  ремонта  скважин  можно  сформулировать  как  восстановление  до  заданного  уровня  технических , экономических  и  добывающих  свойств  скважин , который  достигается  за  счет  качественного  труда  исполнителей  всех  звеньев, принимающих  участие  в  текущем  ремонте . Поэтому  необходимо  управление  качеством   труда  исполнителей . Такое

управление  должно  быть  неотъемлемой  частью  системы  управ-

ления  качеством  труда , действующей  в  нефтегазодобывающем

управлении . В  текущем  ремонте  скважин  высокий  уровень  качества  должен  закладываться  на  стадии  планирования  ремонта

и  достигаться  в  процессе  их  проведения  на  основе  передовой  технологии  и  бездефектного  труда  бригад  текущего  ремонта  и

всех  с ними  связанных  звеньев .

 1.1. Физико-географическая  характеристика месторождения .

    Южно-Сургутское  месторождение  нефти  расположено  в  Ханты-

Мансийском автономном  округе  Тюменской  области  в 20 км  севе -

ро-восточнее  г.Нефтеюганска . Месторождение  расположено в  меж-

дуречье  реки Объ и протоки  Юганская    Объ .Абсолютные  отметки

местности  изменяются  от + 48 м  в  водоразделах  до  +20 м  в доли-

нах  рек .Климат  района  резко  континентальный .

    Месторождение    расположено  в   непосредственной  близости  от 

железной  дороги  Тюмень - Сургут . С  г.Нефтеюганском   месторож-

дение   связано    бетонной  дорогой. С  1968  года  в  районе    место-

рождения   действует   нефтепровод   Усть - Балык - Омск .

    Месторождение    открыто   в   1973  году   и   разрабатывается   с 

1976 г . НГДУ «Юганскнефть» .

    В  геологическом  строении   принимают  участие   отложения  че -

твертичного  , палеогенного , мелового  и  юрских  возрастов . Поро-

ды  палеозойского  фундамента  вскрыты   на  соседних  площадях  на

глубине  4600 м .

    В  тектоническом  отношении  Южно-Сургутское  месторождение

приурочено  к Сургутскому  своду  и  расположено  в  юго-восточной

части .

    По   опорному   отражающему   горизонту   «Б»   ( кровля   верхней

юры )   месторождение  представляет  собой  моноклинный  склон  ,

осложненный   структурными  наносами   и  небольшими   куполами .

Углы  падения  слоев  составляет  3 гр. 50 мин.

   В настоящее  время  установлено , что в  пределах  Южно- Сургут -

ского , Западно-Сургутского  и  части  Восточно-Сургутского  место-

рождений  имеет  место  единая  залежь  нефти  горизонта  БС 10 .

   Южно  - Сургутское  месторождение  ,  как  и  большинство  место-

рождений   Сургутского  свода  характеризуется   большим   диапазо-

ном  нефтеносности  юрских  и  меловых  отложений .   По   результа-

там  бурения  разведочных  и  эксплуатационных  скважин  нефтенос-

ность  Южно-Сургутского  месторождения    установлена   в  отложе-

ниях   тюменской  свиты   ( пласт  ЮС2) , васюганской  свиты  (пласт

ЮС1)  и  в  горизонтах  БС 10 .

    Низкие  значения  коллекторских  свойств  пород  обусловлены  на-

ряду   с  факторами   уплотнения  их   литологическими  особенностя-

ми , в частности  , они  связаны  с  вторичным  преобразованием   по-

род , а  также   с  высоким  содержанием  в  них  глинистого  ,  карбо-

натного  и  железистотитанистого  цемента .

1.2.   Характеристика   продуктивных  пластов  .

                                              Пласт  ЮС 2

      По  результатам  бурения  разведочных  скважин  было  выявлено

довольно  сложное  геологическое  строение  пласта  ЮС 2 . Литологофациальные  особенности  пласта  ,  обусловленные   накоп-

лением  этих  отложений   преимущественно   в  обстановке    конти -

нентального  бассейна , определили  в  среднем  низкие  фильтрацион-

но - емкостные  свойства  коллектора  .

      В  1979  году  в  северо - западной   части   структуры   была   про-

бурена  разведочная  скважина  №  4 , с целью  поиска  залежей  нефти  в  отложениях  тюменской  свиты  . При  испытании  пласта  ЮС  2  получен  приток  безводной  нефти  дебитом  4,8 м 3 . cут.  На

6 мм  штуцере  . В  районе  этой  скважины  запасы   нефти   отнесены 

к  категории  С 1 . Однако  продуктивность    рассматриваемых  отло-

жений   довольно  низкая  ,  судить   о  добываемых  возможностях  пласта  по  результатам  бурения  и  испытания  довольно  трудно . 

Необходимо  проведение  опытно - промышленной  эксплуатации  .

      Литологически  пласт  ЮС 2  представлен  чередованием   песча -

ников , алевролитов  и  аргалитов . Коллекторами  нефти  и  газа    яв-

ляются  крупнозернистые   алевролиты  и  мелкозернистые  песчаники

средней  сортировки . Породообразующие   минералы   представлены 

кварцем  и  полевыми  шпатами  .   Содержание  слюд  в  обломочной

части  невысоко , как  правило  , это  мусковит . Обломки   пород  це-

ментируются , главным  образом  , глинистым  материалом   каолини-

том , хлоритом , реже - карбонатами  и  железисто - титанистыми  об-

разованиями  . Тип  цемента  -  порово –пленочный  . Пласт   характе-

ризуется  повышенной  глинистостью . Общая   карбонатность    срав-

нительно   небольшая  .

      Пористость   принята  15,2 % , среднее  значение    проницаемости

составляет  5,9 * 10 ^  3 мкм ^2 . В  целом   по  коллекторским    свой-

ствам   пласт  ЮС 2  характеризуется  как  коллектор  невысокого  ка-

чества  .  Водоудерживающая  способность  , т.е.  комплексный  пока-

затель  литолого - физических   свойств  пород , в  связи  с  невысоки-

ми   значениями  Кпр , весьма  значительная  и  в среднем  составляет 

53,5% .

      Низкие  значения  коллекторских    свойств   пород   обусловлены  наряду  с  факторами  уплотнения  их   литологическими    особеннос-

тями  , в  частности  ,  они  связаны  с  вторичным    преобразованием

пород , а  также  с высоким  содержанием  в  них  глинистого , карбо-

натного  и  железисто - титанистого  цемента .

                                         Пласт  ЮС 1

    Залежь  нефти  приурочена  к  песчаным  отложениям  пласта  ЮС1

и стратиграфически  приурочена  к  васюганской  свите . Литологически  отложения  пласта ЮС1 представлены    песчаниками  с    прослоями    аргалитов   мощностью   до 1 м  .  Довольно  сильная 

глинизация    песчаников    обусловила   низкие  емкостные   свойства 

коллекторов ,  что  привело   к  отсутствию   залежи   нефти  на  своде

структуры . В  то же  время    улучшение    коллекторских   свойств  в 

юго - восточном  крыле   обусловило   здесь   наличие   залежи  нефти

несмотря  на  более  низкие  гипсометрические  отметки . Водонефтяной   контакт  по  залежи  пласта  ЮС1  принят  на  отмет-

ке   2787 м .Залежь  пластовая , сводовая  ,  размеры  9,5  х  5,2  км .

     Запасы  категории  С1  выделены    в  пределах    практически  всей

залежи , лишь  в  южной  ее  части  небольшая  часть  запасов  отнесе-

на  к  категории  С  2 . Рекомендуется   разбуривать    пласт  ЮС1   по 

равномерной   сетке  скважин  с  плотностью  20 га  / скв . Система  заводнения   блочно - квадратная   . Для  разбуривания  выделен  пер-

воочередной  участок  в  пределах  которого  наличие  рентабельных

толщин  наиболее  достоверно .

     Коллекторами  нефти  пласта  ЮС 1  являются  песчаники  и  алев-ролиты  , сцементированные  глинистым  материалом , карбонатными

и железисто - титанистыми  образованиями . Пласт  ЮС1  слагается  в

основном    мелкозернистыми    песчаниками   с той   или   иной  при-

месью  крупнозернистого  материала  . В  пласте    широко    развиты 

глинистые  породы  , которые  образуют  непроницаемые  разделы   в

песчаниках  и  алевролитах . По минеральному  составу  породы  пласта  ЮС1  полимиктовые , в  которых  наряду  с  кварцем  и  поле-

выми  шпатами  имеются  обломки  эффузивных , глинистых , кварце-

вополевошпатовых  пород , сланцев  и  слюд .Встречаются  выветрен-

ные  обломки  полевых  шпатов  и  эффузивов , замещенные    глинис-

тыми  минералами . Слюды  часто  гидротированы  , по ним  развива-

ются  псевдоморфозы  сидерита  и  хлорита . Сильно  развита    пири-

тизация , которая  существенно  снижает  фильтрационно- емкостные

свойства  песчано-алевролитовых  пород . Среднее  значение  порис -

тости 17% , проницаемости  - 22,0 х 10 ^  3 км ^  2 . Водоудерживаю -

щая  способность - 34,4%  .

                                        Пласт  3 БС 10 .

      Залежь   нефти  в  пласте  3БС 10  установлена  на  юго-восточном

крыле  структуры .В данном  районе  структуры  глинистая  перемыч-

ка,  разделяющая  пласты  1БС 10  и  2 БС 10  отсутствует  , в  то же время  нижняя  часть  пласта  2 БС 10  опесчанивается   и представле-

на   монолитным  телом , мощностью  до  15 м .От  верхнего  единого

пласта  1-2  БС 10 она   отделена  глинистой  перемычкой  мощностью  8- 10 м . Залежь  нефти   приурочена  к  рассматриваемому  пласту  .

Отметка  ВНК  принята  равной  2363 м . Размер  залежи  4,1 х 6,4 км .

Тип   залежи -  пластовая  , сводовая  . Емкостно -  фильтрационные 

свойства   пласта  3 БС 10    практически    одинаковые    с   пластом       

2БС 10 .

                                          Пласт  2 БС 10 .

       Для   пласта    2 БС 10  ,  приуроченного   к   подошве  горизонта 

БС10    характерно  довольно    частое  переслаивание    песчаников  с

аргалитами   и  алевролитами . От  пласта  1 БС 10  он   отделен    гли-

нистой  перемычкой  , мощность   которой  изменяется  от 20  до 0 м.

На  западном  и  восточном   крыльях  структуры  наблюдаются  зоны

полной  глинизации  песчаных  отложений  пласта   2 БС 10 . На  юго-

западном  крыле  структуры  установлена  зона  слияния  песчаных  отложений    пласта  1БС 10  и  2 БС 10 , что  свидетельствует  о  том ,

что  залежи  нефти  пластов  2 БС 10  и  1 БС 10  представляют  собой

единую  гидродинамическую  систему  с  единым  ВНК , принятым  на  отметке  2346 м . С  запада  , северо - запада , северо - востока  за-

лежь  пласта  2 БС 10  ограничена  зонами  замещения  проницаемых

отложений  . На   севере   залежь   пласта   2 БС 10  соединяется  с  за-

лежью   аналогичного  пласта  Западно -Сибирского  месторождения .

Размеры  залежи  19,7 х 20,5 км . Тип  залежи -  пластовая , сводовая

с  литологическим  экраном .

      Пласт  2 БС 10  сложен   песчаниками ,  алевролитами ,  уплотнен-

ными  глинами . Пласт  разделен  глинистыми  прослойками  на  5 - 14

песчаных  пропластков , толщиной  от  0,4 до  9,2 м . Коллекторами

пласта  являются  кварц  и  полевые  шпаты , обломки  пород  состав-

ляют  10-12 % , слюда  и  хлорид  1-3 % . В  нижней  части  пласта  увеличивается  количество  каолинита . Цемент  порово - пленочный ,

сложного  состава . На  обломках  зерен  встречаются  хлоритовые  пленки . Состав  алевролитов  аналогичен  песчаникам  ,с учетом  раз-

меров  зерен . Для  низа  пласта  характерны  прослои    песчаников  с  кальцитовым    цементом  ,   которые   не    являются     коллекторами  Южно-Сургутского  месторождения .

     Количество  их  возрастает   в   западном   и   северо-западном  на-

правлении  . Среднее  значение  пористости  принято  равным  23,0 %.

Проницаемость  изменяется  от  0 , 2  до  880   х 10 ^ -3 ,  cреднее  ее 

значение    114  х 10  ^  - 3 мкм ^ 2 . К  северу  и  западу  от  централь-

ной  части  фильтрационные  свойства  пород  уменьшаются  .

     Среднее  значение  водоудерживающей  способности  составляет

38,7 % . Для  нефтенасыщенных  коллекторов  оно  ниже  (36,6 % ) ,

чем  для  водонасыщенных  (44,8 % ) , что  согласуется  с  более   луч-

шей  их  проницаемостью  .

                                         Пласт  1 БС 10 .

     Выделяется  в  кровельной  части  пласта  БС10 . На  севере  залежь

соединяется   с  аналогичной  залежью  Западно-Сургутского    место-

рождения  , на  северо- западном  крыле  ограничено  зоной   замеще-

ния   коллекторов . При  проведении   разведочных    работ    Главтю-

менгеологии  и  Главтюменнефтегаза  на  восточном  участке    место-

рождения   установлено  слияние  залежи  нефти  пласта  1 БС 10  Южно- Сургутского  месторождения  с  аналогичной  залежью  нефти

в  районе  скважин  № 77р , 61р , 84р  Восточно - Сургутского  место-

рождения  . В  данном  районе  залежь  нефти  пласта  1 БС10  ограни-

чена  зоной  полной  глинизации  песчаных  отложений .Залежи  плас-

тов   1 БС 10  и  2 БС 10  гидродинамически  связаны  между  собой  и

имеют  единую  отметку  ВНК  равную  2346 м .

     Размеры  залежи  пласта  1  БС10 32,2 х 25,5 км . Тип  залежи  плас-

товая  , сводовая  с  литологическим  экраном .

     Пласт  1 БС 10  вскрыт  на  глубине  2310-  2410 м  .

Общая  мощность  пласта  9,2 х 18,2 м . Наибольшая    мощность  от-

мечается   в  разрезах   скважин   южного   и   юго-западного    крыла

структуры .Коллекторами  нефти  пласта  1 БС 10  служат  песчаники  и  алевролиты  . Литологическая   характеристика   сходна  с  характе-

ристикой  пласта  2 БС 10 . Коллектора    имеют  высокие   показатели   

фильтрационных  свойств . Среднее  значение  пористости  - 24 % .

Проницаемость  изменяется  в  широком  диапазоне  от  1,4 до  2700 х

х 10  ^  - 3 мкм  ^  2 . Среднее   значение   проницаемости    составляет

270 х 10 ^ - 3 мкм ^ 2  . По  площади  свойства  пород  улучшаются  к

центральной   и  восточной  части  площади  . Водоудерживающая  способность  в  соответствии  с  более  высокой  проницаемостью  ниже  на  8 %  , чем    по  пласту  2 БС 10  и  равна  31 % .

 1.3.    Геолого  -  физическая  характеристика  пластов  

                              Южно-Сургутского  месторождения .

    Параметры       1Б С  10          1 БС  10              2 Б 10        3Б10         Ю  1        Ю  2

                                основная           восточный

                                   залежь               участок                                

 Площадъ нефте-     330175           38863            261076     16612      34844     8680

носности,тыс.м2     пласт.,          пласт.,           пласт.,      пласт.,    пласт.,   пласт.,                      

                                  сводов.         сводов.          сводов.     сводов.   сводов.   сводов.

 Тип  коллектора   терриген.           терригенный    терриген.      терриген.   терриген. терриг.

Страницы: 1, 2