Реферати українською » Промышленность, производство » Підготовки видобувається газо-водонефтяной емульсії


Реферат Підготовки видобувається газо-водонефтяной емульсії

Страница 1 из 10 | Следующая страница

ЗАПРОВАДЖЕННЯ

У разі бурхливого розвитку нафтової промисловості розвідані унікальні запаси нафти й газу, і почалося створення нових найбільших нафтовидобувних районів у Західній Сибіру, однією із є Сургутський район, де утворилася ВАТ "Сургутнафтогаз".Нефтегазодобивающее управління ">Лянторнефть", одна з структурних підрозділів відкритого акціонерного товариства "Сургутнафтогаз", народилося 1979 року.

>Лянторское родовище нафтовики називали унікальним і віднесли його досложнопостроенним що саме об'єднанню "Сургутнафтогаз" 1979 року потрібно було розробляти настільки незвичне родовище.Нефтегазодобивающее управління ">Лянторнефть" у структурі "Сургутнафтогаз" вважається однією з стабільних, всю складність побудови родовища.

Сучасні системи збирання й підготовки продукції нафтових свердловин передбачають максимальне використання тиску гирло свердловин задля забезпечення транспортуваннянефтегазоводяной суміші як у промисловим трубопроводах, і крізь ці технологічних установок, включаючи установки підготовки нафти та води. У цьому високою ефективністю виробництва буває у результаті суміщення різних технологічних процесів тільки в апаратах. Нині розроблено уніфіковані системи збирання й підготовки нафти, газу й води, у яких використовується індустріалізація облаштування на всі об'єкти. Індустріалізація облаштування промислових об'єктів єкомплектно-блочное виконання заводського виготовлення усього обладнання, у результаті обсяг монтажних операцій дома експлуатації устаткування різко скорочується. У цьому на нафтових родовищах останніми роками виникла ціла низка нових технологічних процесів і апаратів, обслуговування яких вимагає і спеціальних знань. Так, ефективне використанняреагентов-деемулъгаторов для руйнації нафтових емульсій вимагає знання як концентрацій і дозувань який вводимо реагенту, а й уміння створити необхідний режим турбулентного перемішування потоку тощо. п. Переказ матеріалу побудовано у відповідність до технологічної ланцюжком операцій із збиранню та підготовці нафти та води. Дані технічно безпеки і охорони довкілля, наведені у кінці глав, необхідні правильної експлуатації сучасного устаткування нафтових родовищах.


1.ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ПОДІЛ

1.1Орогидрография

НаЛянторском родовищігидрографическая мережу розвинена широко і подана рікоюПим і мережею її приток. На вододілах розташовані озера і болота різних розмірів. Озера займають 22% території родовища. Найбільші озера:Энтьлор,Токтурилор,Монкетлор,Сихтинглор,Киуснелор,Неримлор та інші.

На території родовища судноплавна лише рікаПим. Більшість території покритатруднопроходимими болотами, на сході відрізняється суцільнаозерно-болотная система.

Лісові масиви розташовані уздовж ріки і вододілах ділянками серед великих боліт, займають 12% загальної площі й складаються з кедра, модрини, сосни і берези.Болотистие ділянки вкриті мохом, рідше зустрічаються рідколісся.

Клімат району різкоконтинентальний. Зима тривала й сніжна, часті заметілі й снігопади, товщина снігового покрову сягає 1,5 метрів. Літо короткий, порівняно тепле і дощове. Середньорічні температури у районі родовища становлять ->3°С...-4°С. Районний центр р.Сургут може вважатися великим річковим портом в СередньомуПриобье, пов'язаний залізницею з містами Тюмень, Нижнєвартовськ,Тобольск,Уренгой. Місто пов'язаний авіалініями із багатьма великими населеними пунктами півночі і півдня області, ні з європейської частиною країни.

Серед джерел питного і технічного водопостачання можливо використання прісних поверхневих вод, прісних підземних вод, четвертинних і палеогенових відкладень, а як іминерализованних і високотемпературних водаптальбсеноманского водоносного комплексу.

Район належить до слабко заселеним, щільність населення перевищує особи на одне 1 км2, корінне населення (ненці, ханти, мансі і селькупи) займаються виключнооленеводством, хутровим і рибним промислом. Останніми роками місцеве населення бере активну що у проведенні робіт з з розробки й видобутку нафти. У безпосередній близькості до родовища перебуває містоЛянтор, розташований лівому березі річкиПим. Найбільший населений пункт містоСургут, лежить у 80 кілометрів на схід від родовища. Чинний магістральний нафтопровідУсть-Балик-Омск відбувається на 75 кілометрів, на схід від родовища. З розвитком робіт з з розробки й видобутку нафти і є район отримав значні перспективи для економічного розбудови всього народного господарства.

Малюнок 1.1.1 - Оглядова карта


1.2 Тектоніка

У межах Західносибірської плити виділяються триструктурнотекто-нических поверху. Формування нижнього закінчилосяпалеозое й відповідаєгеосинклинальному етапу розвитку плити. Він представленийизверженними,еффузивними і метаморфічними породами,подвергнувшимисяорогенезу.

Проміжнийструктурно-тектонический поверх відповідає відкладеннямпермотриасового віку. У межахЛянторского родовища він представленийеффузивами (>туфами ібазальтами) і менш дислокований. За даними сейсморозвідувальних робіт, зокрема і методомМОВОГТ, два нижніх поверху біля досліджуваного родовища характеризуються наявністюдизъюнктивних порушень. Структурна поверхню поотражающему обрію представляє чергування піднесених і опущених блоків різної орієнтації, різниці абсолютних оцінок вздовж розламів досягають понад 40 кримінальних метрів.

Відкладення верхньогоструктурно-тектонического поверху (осадового чохла) накопичувалися за умов стійкогопригибания фундаменту і поданотерригенними відкладеннями. Вони характеризуютьсяпликативнимидислокациями.

Відповідно до тектонічної картимезозойско-кайнозойского платформного чохла ЗахідносибірськоїгеосинеклизиЛянторское родовище лежить у межахХантийскойантеклизи в в північно-західній частиніСургутского зводу. Тут виділяються дві позитивні структури другого порядку:Востокинский іПимский вали.

>Пимский вал поотражающему обрію "А"оконтуриваетсясейсмоизогипсой - 2700 метрів, не більше якої, його розміри становлять20x190 кілометрів. Вона маєсубмеридиональное простягання з зануренням його осі у південному напрямку 300 метрів. Вал ускладнене поруч локальних підняттів, найбільш північне у тому числіЛянторское входить до складу однойменного родовища. Підняття оконтуреноизогипсой - 2680 метрів і маєсубмеридиональное простягання. Його амплітуда становить 90 метрів. На північ відЛянторского родовища перебуваєВостокинский вал, має такожсубмеридиональное простягання. Його розміри20x55 кілометрів. Він ускладненеподнятиями третього порядку. Два південних їх, Січневе іВостокинское, становлять північну частина досліджуваного родовища.Востокинская структура є найбільш великої,оконтуривается поотражающему обрію "А"изогипсой - 2680 метрів і має формубрахиантиклинальной складкимеридиональногопростирания з розмірами4x16 кілометрів. Її амплітуда сягає 15 метрів. Слід зазначити, що у межах родовища частин двох структур другого порядку, виділених поотражающему обрію "А", ставить під наявність з-поміж них прогину достатньої амплітуди і якість сейсморозвідки. Звісно ж досить обгрунтованим виділення тутВостокинско-Пимского валу як єдиної структури. З сходу доВостокинскому підняття примикає групамалоамплитудних незначних за величиною локальних підняттів (>Тайбинское,Тутлимское іТаняунское), також входять до складуЛянторского родовища.

ВзагаліЛянторской групи підняттівСургутского зводу відрізняєтьсяунаследованность розвитку структурних форм.

1.3 Характеристика продуктивних горизонтів

>НефтегазоносностьЛянторского родовища пов'язані з відкладеннями нижнього крейди і середній юри.

Основна характеристика продуктивних горизонтів приведено в таблиці 1.3.1

У підрахунку запасів 1994 року було виділено такі поклади:газонефтяние - в пластахАС-9,АС-10,АС-11;

- нафтові - в пластахБС-81,БС-82,БС-16-17,БС-18,БС-19-20,ЮС-2. УГКЗ РФ запаси було затверджено по шарамАС-9,АС10,АС-11,БС-82 ,БС18. По співвідношенню газо- інефтенасищенних частин основних продуктивних пластів АС 9…11Лянторское родовище є нафтогазовим, погеологическому будовою ->сложнопостроенним.

>Залежь пластаАС11 належить до частині експлуатаційного об'єкта АС 9...11 разом й характеризується найскладнішим будовою розтину. Відповідно до цим правилом і форми залягання піщаних тіл, формують пласт, дуже різні (лінзи,полулинзи, врізи тощо.).

Загальна товщина пластаАС11 змінюється на вельми широкому діапазоні значень від 4 до 50 метрів. Зони максимальнихтолщин пласта, зазвичай, укладаються у витягнутіполосообразние форми, схожі на розгалужені русла з тенденцією їхприуроченности доприсводовим зонамВостокинской,Январской іЛянторской структур. Зони зменшенихтолщин, навпаки, тяжіють домежструктурнимпогружениям (зчленуванняТаняунской іЯнварской,Январской іЛянторской,Январской іВостокинской структур). Ефективні товщини пластаАС11 також характеризуються широким діапазоном зміни від 2...4 до 28...30 метрів. Зони ефективних максимальнихтолщин досить чітко укладаються усубмеридиальную (щодо вузьку) смугу, що характеризується на окремі ділянкисубширотними відгалуженнями (>Лянторское підняття у районіДНС 2,4,5,6).Уменьшенние ефективні товщини характеризуються переважноїприуроченностью східного і західному бортахЛянторской структури. Максимальноопесчаненним пласт є наЛянторской площі, на західному й північному структурнихпогруженияхВостокинского підняття; не більше східної та південної частин родовища йогопесчаность знижується. У підрахунку запасів 1994 року запаси пласта АС 11 затверджені по 4 покладам: у районі розвідувальної свердловини79Р (>Востокинское підняття), у районі свердловини2Р і11Р (Січнева структура), у районі свердловин9Р,25Р ,5Р (>Лянторская площа).

>Залежь нафти району свердловини79Р (>Востокинская площа) приурочена докуполовидному підняття з розмірами5,5x2,0 кілометрів. ВНК прийнято на абсолютної позначці - 2047 метрів. Висота поклади - 7 метрів. Середнянефтенасищенная товщина пласта - 4,5 метрів. На кшталт покладпластово-сводовая, водоплавна. Запаси нафти оцінені за категорієюС2.Залежь району свердловини2Р (Січнева площа) приурочена до локального підняття з розмірами4,2x2,0 кілометрів ВНК відбивається навколо оцінки 2050 метрів. Висота поклади 15 метрів. На кшталт покладпластово-сводовая, водоплавна.Нефтенасищенная товщина змінюється від 0.4 до 5.5 метрів за середньому значенні 1.7 метрів.

Товщина перемички, яка відділяє аналізований пласт відвишележащего, змінюється від 2 до запланованих 4 метрів і у районі свердловин 7116, 7115, 6109 виявляється менше 2 метрів. Товщина щільного розділу лише на рівні ВНК змінюється від 2 до запланованих 4 метрів. За контуром поклади товщина перемички виявляється менше2-х метрів. Запаси нафти поклади віднесено до категорії С1 і пов'язані зводонефтяной зоною.Залежь району свердловини11Р (Січнева структура) має в діаметрі7.5x2.5 кілометрів і контролюєтьсябрахиантиклинальной складкою північно-східногопростирания.

Висота поклади сягає 32 метрів. ВНК прийнято навколо оцінки - 2050 метрів. На кшталт покладпластово-сводовая, водоплавна.

>Нефтенасищенная товщина пласта АС 11 змінюється від 1.0 до 15.4 метрів за середньому значенні 7.0 метрів. У межах поклади виділяютьсяводонефтяная,газоводонефтяная ігазонефтяная зони, у тому числіводонефтяная є найбільшою, займаючи 95% площі. На 71% площі поклади нафта перебуває контактують із жовтою водою; товщина перемички щодо них менше двох метрів. На рівніГНК переважна товщина перемички у межах від 0 до 2,0 метрів.Залежь пласта АС ІЛянторской площі приурочена добрахиантиклинальному підняття, витягнутому всубмеридиональном напрямку іосложняющему західне крило регіональної структури. Розміри підняття становлять16x4-6 км, висота 40 метрів. Значна частка власності площі поклади не більше зовнішнього контурунефтеносности єнеразбуренной у зв'язку з низькими гаданими значеннями чи в повній відсутностінефтенасищеннихтолщин у цій зоні.Залежь пласта АС 11 відвишележащего пласта АС 10 на аналізованому ділянці відокремлюються дуже незначною і дуже мінливою за "товщиною перемичкою, значення змінюється від 0,6 до 3,0 метрів. У багатьох свердловин піщані пласти зливаються, створюючи єдинийгидродинамически пов'язаний резервуар.Проницаемая частина пласта АС 11 вивчені по 7 свердловин, чотири у тому числі вивченанефтенасищенная частина.Пористость змінюється від 19,3 до 28,6 % й у в середньому у пласту становить 24,5 % (25%) понефтенасищенной частини 23,9 %, поводо-насищенной - 25,8%.

Таблиця 1.3.1 - Характеристика продуктивних горизонтів.

Параметри АС 9 >АС10 >АС11 >АС9..11
Середня глибина залягання, м 2093 2099 2101 -
Тип поклади >Терригенний
Тип колектора
Площа нафтогазоносності, тис. м 1060535 675899 18653 1060535
Середня загальна товщина, м 11,73 22,84 23,1 62,57
Ефективна середня товщина, м 8,6 16,71 13,26 37,66
Середнягазонасищенная товщина, м 6,59 7,29 5,84 6,82
Середнянефтенасищенная товщина, м 4,42 7,5 5,72 5,89
Середняводонасищенная товщина, м 4,07 10,5 12,69 20,89
>Пористостьгазонасищенного колектора, частки одиниць. 0,248 0,247 0,24 0,247
>Пористостьнефтенасищенного колектора, частки одиниць. 0,248 0,251 0,246 0,25
Початкова насиченість нафтою, частки одиниць. 0,625 0,623 0,639 0,629
Об'ємний коефіцієнт газу, частки одиниць. 0,0048 0,0048 0,0048 0,0048
Об'ємний коефіцієнт нафти, частки одиниць. 1,7 1,7 1,7 1,7
Об'ємний коефіцієнт води, частки одиниць. 1,01 1,01 1,01 1,01

Щільність газу поверхневих умовах,кг/м3

0,686 0,636 0,686 0,686
Щільність нафти на поверхневих умовах,кг/м 891 905 906 897

Щільність води в поверхневих умовах,кг/м3

1009 1008 1008 1008

Середня проникність по керну,мкм2

0,299 0,399 0,266 0,347

Середня проникність по геофізики,мкм2

0,432 0,539 0,496 0,517

Середня проникність по гідродинаміці,мкм2

0,122 0,109 0,1
>Вязкость газу шарових умовах,мПа-с 0,0188 0,0188 0,0188 0,0188
>Вязкость нафти на шарових умовах,мПа-с 3.67,4.5 6.18,4.2 6.18,4. 2 6.18,4. 26
>Вязкость води в шарових умовах,мПа-с 0,49 0,49 0,49 0,49

Щільність газу шарових умовах,кг/м3

144,8 144,8 144,8 144,8

Щільність нафти на шарових умовах,кг/м3

812,795 846,796 846,796 846,796

Щільність води в шарових умовах,кг/м3

1000 999 999 999
Газовий чинник, м /т 84 89 78 87

>Пластовая температура,0З

61,5 61,5 61,5 61,5
>Пластовое тиск,МПа 21 21 21 21
Тиск насичення нафти газом,МПа 15.2,20 14.5,19 14.5,19 14.5,19.4

Середня продуктивність,10м3/(>сут-МПа)

0,96 1,13 1,08 1,01
Коефіцієнтпесчанистости, частки од. 0,733 0,732 0,574 0,602
Коефіцієнт розчленованості, частки од. 2,295 4,048 5,193 11,147
Зміст сірки не в нафті, % 1 1,22 1,22 1,22
Зміст парафіну не в нафті, % 2,33 1,98 1,98 1,98
Зміст стабільного конденсату,г/м 39,7 39,7 39,7 39,7
Початкові балансові запаси, тис. т 325233 554394 94344 54217

зокрема за категорієюВ+Си

319538 546561 51 132 917331
за категорієюС2; 5695 8288 3085 17013
Початкові балансові запаси вільного газу,млн.м 166919 87558 3187 257694

зокрема за категорією Зи

166839 87558 3187 257582
за категорієюС2; 80 2 82
Початкові балансові запаси конденсату, тис. т 6627 3476 126 10229

зокрема за категорією Зи

6624 3476 126 10226

за категорією З2;

3 3

>Проницаемость змінюється від 2.2·10-3 до 698·10-3мкм2 >присреднем значенні 266·10-3мкм , понефтенасищенной частини 258·10-3 >мкм2, поводонасищенной 276·10-3мкм2. Середнє значення по свердловин істотно не різняться і змінюються від 229·10-3 до 316·10-3мкм2.Коллекторские властивості пластаАС11 визначалися також із даним промисловій геофізики.Пористость змінюється від 21 до 26%присреднем значенні 24,8%. Середнє значення проникності 536·10-3>мкм2 при варіаціях 1·10-3...149·10-3мкм2. Ефективні товщини пластаАС10 не більше родовища змінюються від 4...8 до 24 метрів. Вони плановому розміщення що немає чіткоїгеоструктурной прив'язки. НаЯнварском піднятті вони тяжіють для її південно-західному і західномупогружениям, але вВостокинском - пов'язуються з йогоприсводовой частиною суспільства і східним крилом. Зони зменшених і мінімальних ефективнихтолщин найбільш великі у закутку південної половиніместорождения.Широкой кільцеподібної смугою вонитрассируются відТайбинско-Таняунской зони підняттів через зчленуванняЯнварской іВостокинской структур до західного крилаЛянторского підняття, звідки безупинно переходять з його південнупериклиналь, відповідає територіїДНС 2,4,1,19. Значна за величиною зона знижених значень ефективнихтолщинсубширотногопростирания відзначається й у районі північного баніВостокинской структури. Характер змінипесчанности пласта АС 10, дуже близький поведінці ефективнихтолщин. Діапазон зміни коефіцієнтапесчанности дуже широкий й у межах0.2...1,0.Газонефтяние поклади пластаАС10 є основним видобувним об'єктомЛянторского родовища, і має основні запаси (>57,4%).В підрахунку запасів 1994 року поклади пласта АС 10 були виділені межах єдиної контурунефтеносности, куди входятьЛянторскую,Январскую,Востокинскую структури, у районіТайбинского підняття і ще дві поклади

Страница 1 из 10 | Следующая страница

Схожі реферати:

Навігація