Реферати українською » Технология » Експлуатація по Южносургутскому родовищу


Реферат Експлуатація по Южносургутскому родовищу

Страница 1 из 3 | Следующая страница

Запровадження


         Завдяки текщему ремонту підтримується в работоспособ-

ном стані весь механізований фонд свердловин , питомий

вагу якого за 80 % загалом фонді свердловин . При 

такій великій числі поточних ремонтів значні резерви 

видобутку нафти забезпечуються організацією і що течу-

щего ремонту свердловин .Організація поточного ремонту свердловин 

повинна обумовити мінімальний простий свердловин у очікуванні

ремонту й перебування у ньому , отримання дебіту нафти , предус-

мотренного технологічним режимом , і досягнення запланиро-

ванного межремонтного періоду .

       Управління поточним ремонтом свердловин , починаючи з планиро-

вания його обсягів на майбутній рік і закінчуючи , аналізом річних результатів , здійснюється шляхом виконання опреде-

ленних операцій .

      Відомо , що дебіт нафти механізованої свердловини по

мері зносу насосного устаткування знижується й настає мо-

мент , коли подальша експлуатація свердловини недоцільна .

Саме тоді було б провести поточний ремонт для восста-

новления дебіту свердловини до початкової величини . Проте

невідомо , у якому дебите це доцільно зробити . Слиш-

кому ранні й пізнє ремонти призводить до збільшення недобо-

рів нафти . У першому випадку це пов'язано з збільшенням часу

перебування свердловини ремонту , тоді як у другому - з експлуатацією

свердловини за низьким дебітом .

       Позитивне впливом геть проведення ремонтних робіт надає застосування укрупнених норм часу . Поруч із дру-

гими перевагами вони полегшують перехід на бригадну форму організації праці та зарплати при поточному ре -

монте свердловин .

       Нефтегазодобывающие підприємства оснащені необхідним сучасним устаткуванням , асортимент яку постійно

поповнюється . Йде постійний процес технічного перевоору-

жения галузі , що полягає в автоматизації технологічних

процесів , впровадженні автоматизованих системам управління на

нафтогазовидобувних підприємствах .

       Фундаментальна обізнаність із новим продуктивною устаткуванням , і навіть

раціональне використання наявної техніки вимагає посто-

янного підвищення кваліфікації робітників і техніків .

       Управління якістю поточних ремонтів набуває особливу

актуальність в виробничих об'єднаннях , у яких-

народження перебувають у пізньої стадії розробки , а свердловини

експлуатуються механізованим способом . У умовах

видобуток запланованими обсягами нафти досягається проведенням

великої кількості ремонтів . Підвищення якості цих ремонтів скорочує їх кількість і покращує ефективність ис-

користування видобувного фонду свердловин.

       Якість поточного ремонту свердловин можна сформулювати як відновлення до рівня технічних , економічних пріоритетів і видобувних властивостей свердловин , який з допомогою якісного праці виконавців всіх його ланок, що у поточний ремонт . Тому необхідно управління якістю праці виконавців . Таке

управління заборгувало бути невід'ємною частиною системи управ-

ления якістю праці , діючу пенсійну систему нефтегазодобывающем

управлінні . У цьому ремонті свердловин високий рівень якості повинен закладатися на стадії планування ремонту

і досягатися у процесі їх проведення з урахуванням передовий технологій і бездефектного праці бригад поточного ремонту й

будь-кого з ними пов'язаних ланок .

 1.1. Физико-географическая характеристика родовища .

 

    Южно-Сургутское родовище нафти лежить у Ханты-

Мансийском автономному окрузі Тюменської області у 20 км сівбі -

ро-восточнее г.Нефтеюганска . Родовище лежить у між-

дуречье річки Объ і протоки Юганская Объ .Абсолютні позначки

місцевості змінюються від + 48 метрів за вододілах до +20 метрів за частки-

нах річок .Клімат району різкоконтинентальний .

    Родовище лежить у безпосередній близькості до 

залізниці Тюмень - Сургут . З г.Нефтеюганском месторож-

дение пов'язано бетонної дорогий. З 1968 року у районі місце-

народження діє нафтопровід Усть - Балык - Омськ .

    Родовище відкрито в 1973 року розробляють з 

1976 р . НГВУ «Юганскнефть» .

    У геологічному будову беруть участь відкладення чого -

твертичного , палеогенного , крейдяного і юрських вікових груп . Поро-

ды палеозойского фундаменту розкрито на сусідніх площах на

глибині 4600 м .

    У тектоническом відношенні Южно-Сургутское родовище

приурочено до Сургутскому склепіння лежить в південно-східної

частини .

    По опорному отражающему обрію «Б» ( покрівля верхньої

юри ) родовище є моноклинный схил ,

ускладнений структурними наносами і невеличкими банями .

Углы падіння верств становить 3 грн. 50 хв.

   Нині встановлено , що протягом Южно- Сургут -

ского , Западно-Сургутского й окремі частини Восточно-Сургутского місце-

народжень має місце єдина поклад нафти горизонту БС 10 .

   Южно - Сургутское родовище , як більшість місце-

народжень Сургутского зводу характеризується великим диапазо-

ном нефтеносности юрських і крейдових відкладень . По результа-

там буріння розвідувальних і експлуатаційних свердловин нефтенос-

ность Южно-Сургутского родовища встановлена у отложе-

ниях тюменської почту ( пласт ЮС2) , васюганской почту (пласт

ЮС1) й у горизонтах БС 10 .

    Низькі значення коллекторских властивостей порід обумовлені на-

ряду з чинниками ущільнення їх литологическими особенностя-

ми , зокрема , вони пов'язані з вторинним перетворенням по-

рід , ні з містило велику кількість у яких глинистого , карбо-

натного і железистотитанистого цементу .

1.2.   Характеристика продуктивних пластів .

 

                                              Пласт ЮС 2

 

      За результатами буріння розвідувальні свердловини виявили

досить складне геологічне будова пласта ЮС 2 . Литологофациальные особливості пласта , зумовлені накоп-

лением цих відкладень переважно у обстановці конти -

нентального басейну , викинули у середньому низькі фильтрацион-

але - ємнісні властивості колектора .

      У 1979 року у северо - західній частині структури була про-

бурена розвідувальна свердловина № 4 , в пошуках покладів нафти на відкладеннях тюменської почту . При випробуванні пласта ЮС 2 отримано приплив безводній нафти дебітом 4,8 м 3 . cут. На

6 мм штуцере . У районі оцієї свердловини запаси віднесено 

до категорії З . Проте продуктивність аналізованих отло-

жений досить низька , будувати висновки про видобутих можливостях пласта за результатами буріння, а випробування досить складно . 

Необхідно проведення досвідчено - промислової експлуатації .

      Литологически пласт ЮС 2 представлений чергуванням песча -

ников , алевролитов і аргалитов . Коллекторами нафти і є яв-

ляются крупнозернистые алевролиты і дрібнозернисті пісковики

середньої сортування . Породообразующие мінерали представлені 

кварцом і польовими шпатами . Зміст слюд в обломочной

частини невисоко , зазвичай , це мусковит . Уламки порід це-

ментируются , переважно , глинистим матеріалом каолини-

тому , хлоритом , рідше - карбонатами і железисто - титанистыми про-

разованиями . Тип цементу - порово –плівковий . Пласт характе-

ризуется підвищеної глинистостью . Загальна карбонатность срав-

нительно невеличка .

      Пористость прийнята 15,2 % , середнє проникності

становить 5,9 * 10 ^ 3 мкм ^2 . Загалом в коллекторским свій-

ствам пласт ЮС 2 характеризується як колектор невисокого ка-

чества . Водоудерживающая здатність , тобто. комплексний поки-

затель литолого - фізичних властивостей порід , у зв'язку з невисокі-

ми значеннями Кпр , дуже велика й у середньому становить 

53,5% .

      Низькі значення коллекторских властивостей порід обумовлені поруч із чинниками ущільнення їх литологическими особеннос-

тями , зокрема , вони пов'язані з вторинним перетворенням

порід , ні з містило велику кількість у яких глинистого , карбо-

натного і железисто - титанистого цементу .

                                         Пласт ЮС 1

 

    Залежь нафти приурочена до піщаним відкладенням пласта ЮС1

і стратиграфически приурочена до васюганской почті . Литологически відкладення пласта ЮС1 представлені песчаниками з прослоями аргалитов потужністю до 1 м . Досить сильна 

глинизация пісковиків обумовила низькі ємнісні властивості 

колекторів , що призвело на відсутність поклади нафти зведенні

структури . У той самий час поліпшення коллекторских властивостей в 

юго - східному крилі зумовило тут наявність поклади нафти

попри нижчі гипсометрические позначки . Водонефтяной контакт по поклади пласта ЮС1 прийнято на отмет-

ке 2787 м .Залежь шарова , сводовая , розміри 9,5 x 5,2 км .

     Запаси категорії С1 виділено не більше практично всієї

поклади , лише південної її частки невелику частину запасів отнесе-

на до категорії З двох . Рекомендується разбуривать пласт ЮС1 по 

рівномірної сітці свердловин за щільністю 20 га / скв . Система заводнения блочно - квадратна . Для разбуривания виділено перекл-

воочередной ділянку у межах якої наявність рентабельних

толщин найбільш достовірно .

     Коллекторами нафти пласта ЮС 1 є пісковики і алев-ролиты , сцементированные глинистим матеріалом , карбонатными

і железисто - титанистыми утвореннями . Пласт ЮС1 складається в

основному мелкозернистыми песчаниками з тим чи іншого при-

месью грубозернистого матеріалу . У пласті широко розвинені 

глинисті породи , що утворюють непроникні розділи в

песчаниках і алевролитах . По мінеральному складу породи пласта ЮС1 полимиктовые , у яких поруч із кварцом і полі-

выми шпатами є уламки эффузивных , глинистих , кварці-

вополевошпатовых порід , сланців і слюд .Зустрічаються выветрен-

ные уламки польових шпатов і эффузивов , заміщені глинис-

тыми мінералами . Слюды часто гидротированы , із них развива-

ются псевдоморфози сидерита і хлорита . Дуже розвинена пири-

тизация , яка істотно знижує фильтрационно- ємнісні

властивості песчано-алевролитовых порід . Середнє значення порис -

тости 17% , проникності - 22,0 x 10 ^ 3 км ^ 2 . Водоудерживаю -

щая здатність - 34,4% .

                                        Пласт 3 БС 10 .

      Залежь нафти на пласті 3БС 10 встановлено на південно-східному

крилі структури .У цьому районі структури глиниста перемыч-

ка, поділяє пласти 1БС 10 і 2 БС 10 відсутня , до того ж час нижня частина пласта 2 БС 10 опесчанивается і представле-

на монолітним тілом , потужністю до 15 м .Від верхнього єдиного

пласта 1-2 БС 10 вона відділена глинистої перемичкою потужністю 8- 10 м . Залежь нафти приурочена до оскільки він розглядався пласту .

Позначка ВНК прийнята рівної 2363 м . Розмір поклади 4,1 x 6,4 км .

Тип поклади - пластова , сводовая . Емкостно - фільтраційні 

властивості пласта 3 БС 10 практично однакові з шаром       

2БС 10 .

                                          Пласт 2 БС 10 .

    

       Для пласта 2 БС 10 , присвяченого до підошві горизонту 

БС10 характерно досить часте переслаивание пісковиків з

аргалитами і алевролитами . Від пласта 1 БС 10 він відділений гли-

нистой перемичкою , потужність якої змінюється від 20 до 0 м.

На західному й східному крилах структури спостерігаються зони

повної глинизации піщаних відкладень пласта 2 БС 10 . На юго-

західному крилі структури встановлено зона злиття піщаних відкладень пласта 1БС 10 і 2 БС 10 , що свідчить про тому ,

що поклади нафти пластів 2 БС 10 і одну БС 10 є

єдину гидродинамическую систему із ВНК , прийнятим навколо оцінки 2346 м . Із заходу , северо - заходу , северо - сходу за-

лежь пласта 2 БС 10 обмежена зонами заміщення проникних

відкладень . На півночі поклад пласта 2 БС 10 сполучається з за-

лежью аналогічного пласта Западно -Сибірського родовища .

Розміри поклади 19,7 x 20,5 км . Тип поклади - шарова , сводовая

з литологическим екраном .

      Пласт 2 БС 10 складний песчаниками , алевролитами , уплотнен-

ными глинами . Пласт розділений глинистыми прошарками п'ять - 14

піщаних пропластков , завтовшки від 0,4 до 9,2 м . Коллекторами

пласта є кварц і польові шпаты , уламки порід склад-

ляют 10-12 % , слюда і хлорид 1-3 % . У частині пласта зростає кількість каолинита . Цемент порово - плівковий ,

складного складу . На уламках зерен зустрічаються хлоритовые плівки . Склад алевролитов аналогічний песчаникам ,з урахуванням раз-

мерів зерен . Для низу пласта характерні прослои пісковиків з кальцитовым цементом , які є колекторами Южно-Сургутского родовища .

     Кількість їх зростає у західному й північно-західному на-

правлінні . Середнє значення пористости прийнято рівним 23,0 %.

Проницаемость змінюється від 0 , 2 до 880 x 10 ^ -3 , cреднее її 

значення 114 x 10 ^ - 3 мкм ^ 2 . На північ і заходу від централь-

іншої частини фільтраційні властивості порід зменшуються .

     Середнє значення водоудерживающей здібності становить

38,7 % . Для нефтенасыщенных колекторів вона нижча (36,6 % ) ,

ніж для водонасыщенных (44,8 % ) , що цілком узгоджується з більш промінь-

ши їх проницаемостью .

                                         Пласт 1 БС 10 .

     Виділяється в покрівельної частини пласта БС10 . На півночі поклад

сполучається з аналогічної залежью Западно-Сургутского місце-

народження , на северо- західному крилі обмежена зоною замеще-

ния колекторів . Під час проведення розвідувальних робіт Главтю-

менгеологии і Главтюменнефтегаза на східному ділянці місце-

народження встановлено злиття поклади нафти пласта 1 БС 10 Южно- Сургутского родовища з аналогічної залежью нафти

у районі свердловин № 77р , 61р , 84р Восточно - Сургутского місце-

народження . У цьому районі поклад нафти пласта 1 БС10 ограни-

чена зоною повної глинизации піщаних відкладень .Поклади плас-

тов 1 БС 10 і 2 БС 10 гидродинамически пов'язані між собою і злочини

мають єдину оцінку ВНК рівну 2346 м .

     Розміри поклади пласта 1 БС10 32,2 x 25,5 км . Тип поклади плас-

товая , сводовая з литологическим екраном .

     Пласт 1 БС 10 розкрито на глибині 2310- 2410 м .

Загальна потужність пласта 9,2 x 18,2 м . Найбільша потужність від-

мечается в розрізах свердловин південного і південно-західного крила

структури .Коллекторами нафти пласта 1 БС 10 служать пісковики і алевролиты . Литологическая характеристика подібна до характе-

ристикой пласта 2 БС 10 . Коллектора мають високі показники   

фільтраційних властивостей . Середнє значення пористости - 24 % .

Проницаемость змінюється широтою діапазону від 1,4 до 2700 x

x 10 ^ - 3 мкм ^ 2 .

Страница 1 из 3 | Следующая страница

Схожі реферати:

Навігація