Отчет по практике: Приобское месторождение нефти и газа

24

МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования

«Сибирский государственный университет геосистем и технологий»

(СГУГиТ)

ОТЧЕТ

УЧЕБНАЯ ПРАКТИКА:

практика по получению первичных профессиональных умений и навыков,

В ТОМ ЧИСЛЕ ПЕРВИЧНЫХ УМЕНИЙ И НАВЫКОВ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ

по основам горного дела

Новосибирск - 2019

ОГЛАВЛЕНИЕ

месторождение приобский нефть газ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНЬЯ О МЕСТОРОЖДЕНИ

2. ГЕОЛОГИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3. ЗАПАСЫ НЕФТИ И ГАЗА

4. ДИНАМИКА И СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

5. БЕЗДЕЙСТВУЮЩИЙ ФОНД СКВАЖИН

6. ПРАВИЛА ТЕХНИКИ БЕЗОПАСНОСТИ В ПОДЗЕМНЫХ ВЫРАБОТКАХ

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ВВЕДЕНИЕ

Учебная практика: практика по получению первичных профессиональных умений и навыков, в том числе первичных умений и навыков научно-исследовательской деятельности по основам горного дела проводится с целью закрепления знаний основных принципов ведения горных работ при добыче полезных ископаемых в различных горно-геологических условиях.

Задачами учебной практики по получению первичных профессиональных умений и навыков, в том числе первичных умений и навыков научно-исследовательской деятельности по основам горного дела является практическое закрепление теоретических знаний по основам горного дела, полученных в период обучения.

1. ОБЩИЕ СВЕДЕНЬЯ О МЕСТОРОЖДЕНИИ

Приобское месторождение открыто в 1981 году разведочной скважиной 1р, пробуренной на Асомкинской площади, введено в разработку в 1986 году. Нефтеносность связана с терригенными отложениями верхнеюрского возраста васюганской свиты - пластом ЮС1 (Ю11). По состоянию на 01.01.2019г. по пласту ЮС1 выделено две залежи: основная и Западно-Фаинская. Основная залежь объединяет ранее выделенные в подсчете запасов, утвержденные ГКЗ (протокол от 29 июня 1994 г. № 255 дсп.) пять залежей - Асомкинская, Средне-Асомкинская, Южно-Асомкинская, Восточно-Асомкинская и р-н скв. 29р. По состоянию на 01.01.2003г. в эксплуатации находятся три площади: Асомкинская, Средне-Асомкинская и Южно-Асомкинская, Западно-Фаинская залежь по состоянию 01.01.2003 г. не эксплуатируется. Пробуренный на Приобском месторождении фонд составляет 708 скважин, в т.ч. эксплуатационный 470 (из них добывающих -371, нагнетательных -99), не эксплуатационный - 238 ед., из них 15 скважин пробурено на сеноман. Накопленная добыча составляет: нефти 14060.0 тыс.т или 16.3% от начальных балансовых запасов и 50.6% от начальных извлекаемых запасов основной залежи, жидкости - 20828.7 тыс. т. В пласт закачано 32139.8 тыс.м3 воды. Средний дебит по нефти равен 24.12, жидкости - 53.95 т/сут, обводненность составила 55.3%, текущая компенсация равна 140.8, накопленная 137.4%.

Изучаемая территория, включающая в себя Приобское месторождение, субширотно пересекается рекой Обь (рисунок 1.1).

Недропользователем месторождения является ОАО "Юганскнефтегаз" на основании лицензии, выданной администрацией Ханты-Мансийского автономного округа (лицензионный блок № 983, лицензия ХМН 00983 НЭ от 30.04.99г.).

Рисунок 1.1 - Приобское ООО «Юганскнефтегаз»

Подсчет запасов нефти и газа по Приобскому месторождению выполнен по состоянию на 01.01.1993 г. и утвержден в ГКЗ СССР протоколом № 255 от 29.06.1994г. в количестве: по категории В+С1 - геологические 57478, извлекаемые 18709 тыс.т; по категории С2 - геологические 4292 и извлекаемые 858 тыс.т.

На государственном балансе РФ на 01.01.2003 по Приобскому месторождению числятся запасы нефти по следующим категориям:

По основной залежи: ВС1 - 87636 тыс. т;

По Западно-Фаинской залежи: С1 - 6914 тыс. т, С2 - 7509 тыс. т;

По месторождению в целом: ВС1 - 94550 тыс. т, С2 - 7509 тыс. т.

Западно-Фаинской площади - пласт ЮС1 по категории С1 - 5774 тыс.т, по категории С2 - 7685 тыс.т.

В целом по месторождению в лицензионных границах геологические запасы по категориям ВС1 составили 95446 тыс.т., по категории С2 - 7685 тыс. т. За лицензионной границей геологические запасы категории ВС1 составили 89 тыс.т, по категории С2 - 285 тыс.т. Величина балансовых запасов нефти по оперативному пересчету запасов в целом по месторождению изменилась незначительно относительно запасов, числящихся на балансе РФГФ по категории ВС1 запасы увеличились на 1.0 % (985 тыс. т), по категории С2 - увеличились на 6.1 % (461 тыс.т), по категориям ВС1С2 - увеличились на 1.4 % (1446 тыс. т).

Подсчет запасов нефти и газа по месторождению утвержден в ГКЗ СССР протоколом № 255 от 29.06.1994г. в количестве 57478/18709 тыс.т по категории В+С1 и 4292/858 тыс.т по категории С2. КИН соответственно 0.325 и 0.200.

2. ГЕОЛОГИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Свойства и состав нефти, газа и воды Приобского месторождения определены по пластам АС10, АС11 и АС12.

Исследование свойств отобранных поверхностных и глубинных проб пластовых флюидов выполнялось в аккредитованных лабораториях геолого-тематической партии по подсчету запасов нефти ООО "Юганскнефтегаз", СибНИИНП, а также в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии.

Информация о результатах экспериментального изучения свойств и состава нефти, принятая за основу при выводе средних значений параметров, представлена в таблицах 2.2.1-2.2.2.

Таблица 2.2.1 - Свойства нефти

Как видно из таблицы 2.2.1, пластовые нефти Приобского месторождения находятся в условиях высоких пластовых давлений (в среднем 25 МПа) и температур (от 87,3 - для пласта АС10 до 89,2 0С - для пласта АС12). В условиях пласта нефти недонасыщены газом, давление насыщения их намного ниже пластового и изменяется в диапазоне от 10,2 (пласт АС10) до 10,9 МПа (пласт АС12). По значениям вязкости в пластовых условиях, нефти месторождения относятся к маловязким (1.42 мПа·с). Плотность в пластовых условиях меняется от 785,9 (пласт АС10) до 771,1 кг/м3 (пласт АС11).

Оценивая в целом приведенные данные лабораторных исследований физико-химических свойств нефти можно заключить, что по таким параметрам, как газосодержание, объемный коэффициент, давление насыщения, вязкость, плотность и коэффициент сжимаемости нефти пластов АС10, АС11 и АС12 близки между собой. Наиболее легкой является нефть пласта АС11, она же имеет наибольшие значения давления насыщения, газосодержания и объемного коэффициента и наменьшие - вязкости в пластовых условиях. Нефть пласта АС10 наиболее тяжелая, она имеет наименьшие значения давления насыщения, газосодержания и объемного коэффициента и наибольшую вязкость. Нефть пласта АС12 по свойствам занимает промежуточное положение.

Нефтяной газ жирный. Газ, выделяющийся при однократном разгазировании нефти пласта АС11 в стандартных условиях, более обогащен тяжелыми углеводородами (С6Н14 + высшие - 2,14 %), чем газ других пластов; молярная доля метана в газе однократного разгазирования пласта АС10 ниже (58,90 %), чем в АС11 и АС12 (61,00 и 64,56 % соответственно). Составы нефтей пластов АС10-12 близки между собой. Так, молекулярная масса пласта АС10 - 149, АС11 - 142, АС12 - 146.

По данным, следует, что нефти Приобского месторождения характеризуются как сернистые, парафинистые, малосмолистые, с содержанием асфальтенов от 2,62 (пласт АС11) до 8,33 % (пласт АС10), с выходом фракций до 350 0С от 62,6 (пласт АС11) до 69,0 % обьемных (пласт АС12). Технологический шифр нефти пластов - II Т1П2.

Таблица 2.2.2 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %)

В связи с тем, что в пределах лицензионного участка ООО «Юганскнефтегаз» ни по одной из скважин вышеуказанных продуктивных пластов Приобского месторождения притока воды не получено, в настоящей работе не приводится раздел, посвященный свойствам и составу пластовых вод.

3. ЗАПАСЫ НЕФТИ И ГАЗА

На Приобском месторождении запасы нефти и растворённого газа подсчитаны Тюменской тематической экспедицией Главтюменьгеология и утверждены ГКЗ СССР в 1988 году - протокол № 10581от 27 декабря.

На дату утверждения запасов месторождение находилось на стадии разведки. Запасы нефти были утверждены по пяти продуктивным пластам - АС7, АС9, АС10, АС11, АС12 (категории С1 и С2).

Утверждённые ГКЗ начальные запасы нефти по категории С1 составили 1827866 тыс.т, извлекаемые - 565050 тыс. т; категории С2 - 524073 тыс. т, извлекаемые - 48970 тыс. т. Извлекаемые запасы нефти категории С2 на дату утверждения составляли 8 % от извлекаемых запасов нефти месторождения.

Основным продуктивным пластом месторождения является пласт АC12. Утвержденные ГКЗ запасы нефти по пласту АC12 (категория С1) составили 930493 тыс.т, извлекаемые - 248920 тыс.т. По категории С2 - 307800 тыс.т, извлекаемые - 19790 тыс.т.

За истекший с момента утверждения запасов период на месторождении разбурены эксплуатационные участки на основных продуктивных пластах, уточнены контуры нефтеносности и на государственном балансе числятся скорректированные запасы.

Числящиеся на балансе РФГФ запасы нефти Приобского месторождения по категории В+С1 составили: геологические 2476258, извлекаемые - 730001 тыс. т, по категории С2 геологические - 367501, извлекаемые 54553 тыс. т. По основному продуктивному пласту АС12, начальные числящиеся на балансе геологические запасы нефти составили 1286615 тыс. т (категория В+С1) и 203081 тыс. т (категория С2) и извлекаемые соответственно 326734 и 36346 тыс. т.

В целом по месторождению по категориям ВС1 геологические запасы увеличились на 35%, извлекаемые - на 29 %; по категории С2 геологические запасы уменьшились на 30%, извлекаемые увеличились на 20%.

4. ДИНАМИКА И СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ ПРИОБСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Бурение эксплуатационных скважин на месторождении было начато в 1988 году на Левобережной его части, ввод в разработку Правобережного участка осуществлен позднее - в 1999 году. Добыча нефти на Островном участке началась во второй половине 2003 г.

В таблице 3.1 и на рисунке 3.1 представлены фактические показатели разработки Приобского месторождения в целом. Накопленная добыча нефти по месторождению составила 66,6 млн.т., жидкости 77,2 млн.т., накопленная закачка воды - 106,1 млн.м3. Динамика добычи нефти в целом по месторождению характеризуется непрерывным увеличением объемов добычи.

Освоение системы нагнетания было начато в 1991 г., а в 1992 г. объем закачки был доведен до 620 тыс.м3 в год. В дальнейшем, на протяжении следующих пяти лет, эта величина практически оставалась неизменной, не превышая уровня в 780 тыс.м3 в год. Начиная с 1997 г. отмечается бурный рост объема закачиваемой воды в 2000 г. он достиг величины 2,9 млн.м3. С 2001 года закачка возрастала кратно, в 2004 году объем закачки составил 41,4 млн. м3. Для добычи нефти и жидкости 2000г. также является переломным и с 2001 г. наблюдается значительный рост добычи. Значительный рост объемов закачки воды, привел к пропорциональному росту обводненности которая за период 2000-2004 гг. выросла с 3,8 до 28 %.

Динамика фонда скважин и характеристик их эксплуатации по месторождению в целом показана в таблице 3.2 и на рисунке 3.1.

Ввиду того, что месторождение находится в начальной стадии разработки и активно разбуривается динамка фонда скважин характеризуется бурным ростом и низкой долей бездействующих скважин. Небольшое замедление темпов бурения отмечается в 2004 г.

Текущее состояние фонда нагнетательных и добывающих скважин Фаинского месторождения в целом и по эксплуатационным объектам характеризует таблица 3.3. На месторождении насчитывалось 836 добывающих и 331 нагнетательная скважины из них 688 и 278 действующих скважин соответственно.

Из общего фонда пробуренных и принятых из бурения скважин эксплуатационного фонда в категории ликвидированных числится 66 скважин. Часть пробуренных скважин использована в качестве пьезометрических (5 скважин) и контрольных (5 скважин - 0,6% пробуренного фонда). По проекту необходимо, чтобы количество контрольных скважин составляло 5% от эксплуатационного фонда скважин.

На дату анализа фонтанировало 38 скважин из 688 действующих; остальные скважины эксплуатировались механизированным способом: 86,9% фонда скважин было оборудовано установками ЭЦН и 7,3 % фонда - установками ШГН. Текущие средние дебиты скважин, оборудованных ШГН, составляют: нефти - 3,7 т/сут, жидкости - 4,7 т/сут, скважин, оснащенных ЭЦН, - 93,7 т/сут и - 143,4 т/сут, фонтанных скважин - 0,6 т/сут и - 3,7 т/сут, соответственно. Две скважины эксплуатируются при помощи струйных насосов их средний дебит - 7,5 т/сут и - 9,2 т/сут по нефти и жидкости соответственно.

Характерной особенностью эксплуатации Приобского месторождения является то, что подавляющее большинство скважин совместно эксплуатируют два пласта и более.

На дату анализа на месторождении четко прослеживаются три участка разработки Лево- и Правобережный и недавно введенный в разработку Островной участок. Учитывая совместный характер вскрытия, а также близость коллекторских свойств и свойств пластовых флюидов пластов АС10-12, показатели разработки в дальнейшем будут проанализированы по участкам (Левый, Правый берег и Остров). Сводные технологические показатели разработки по месторождению в целом приведены в таблице 3.4.