Разработка нефтяного месторождения - Дипломная работа

Северо-Останинское месторождения открыто в 1977 г. бурением разведочной скважины №3Р, в которой в результате испытания получен фонтан нефти дебитом 33 м3/сут и газа дебитом 3,8 тыс. м3/сут из пласта М. По состоянию на 01.01.2012 г., учтенные Госбалансом РФ запасы нефти по месторождению оценены по категориям С1 в количестве: нефть: категория С1 - 2548/1588 тыс. т. По месторождению с момента открытия было составлено два проектных документа. На основании совместного решения федерального агентства по недропользованию с ЦКР Роснедра в 2008 году было принято решение о необходимости составления нового проектного документа перед началом разработки Северо-Останинского нефтяного месторождения. В связи с тем, что новых геолого-промысловых данных после составления проекта пробной эксплуатации Северо-Останинского месторождения в 2001 году не получено, основные геологические представления и технологические решения при составлении нового проекта пробной эксплуатации нефтяного Северо-Останинского месторождения остались без существенных изменений.В соответствии с существующим стратиграфическим расчленением в Нюрольском структурно-фациальном районе, в составе которого входит Северо-Останинская площадь, палеозойские образования представлены отложениями ордовика, силура девона и карбона (рис. Они вскрыты скважинами только на Северо-Калиновой, Нижнетабаганской площадях, где представлены сероцветными конгломератами, гравелитами, песчаниками и аргиллитами. В соответствии с МСК 2006, Северо-Останинская площадь территориально входит в Нюрольский района Обь-Тазовской фациальной зоны, где в составе юрской системы выделяют отложениями тюменской, васюганской и баженовской свит. Отложения нижней, средней и верхней юры представлены терригенно-полимиктовой угленосной (тюменская свиты), терригенно-глауконитовой (васюганская, георгиевская свиты) и глинисто-битуминозной (баженовская свита) формациями. На отложениях васюганской и георгиевской свит с незначительным стратиграфическим несогласием (васюганская свита) либо согласно (георгиевская свита) залегают глубоководно-морские отложения баженовской свиты, отвечающие максимуму трансгрессивной фазы осадконакопления.Общий фонд добывающих скважин на период 2010 г. составляет всего 2 скважины из них в действующем фонде 1 скважина и одна скважина в освоении (по проекту 5 скважин) (табл. Общий фонд добывающих скважин составляет 4 скважины из них в действующем фонде 3 скважины и одна скважина в освоении (по проекту 6 скважин). За период 2010-2011 гг. общий фонд добывающих скважин составил всего 5 скважины, из них в действующем фонде 3 скважины и две скважины в освоении (по проекту 11) что также существенно отстают от проектных показателей (рис. В конце марта 2012 г. были пробурены и освоены, а в апреле в ведены в эксплуатацию скважины: №9 с дебитом 27,8 т/сут, с обводненностью 1,8%; №27 с дебитом 24 т/сут, с обводненностью 2,0%; №37 с дебитом 6,7 т/сут, обводненностью 75,7%, а в июле пробурены, освоены и в августе месяце введены в эксплуатацию 3 скважины на 1 кусту. Семь скважин (1г, 2г, 6г, 7г, 9,27,37) работают в постоянном режиме, три скважины (3,4,5) в периодическом режим.В данной выпускной квалификационной работе подробно рассмотрены общие сведения о месторождении, геолого-физические и фильтрационно емкостные характеристики пласта М Северо-Останинского нефтяного месторождения. Проведенный анализ разработки данного месторождения показал, что запроектированные уровни добычи нефти и жидкости достигнуты не были, это связано с отставанием фактического графика ввода скважин от проектного. Данное отставание объясняется следующими технологическими проблемами - сложности при бурении скважин (поглощение бурового раствора, прихваты бурильного инструмента), осложнения при отборе керна, задержки при проведении сейсморазведки 3Д и комплексных исследований керна и т.д.

План Факт План Факт

Северо-Останинское месторождения открыто в 1977 г. бурением разведочной скважины №3Р, в которой в результате испытания получен фонтан нефти дебитом 33 м3/сут и газа дебитом 3,8 тыс. м3/сут из пласта М. Запасы нефти Северо-Останинского месторождения приурочены к пласту М.

На Государственном балансе числятся запасы УВ по пласту М, подсчитанные и утвержденные ЦКЗ (протокол ЦКЗ от 11 февраля 1985 г.).

По состоянию на 01.01.2012 г., учтенные Госбалансом РФ запасы нефти по месторождению оценены по категориям С1 в количестве: нефть: категория С1 - 2548/1588 тыс. т.

По месторождению с момента открытия было составлено два проектных документа. Первый из них - Проект пробной эксплуатации Северо-Останинского нефтяного месторождения (Протокол ЦКР от 04.10.2001 №2744), который реализован не был. Разработка не велась. На основании совместного решения федерального агентства по недропользованию с ЦКР Роснедра в 2008 году было принято решение о необходимости составления нового проектного документа перед началом разработки Северо-Останинского нефтяного месторождения. В связи с тем, что новых геолого-промысловых данных после составления проекта пробной эксплуатации Северо-Останинского месторождения в 2001 году не получено, основные геологические представления и технологические решения при составлении нового проекта пробной эксплуатации нефтяного Северо-Останинского месторождения остались без существенных изменений. Проект был утвержден в 2008 г. (протокол заседания ЦКР Роснедра №4464 от 17.12.2008). По причине возникших технологических трудностей при реализации проекта пробной эксплуатации недропользователю не удалось собрать необходимые данные для выполнения подсчета запасов и ТЭО КИН. Несмотря на то, что запасы месторождения оценены по категории С1, остаются неопределенности, связанные со свойствами пластовых флюидов, оценкой продуктивности скважин и эффективностью запроектированной системы разработки.

1. Общие сведения о месторождении нефть месторождение геологический

В административном отношении Северо-Останинское нефтяное месторождение находится в Парабельском районе Томской области.

В орографическом отношении район представляет собой заболоченную равнину (до 30% территории - болота) с абсолютными отметками до плюс 134 м, находящуюся в междуречье рек Большой Омелич, Армич. Речная сеть представлена р. Чузик и ее притоками (р. Армич, р. Большой Омелич и пр.). Судоходна р. Чузик для мелких барж до с. Пудино. Вскрытие рек происходит в конце апреля, ледостав - во второй половине октября. Болота промерзают к концу января - началу февраля. Лес смешанный, с преобладанием лиственных пород (береза, осина); вдоль рек растет пихта, кедр. Климат района континентальный, с суровой продолжительной зимой и коротким теплым летом. Температура воздуха в среднем составляет зимой минус 20 - минус 25 ОС, летом плюс 15 - плюс 20 ОС. По количеству выпадаемых осадков район относится к зоне избыточного увлажнения. Среднегодовое количество осадков 400-500 мм. Снежный покров появляется в октябре и сохраняется до начала мая. Высота снежного покрова на открытых местах до 0,6-1 м, в залесненных - до 2 м.

Доставка грузов к району работ осуществляется по «зимнику» из г. Кедровый. В стадии строительства находится дорога в бетонном исполнении от г. Кедровый до Лугинецкого месторождения (через Герасимовское и Западно-Останинское месторождения). В непосредственной близости к западу от месторождения проходит нефтепровод Игольско-Таловое месторождение - Парабель (Рис. 1.1). Ближайший научно-промышленный, железнодорожный, речной и автотранспортный узел - г. Томск находится в 450 км к юго-востоку от месторождения. Строительный лес, необходимый для обустройства месторождения, имеется на месте. В западной части Западно-Останинского месторождения имеются небольшие запасы песков, супесей, используемых для отсыпки лежневых оснований для внутрипромысловых дорог и кустов. В районе с. Пудино выявлено месторождение керамзитовых суглинков. Данное сырье пригодно для производства керамзитового гравия марки 400-500 и попутного керамзитового песка марки 700, а также кирпича марки 100.

Для питьевого водоснабжения пригодны воды новомихайловской свиты, входящей в нерасчлененную на данном месторождении некрасовскую серию осадков. Для технического водоснабжения пригодны воды мощного регионально выдержанного сеноманского водоносного горизонта покурской свиты.

Рисунок 1.1 Обзорная карта Северо - Останинского месторождения

В данной выпускной квалификационной работе подробно рассмотрены общие сведения о месторождении, геолого-физические и фильтрационно емкостные характеристики пласта М Северо-Останинского нефтяного месторождения. Проведенный анализ разработки данного месторождения показал, что запроектированные уровни добычи нефти и жидкости достигнуты не были, это связано с отставанием фактического графика ввода скважин от проектного. Данное отставание объясняется следующими технологическими проблемами - сложности при бурении скважин (поглощение бурового раствора, прихваты бурильного инструмента), осложнения при отборе керна, задержки при проведении сейсморазведки 3Д и комплексных исследований керна и т.д. В связи с этим, степень изученности месторождения остается очень низкой. Поэтому необходимо продолжать освоение Северо - Останинское месторождения совместно с дорозведкой, что позволит получить более точную информацию о данном месторождении;

Также повлияли на показатели добычи нефти и жидкости низкие дебиты по скважинам, это характеризуется низким фильтрационно емкостными свойствами пласта (ФЕС) и осложнениями вовремя эксплуатации скважин, а именно отложения АСПВ на промысловом оборудовании.

Необходимо применить следующие методы: - Применение технологии кислотного ГРП;

- Кислотные промывки ПЗП;

- Применение тепловых, механических, химических и электротепловых методов борьбы с АСПО.

Применение выше перечисленных рекомендаций приведет к значительному увеличению продуктивности скважин, что позволит достичь проектных показателей добычи и утвержденный коэффициент извлечения нефти (КИН).

1. Ежова А.В. Изучение палеозойских коллекторов Северо-Останинского нефтяного месторождения по керну и шламу. Томск 2011.

2. Меркулов В.П. Лабораторные палеомагнитные исследования образцов керна скважины 3Э Северо-Останинского месторождения для определения ориентирования вскрытых отложений палеозоя. Томск 2011.

3. «ТОМСКНИПИНЕФТЬ», ОАО. Проект пробной эксплуатации Северо-Останинского месторождения. Томск 2012.

4. Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. Акульшин, А.А., и др. Москва: Недра, 1989.

5. Нестеров И.И., Салманов Ф.К., К.А. Шпильман. Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири. - М.: Недра, 1971.

6. Иванова М.М., Дементьева Л.Ф., Чоловский И.П. Нефтегазопромысловая геология и геологические основы разработки месторождений нефти и газа. - М.: Недра, 1992.

7. Бакиров А.А. Нефтегазоносные провинции и области СССР. - М.: Недра, 1979.

8. Борисов Ю.П., Рябинина З.К., Воинов В.В. Особенности проектирования разработки нефтяных и газовых месторождения с учетом их неоднородности. - М.: Недра, 1976.

9. Белкина В.А., Дорошенко А.А. Оценка и прогноз эффективности методов увеличения нефтеотдачи. Учебное пособие. - Тюмень: ТЮМГНГУ, 2004. - 128 с.

10. Богданов А.А. Погружные центробежные электронасосы для добычи нефти. - М.: Недра, 1986. - 272 с.

11. Лысенко В.Д. «Разработка нефтяных месторождений. Теория и практика» М. Недра, 1996.-93 с.

12. Бойко В.С. «Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений» М. Недра, 1990 г.

13. И.И. Кагарманов «Техника и технология добычи нефти», Томск. 2005.-176 с.

14. В.Н. Ивановский, С.С. Пекин, А.А. Сабиров «Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти». М.:ГУП Изд-во» Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002.256 с.

15. Сурков В.С., Трофимчук А.А., Жеро О.Г. и др. Мегакомплексы и глубинная структура земной коры Западно-Сибирской плиты. Москва: Недра, 1986.

16. Скважинные насосные установки для добычи нефти. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Сабиров А.А. Москва: «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2002.

17. ПБ 07-601-03. Правила охраны недр.

18. РД 08-492-02. Инструкции о порядке ликвидации, консервации скважин и оборудовании их устьев и стволов, утв. Постановлением Госгортехнадзора России от 22.05.2002 г. №22. Москва 2002.

19. РД 39-133-94. Инструкция по охране окружающей среды при строительстве скважин на нефть и газ на суше. Москва: ГП Роснефть НПО Буровая техника, 1994.

20. СП 2.1.5.1059-01. Гигиенические требования к охране подземных вод от загрязнения. Москва 2001.

21. ПБ07-601-03. Правила охраны недр. Госгортехнадзор России, 2003 г.

Размещено на