Общие сведения о месторождении

Содержание

Введение

1. Геологический раздел

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Продуктивные пласты

1.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

1.4 Динамика показателей разработки Умсейского месторождения

2. Технико-технологический раздел

2.1 Осложнения, возникающие при эксплуатации скважин

2.2 Условия и механизм формирования АСПО

2.3 Методы борьбы с АСПО применяемые на Умсейском месторождении

2.4 Технология проводимых методов

2.5 Оборудование для предупреждения и ликвидации АСПО

2.6 Подбор внутрискважинного оборудования

2.7 Определение дебита скважина

2.8 Анализ эффективности применяемых методовборьбы с АСПО в условиях Умсейского месторождения

3. Охрана труда и противопожарная защита

3.1 Безопасная организация труда при ликвидации АСПО

3.2 Предупреждение аварий, требования к объектам с точки зрения пожарной безопасности

4. Охрана недр и окружающей среды

4.1 Экологические проблемы нефтегазового комплекса

Заключение

Список использованных источников

 

Введение

Нефтегазодобывающая промышленность основная составляющая часть топливно-энергетического комплекса. От её успешного развития во многом зависит состояние экономики, рост благополучия людей. Дальнейший рост добычи нефти и газа обеспечен надёжной сырьевой базой, открытием и ускорением введения в разработку ряда крупных и перспективных месторождений в Западной Сибири.

Минеральные ресурсы Ямало-Ненецкого автономного округа велики и разнообразны. Месторождения углеводородного сырья приурочены к северной части Западно–Сибирской нефтегазоносной провинции, включающей в себя Гыданскую, Надым-Пуровскую,Пур-Тазовскую и Южно-Ямальскуюнефтегазоносные области. По запасам и добыче нефти округ занимает второе место в России.

Эксплуатация нефтедобывающих скважин на месторождениях Ямало-Ненецкого автономного округа, а именно Умсейского месторождения осложнены многими факторами. Так как по основному продуктивному пласту БС10установлено единство полей нефтеносности на Умсейском и Южно-Пурпейском поднятиях, они рассматриваются как единое месторождение. Большие потери на промыслах происходят от осаждения в парах нефтеносных парод, в колоннах скважин и в подъемных трубах мазеобразной или твердой массы темного цвета, известной под названием парафин-АСПО (асфальто-смоло-парафинные отложения). Понятие процесса образования и технологии борьбы с АСПО при добыче нефти, по сей день является актуальной научно-технической и практической задачей, поскольку этот фактор напрямую влияет на работоспособность и конечную продуктивность скважин.

В административном отношении Умсейское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в 28 км от г. Муравленко. Месторождение открыто в 1983 году, введено в разработку в 1993 году.

 

Геологический раздел

Общие сведения о месторождении

В физико-географическом плане Умсейское нефтегазоконденсатное месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской равнины, в бассейне реки Пурпе. Территория участка приурочена к Южно-Надымско-Пуровской провинции подзоны северной тайги. В административном отношении Умсейское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа.

Ближайшими месторождениями углеводородного сырья являются: Меретояхинское (северная граница), Северо-Пямалияхское, Западно-Суторминское (южная граница), Пайсятское (западная граница), с востока примыкают Северо-Янгтинское и Муравленковское месторождения.

Геологический разрез Умсейского месторождения, так же как и по всему региону, представлен толщей терригенных песчано-глинистых отложений мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающего на размытой поверхности доюрских пород. В тектоническом отношении район Умсейского месторождения приурочен к Пямалияхскому структурному мысу и Северо-Янгтинской седловине.

Для структур Умсейского месторождения, как и в целом для структур Западно-Сибирской плиты свойственен унаследованный характер развития с постепеннымвыполаживанием тектонических элементов вверх по разрезу.

Этаж нефтегазоносности на Умсейском участке охватывает интервал разреза нижнего мела, включающий отложения сортымской (ачимовские отложения и группа пластов БС11 и БС10) и усть-балыкской (БС8_, БС9 и БС6) свит. Нефтегазоносность установлена также в отложениях средней (пласт Ю2) и верхней юры (пласт Ю1).

Продуктивные пласты

Умсейское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в северной

части Ноябрьского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области практически на сочленении последней с Фроловской и Надым-Пурской нефтегазоносными областями.

В непосредственной близости от исследуемой площади расположены находящиеся в разработке Северо-Пямалияхское, Муравленковское, Западно-Суторминское, Суторминское и другие месторождения.

Промышленная нефтегазоносность отложений нижнего мела в пределах Умсейского нефтегазоконденсатного месторождения впервые была установлена бурением и испытанием в 1983 году поисковой скважины 9Р, где из отложений ачимовской толщи (пласт БС18) получен непереливающий приток нефти дебитом 16,8 м³/сут при Нд-1502м. В 1984 году промышленные скопления нефти были выявлены в пласте БС11 (cкв.20Р) на Южно-Пурпейской площади.

Последующими геологическими работами по основному продуктивному пласту 2-4БС10 (1-1БС10 и 1-5БС10, индексация по балансу) было установлено единство полей нефтеносности на Умсейском и Южно-Пурпейском поднятиях, поэтому они рассматривались как единое месторождение.

Этаж нефтегазоносности на Умсейском участке охватывает интервал разреза нижнего мела, включающий отложения сортымской (ачимовские отложения и группа пластов БС11 и БС10) и усть-балыкской (БС8_, 2-3БС9 и 1БС6) свит. Нефтегазоносность установлена также в отложениях средней (пласт ЮС2) и верхней юры (пласт 1ЮС1).

В геологическом разрезе Умсейского нефтегазоконденсатного месторождения выделено 16 продуктивных пластов в соотвествии с представленым подсчетом запасов: 1БС6, БС8, 2-3БС9, 2-3аБС9,2-4БС10, 2-5БС10, 1-1БС11, 1-6БС11, 1-7аБС11, 2БС11, 4БС11, 1БС17, 2БС17, 1БС18, 1ЮС1, ЮС2.Разработка месторождения ведётся с 1993 года. В настоящее время на месторождении в разработке находятся три объекта, которые включают следующие нефтяные пласты:

1) объект БС6 – пласт 1БС6 (на госбалансе – БС6);

2) объект БС10 – пласты 2-4БС10 (на госбалансе –1-1БС10 и 1-5БС10) и 2-5БС10 (на госбалансе –2-1 БС10);

3) объект БС11–пласты 1-1БС11 (на госбалансе – БС11), 1-6БС11 (на госбалансе – 1БС11), 1-7аБС11 (на госбалансе – 2БС11), 4БС11 (на госбалансе – 1БС17).

Газовые объекты в разработку не вовлечены.

Наиболее перспективными объектами разработки (в плане обеспечения добычи нефти) являются БС10 и БС11, в сумме содержащие 82 % всех начальных извлекаемых запасов нефти месторождения промышленной категории ВС1.

Технико-технологический раздел

Методы борьбы с АСПО применяемые на Умсейском месторождении

Одним из усложняющих работу глубинно насосного оборудования, является высокое содержание в скважинной продукции асфальтенов, смол и парафинов, повышенной вязкостью флюидов, приводящих к образованию АСПО на стенках внутрискважинного оборудования. В результате этого ГНО преждевременно выходит в ремонт, снижается межремонтный период, увеличиваются производственные затраты.

Основные методы борьбы с АСПО применяемые на Умсейском месторождении:

1) Проведение горячих обработок товарной нефтью

2) Использование греющего кабеля

3) Механическая обработка скребками

 

 

Технология проводимых методов

Подбор диаметра труб.

Диаметр НКТ определяется их пропускной способностью и возможностью размещения в эксплуатационной колонне скважине с учётом соединительных муфт с кабелем и насосным агрегатом.

Выбираем диаметр насосно-компрессорных труб мм

Подбор насосного агрегата.

Насос для скважин подбирается в соответствии с характеристикой скважины, ее дебитом, необходимым напором и диаметмом эксплуатационной колонны на основании характеристики ЭЦН.

Для получения дебита м³ в сутки и напора 720,4 м. подходит насос ЭЦН5-125*1870. Характеристику насоса можно приблизить к условной характеристики скважины путем уменьшения подачи насоса при помощи штуцера или задвижки, установленных на выкидной линии, и за счет уменьшения числа ступеней насоса. При первом способе дебит и напор изменяется, но при этом уменьшается КПД насоса. Поэтому выгоднее применять второй способ, при котором КПД насоса практически не изменяется.

Следовательно, насос ЭЦН5-125*1870 должен иметь 113 ступеней.

Определение длины кабеля.

Где l – расстояние от устья до станции управления,

Определение дебита скважины

Предельный объем жидкости можно извлечь из скважины за единицу времени. Этот объем и называется дебитом. Показатель зависит, во многом, от климатического условия и сезона. Причем значение его может меняться и отличаться от предыдущих замеров и ежемесячно, и еженедельно.

В данном случае следует пользоваться тем объемом воды, который необходим, а не тем количеством, который можно добыть. Для этого подсчитывается число всех кранов в доме и на участке. Ориентировочный забор каждым краном принимается, как 0,5м³. Например, если 10 вентилей, то

максимальная производительность насоса ориентируется на 5 м³. И это в случае, если все приемники будут открыты одновременно. По завершении бурения,

скважина несколько суток отстаивается. Затем замеряется уровень в

эксплуатационной трубе. Столб воды без применения откачки считается статическим уровнем. Если вода при непрерывном отборе не меняет своего зеркала, это и есть динамический уровень. Если интенсивность отбора не превышает водоотдачу, то через некоторое время зеркало стабилизируется на определенном интервале.

Основными показателями в расчете дебита являются статический и динамический уровни воды. Оба они измеряются от поверхности земли до зеркала, способом веревки и груза. Если, между статическим и динамическим уровнем разница небольшая, значит дебит нормальный, и не привышает интенсивности насоса. При дебите, меньшим производительности насоса, уровень будет падать до полного исчезновения. Объем выкаченной жидкости и время, за которое она была извлечена, позволяет сделать примитивный расчет, поделив объем на время.

Наглядный расчет приведем на примере:

Скважина, глубиной 100 м выдает 2 м³/час. Фильтровая зона начинается с интервала 96 м, а статический уровень фиксируется на глубине 80 м. Столб воды в эксплуатационной колонне составляет 20 м.

Опробование показало, что из скважины выкачивается 4 м³/час. После этого измеряется уровень в эксплуатационной колонне и получается, что уровень снизился на 4 м. То есть динамический уровень составил 84м, при откачке

4 м³/час. Данные показатели должны обязательно заноситься в буровой журнал скважины. Итак дебит рассчитывается по формуле:

Где:

дебит (м³/час)

объем забора

динамический уровень

статический уровень

высота столба

По этой формуле дебит скважины составит:

Или 10 м³/час.

Фактически, увеличение забора воды происходит быстрее, то есть реальная отдача будет ниже рассчитанного. Точную ситуацию может прояснить величина дебита, которую можно получить повторным водозабором и с другой интенсивностью.

 

Заключение

По Умсейскому месторождению было выполнено пять проектных документов. Действующим проектным документом является «Технологическая схема разработки Умсейского месторождения».

При пересчете запасов были построены 12 геологических моделей в программном комплексе «Petrel», на базе которых созданы фильтрационные модели в программных комплексах «Eclipse» и «Tempest MORE».

С учетом новой геологии на вновь утвержденные запасы УВ по нефтяному промыслу по объектам и месторождению в целом выполнено по три варианта разработки, по газоконденсатным объектам – по два варианта.

Программа ГТМ и МУН предусмотрена по всем вариантам.

Проблема образования асфальтосмолопарафиновых отложений приобретает более серьезные масштабы в связи с переходом многих месторождений в позднюю стадию разработки. Приступая к ее решению надо руководствоваться общими подходами – прежде всего, выяснить причины данного явления.

Процесс образования АСПО определяется многими факторами, среди которых условия эксплуатации технологического оборудования при добыче, транс- порте и хранении нефти (термобарические условия, динамические характеристики потока, обводненность продукции и др.), свойствасамой нефти (физико-химические характеристики, групповой̆химический̆ состав).

Особое значение в ряду факторов, определяющих склонность нефти к образованию АСПО, имеют высокомолекулярные компоненты нефти, а именно, их состав, строение, соотношение. Последнее определяет характер их взаимоотношений, поскольку при пониженных температурах нефть представляет собой̆ дисперсную систему, в которой̆ присутствуют структурные элементы, образованные высокомолекулярными компонентами. Воздействуя на характер взаимоотношений между парафинами, смолами и асфальтенами можно управлять структурообразованием в нефтяной системе.

Одним из приемов, позволяющих воздействовать на процесс

 

структурообразования является введение в поток нефти присадок: депрессоров, модификаторов структуры, диспергаторов, ингибиторов парафиноотложений. Основными недостатками этих присадок являются их направленное действие на решение только одной проблемы (снижение температуры застывания, снижение вязкости) и часто высокая стоимость.

Тем не менее, известные к настоящему времени способы предотвращения образования АСПО в нефтяном оборудовании не позволяют полностью решить проблему и необходимость удаления отложений остается актуальной̆.

Для выбора наиболее эффективных с химической точки зрения ̆путем удаления отложений органических веществ необходимо получение адекватного представления о составе, свойствах и строении этих отложений.

 

Содержание

Введение

1. Геологический раздел

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Продуктивные пласты

1.3 Свойства пластовых жидкостей и газов

1.4 Динамика показателей разработки Умсейского месторождения

2. Технико-технологический раздел

2.1 Осложнения, возникающие при эксплуатации скважин

2.2 Условия и механизм формирования АСПО

2.3 Методы борьбы с АСПО применяемые на Умсейском месторождении

2.4 Технология проводимых методов

2.5 Оборудование для предупреждения и ликвидации АСПО

2.6 Подбор внутрискважинного оборудования

2.7 Определение дебита скважина

2.8 Анализ эффективности применяемых методовборьбы с АСПО в условиях Умсейского месторождения

3. Охрана труда и противопожарная защита

3.1 Безопасная организация труда при ликвидации АСПО

3.2 Предупреждение аварий, требования к объектам с точки зрения пожарной безопасности

4. Охрана недр и окружающей среды

4.1 Экологические проблемы нефтегазового комплекса

Заключение

Список использованных источников

 

Введение

Нефтегазодобывающая промышленность основная составляющая часть топливно-энергетического комплекса. От её успешного развития во многом зависит состояние экономики, рост благополучия людей. Дальнейший рост добычи нефти и газа обеспечен надёжной сырьевой базой, открытием и ускорением введения в разработку ряда крупных и перспективных месторождений в Западной Сибири.

Минеральные ресурсы Ямало-Ненецкого автономного округа велики и разнообразны. Месторождения углеводородного сырья приурочены к северной части Западно–Сибирской нефтегазоносной провинции, включающей в себя Гыданскую, Надым-Пуровскую,Пур-Тазовскую и Южно-Ямальскуюнефтегазоносные области. По запасам и добыче нефти округ занимает второе место в России.

Эксплуатация нефтедобывающих скважин на месторождениях Ямало-Ненецкого автономного округа, а именно Умсейского месторождения осложнены многими факторами. Так как по основному продуктивному пласту БС10установлено единство полей нефтеносности на Умсейском и Южно-Пурпейском поднятиях, они рассматриваются как единое месторождение. Большие потери на промыслах происходят от осаждения в парах нефтеносных парод, в колоннах скважин и в подъемных трубах мазеобразной или твердой массы темного цвета, известной под названием парафин-АСПО (асфальто-смоло-парафинные отложения). Понятие процесса образования и технологии борьбы с АСПО при добыче нефти, по сей день является актуальной научно-технической и практической задачей, поскольку этот фактор напрямую влияет на работоспособность и конечную продуктивность скважин.

В административном отношении Умсейское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Пуровском районе Ямало-Ненецкого автономного округа Тюменской области, в 28 км от г. Муравленко. Месторождение открыто в 1983 году, введено в разработку в 1993 году.

 

Геологический раздел

Общие сведения о месторождении

В физико-географическом плане Умсейское нефтегазоконденсатное месторождение находится в центральной части Западно-Сибирской равнины, в бассейне реки Пурпе. Территория участка приурочена к Южно-Надымско-Пуровской провинции подзоны северной тайги. В административном отношении Умсейское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Пуровского района Ямало-Ненецкого автономного округа.

Ближайшими месторождениями углеводородного сырья являются: Меретояхинское (северная граница), Северо-Пямалияхское, Западно-Суторминское (южная граница), Пайсятское (западная граница), с востока примыкают Северо-Янгтинское и Муравленковское месторождения.

Геологический разрез Умсейского месторождения, так же как и по всему региону, представлен толщей терригенных песчано-глинистых отложений мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающего на размытой поверхности доюрских пород. В тектоническом отношении район Умсейского месторождения приурочен к Пямалияхскому структурному мысу и Северо-Янгтинской седловине.

Для структур Умсейского месторождения, как и в целом для структур Западно-Сибирской плиты свойственен унаследованный характер развития с постепеннымвыполаживанием тектонических элементов вверх по разрезу.

Этаж нефтегазоносности на Умсейском участке охватывает интервал разреза нижнего мела, включающий отложения сортымской (ачимовские отложения и группа пластов БС11 и БС10) и усть-балыкской (БС8_, БС9 и БС6) свит. Нефтегазоносность установлена также в отложениях средней (пласт Ю2) и верхней юры (пласт Ю1).

Продуктивные пласты

Умсейское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в северной

части Ноябрьского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области практически на сочленении последней с Фроловской и Надым-Пурской нефтегазоносными областями.

В непосредственной близости от исследуемой площади расположены находящиеся в разработке Северо-Пямалияхское, Муравленковское, Западно-Суторминское, Суторминское и другие месторождения.

Промышленная нефтегазоносность отложений нижнего мела в пределах Умсейского нефтегазоконденсатного месторождения впервые была установлена бурением и испытанием в 1983 году поисковой скважины 9Р, где из отложений ачимовской толщи (пласт БС18) получен непереливающий приток нефти дебитом 16,8 м³/сут при Нд-1502м. В 1984 году промышленные скопления нефти были выявлены в пласте БС11 (cкв.20Р) на Южно-Пурпейской площади.

Последующими геологическими работами по основному продуктивному пласту 2-4БС10 (1-1БС10 и 1-5БС10, индексация по балансу) было установлено единство полей нефтеносности на Умсейском и Южно-Пурпейском поднятиях, поэтому они рассматривались как единое месторождение.

Этаж нефтегазоносности на Умсейском участке охватывает интервал разреза нижнего мела, включающий отложения сортымской (ачимовские отложения и группа пластов БС11 и БС10) и усть-балыкской (БС8_, 2-3БС9 и 1БС6) свит. Нефтегазоносность установлена также в отложениях средней (пласт ЮС2) и верхней юры (пласт 1ЮС1).

В геологическом разрезе Умсейского нефтегазоконденсатного месторождения выделено 16 продуктивных пластов в соотвествии с представленым подсчетом запасов: 1БС6, БС8, 2-3БС9, 2-3аБС9,2-4БС10, 2-5БС10, 1-1БС11, 1-6БС11, 1-7аБС11, 2БС11, 4БС11, 1БС17, 2БС17, 1БС18, 1ЮС1, ЮС2.Разработка месторождения ведётся с 1993 года. В настоящее время на месторождении в разработке находятся три объекта, которые включают следующие нефтяные пласты:

1) объект БС6 – пласт 1БС6 (на госбалансе – БС6);

2) объект БС10 – пласты 2-4БС10 (на госбалансе –1-1БС10 и 1-5БС10) и 2-5БС10 (на госбалансе –2-1 БС10);

3) объект БС11–пласты 1-1БС11 (на госбалансе – БС11), 1-6БС11 (на госбалансе – 1БС11), 1-7аБС11 (на госбалансе – 2БС11), 4БС11 (на госбалансе – 1БС17).

Газовые объекты в разработку не вовлечены.

Наиболее перспективными объектами разработки (в плане обеспечения добычи нефти) являются БС10 и БС11, в сумме содержащие 82 % всех начальных извлекаемых запасов нефти месторождения промышленной категории ВС1.