Материал: Южно-Сургутское месторождение

Южно-Сургутское месторождение

ВВЕДЕНИЕ

После окончания второго курса филиала ТюмГНГУ в г. Нефтеюганске я проходил производственную практику по специальности 130500 «Нефтегазовое дело» в ООО «РН-Юганскнефтегаз» - одном из крупнейших нефтедобывающих предприятий России. Я считаю, что производственная практика необходима каждому студенту, так как невозможно получить полноценное высшее образование без ее прохождения.

Цели и задачи практики:

Главная цель производственной практики заключается в предоставлении возможности будущему специалисту получить навыки в области избранной профессиональной деятельности. А также в возможности проявить полученные во время учебы знания и умения на практике.

Перед прохождением практики передо мной стояли задачи:

) Ознакомление с процессами бурения нефтяных скважин,

добычи нефти и обустройством нефтяного месторождения;

) Ознакомление с основным оборудованием, применяемым при

бурении и эксплуатации нефтяных скважин;

) Ознакомление с основным звеном нефтедобывающей промышленности - нефтяным промыслом и его производственно-хозяйственной деятельностью;

) Получение определенных практических знаний, способствующих лучшему усвоению теоретического материала в процессе дальнейшего обучения по данной специальности.

. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 История освоения месторождения

Южно-Сургутское месторождение было введено в 1976 году. Сейчас это месторождение практически все разбурено. Запасы около 200 млн. тонн. Основные залежи находятся в пластах БС10,11, ЮС1. Пласты имеют хорошие коллекторские свойства. Месторождение находится на второй стадии разработки, то есть добыча нефти в основном ведется при помощи насосов.

На Южно-Сургутском месторождении стратиграфический разрез представлен породами палеозойского фундамента, корой выветривания триасового возраста и осадочными породами от юрской до четвертичной систем. месторождение пласт скважина добыча

Сложность в регулировании процесса разработки Южно-Сургутского месторождения составляет один из самых больших по ООО "РН-Юганскнефтегаз" нерентабельный фонд - 26%.

В геологическом строении принимают участие отложения четвертичного, палеогенного, мелового и юрских возрастов. Породы палеозойского фундамента вскрыты на соседних площадях на глубине 4600м.

В тектоническом отношении Южно-Сургутское месторождение приурочено к Сургутскому своду и расположено в юго-восточной части. По опорному отражающему горизонту "Б" (кровля верхней юры) месторождения представляет собой моноклинный склон, осложненный структурными носами и не большими куполами.

В настоящее время установлено, что в пределах Южно-Сургутского, Западно-Сургутского и части Восточно-Сургутского месторождений имеет место единая залежь нефти горизонта БС10.

Южно-Сургутское месторождение, как и в большинство месторождений Сургутского свода характеризуется большим диапазоном нефтеносности юрских и меловых отложений. По результатам бурения разедочных и эксплуатационных скважин нефтеносность Южно-Сургутского месторождения установлена в отложениях тюменской свиты (пласт ЮС2), васюгаиской свиты (пласт ЮС1) и в горизонтах БС10.

Низкие значения коллекторских свойств пород обусловлены наряду с факторами уплотнения их литологическими особенностями, в частности, они связаны с вторичных преобразованием пород, а так же с высоким содержанием в них глинистого, карбонатного и железистотитанестого цемента.

История разработки горизонта БС10 в достаточной степени уникальна. На начальной стадии применялась трехрядная схема расположения скважин, затем уплотняющим бурением был осуществлен переход к блочно-квадратной сетке.

В октябре 1991 года СибНИИНП проверили работу по уточнению геологического строения, анализу эффективности мероприятий по совершенствованию разработки горизонта БС10 и составлен проект разработки и рекомендован к внедрению 3 вариант со следующими положениями и технико-экономическими показателями:

выделение трех объектов разработки;

применение по пластам БС10 и БС11 блочно-замкнутой системы разработки с плотностью сетки 20 и 16 га/скв, по пласту ЮС1 - 12 га/скв;

максимальный уровень:

добычи нефти - 11775 тыс.тонн (1985 г.);

добычи жидкости - 26928 тыс.тонн (1988 г.);

закачка воды - 34117 тыс.м (1989 г.);

максимальный темп отбора - 5,6%;

фонд для бурения - 318 скважин размещенный.

1.2 Географическое расположение.

Южно-Сургутское месторождение расположено в Ханты-Мансийском автономном округе Тюменской области в 20 км северо-восточнее г. Нефтеюганска. Месторождение расположено в междуречье реки Обь и протоки Юганская Обь. Месторождение расположено в непосредственной близости от железной дороги Тюмень - Сургут. С г.Нефтеюганском месторождение связано бетонной дорогой. C 1968 года в районе месторождения действует нефтепровод Усть - Балык - Омск.

В геоботаническом отношении это под-зона средней тайги. Зональными элементами растительности здесь являются таежные, елово-кедровые леса кустарничково-зеленомошной группы и производные от них сообщества с участием лиственных пород. Ближайший крупный город - Нефтеюганск. Климат района резко континентальный, достаточно суровый, с продолжительной зимой и коротким тёплым летом.

Рисунок 1.2 Обзорная карта месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз»

. ЦЕХ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА №1

2.1 Назначение и численность

Цех добычи нефти и газа обеспечивает производственный процесс добычи в соответствии с проектом, стандартами, требованиями норм и правил безопасности.

Списочная численность работающих в ЦДНГ- 1 на 01.05.2014г. составляет 117 человек, в том числе ИТР - 27 человек. Начальник ЦДНГ- 1 - Гурьев Евгений Валерьевич. С начала разработки трудовым коллективом ЦДНГ- 1 добыто 176 465 тыс. тонн нефти, в том числе на следующих месторождениях:

Южно-Сургутское - 175 884 тыс. т;

Восточно-Сургутское - 581,5 тыс. т;

На территории ЦДНГ- 1 расположены объекты сбора, подготовки и транспортировки нефти: ДНС-2ЮС с УПСВ, УПН-4.

2.2 Географическое расположение

ЦДНГ- 1 находятся в центральной части Западно-Сибирской равнины, в Ханты-мансийском автономном округе в 50 км от г. Нефтеюганска. В административном отношении относится к Нефтеюганскому, Сургутскому району, ближайшим из населенных пунктов является г. Нефтеюганск.

Рисунок 2.2 Карта месторождений, обслуживаемых ЦДНГ-1 ГУДНГ ООО «РН-Юганскнефтегаз»

.3 Основные показатели

Информация о добыче:

Информация о фонде скважин:

Информация о кустовых площадках и АГЗУ (ИУ):

Количество кустовых площадок - 190 шт.;

Количество АГЗУ (ИУ) - 239 шт.

Информация о механизированном фонде, МРП и СНО за скользящий год

Эксплуатация фонда производится механизированным способом, с диапазоном ЭЦН от 20 до 820 м3/сут (ЭЦН-20/ FC-6000) и обслуживается филиалом «Борец - Сервис - Нефтеюганск».

3. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ

3.1 Геологические сведения

В геологическом строении принимают участие отложения четвертичного, палеогенного, мелового и юрских возрастов. Породы палеозойского фундамента вскрыты на соседних площадях на глубине 4600 м.

В тектоническом отношении Южно-Сургутское месторождение приурочено к Сургутскому своду и расположено в юго-восточной части.

По опорному отражающему горизонту ’’Б’’ (кровля верхней юры) месторождение представляет собой моноклинный склон, осложненный структурными носами и небольшими куполами. Углы падения слоев составляет 3’’50’.

В настоящее время установлено, что в пределах Южно-Сургутского, Западно-Сургутского и части Восточно-Сургутского месторождений имеет место единая залежь нефти горизонта БС10.

Южно-Сургутское месторождение, как и большинство месторождений Сургутского свода характеризуется большим диапазоном нефтеносности юрских и меловых отложений. По результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин нефтеносность Южно-Сургутского месторождения установлена в отложениях тюменской свиты (пласт ЮС2) , васюганской свиты (пласт ЮС1) и в горизонтах БС10 .

Низкие значения коллекторских свойств пород обусловлены наряду с факторами уплотнения их литологическими особенностями, в частности, они связаны с вторичными преобразованиями пород, а также с высоким содержанием в них глинистого, карбонатного и железистотитанестого цемента.

Рисунок 3.1 Геологический профиль С - Ю пластов БС10 и БС11

.2 Стратиграфия

Геологический разрез месторождения сложен мезокайназойскими отложениями осадочного чехла, залегающего на поверхности складчатого фундамента, вскрытого на Мамонтовском месторождении в интервале глубин 3262 - 3294 м. и представленного андезитовыми и диабазовыми порфиритами и туфами.

Юрская система. В разрезе юрской системы выделяются отложения Тюменской (нижний и средний отделы), Васюганской, Георгиевской и Баженовской (верхнеюрский отдел) свит.Нижне-среднеюрские отложения объединяются в Тюменскую свиту, которая развита повсеместно в районах широтного приобья. Породы Тюменской свиты залегают на размытой поверхности палеозойского фундамента и сложены аргиллитами с незначительными прослоями алевролитов и песчаников. В скважине 1р толщина Тюменской свиты составляет 368 м., в кровле свиты залегает пласт ЮС 2 с признаками нефтеносности. При испытании в скважинах 10p, 11p, 1141p, 1142p, 1143p, 1146p, 1147p, получены притоки воды с нефтью дебитом от 12,9 до 0,2 мЗ/сут.

Георгиевская свита (киммеридж). Георгиевская свита литологически представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, в различной степени алевролитистыми, глауконитовыми, тонкоотмученными, содержащими фауну киммериджского возраста. Обстановка в момент накопления осадков свиты характеризовалась отсутствием волновой деятельности. В основании свиты отмечается 2-3-х метровый прослой глауконитовых песчаников, которые хорошо определяются резким повышением, значений по индукционному каротажу, что представляет собой хороший репер при детальной корреляции разреза. Толщина Георгиевской свиты в скважине 1р составляет 13 метров.

Баженовская свита (волжский, нижний берриас). Свита распространена на большой части территории Западно-Сибирской плиты и является литологическим региональным репером. Породы Баженовской свиты представляют собой наиболее глубоководные морские осадки юры: аргиллиты буровато-черные, битуминозные, массивные и плитчатые. Возраст волжский и нижне-берриаский. Толщина Баженовской свиты меняется от 30 до 34 метров. При испытании скважин 540р, 1223р из отложений Баженовской свиты (пласт ЮС0) получены непромышленные притоки нефти.

Меловая система. Система представлена всеми отделами и ярусами. К берриас-валанжинскому ярусу нижнемелового отдела относятся породы Мегионской свиты и низы Вартовской свиты. Система согласно и без перерыва залегает на отложениях верхней юры.

Нижний Мел представлен морскими, прибрежными и континентальными отложениями, формирование которых происходило в условиях неокомско-барремской регрессии и аптекой трансгрессии. Нижний Мел слагается осадками Мегионской, Вартовской, Алымской и нижней частью Покурской свиты.

Мегионская свита (берриас-валанжин). Свита выделяется над Баженовской свитой, имеет мега-косослоистое строение, обусловленное боковым заполнением глубоководного морского бассейна за счет поступления терригенного материала с юго-востока. В основании Мегионской свиты выделяется аргиллитистая темно-серая подачимовская пачка с редкими прослойками доломитизированных известняков с обуглившимися растительными останками. Пласты песчаников иногда сливаются в единую песчаную толщу или замещаются аргиллитами и алевролитами на близких расстояниях. Некоторые песчаные пласты ачимовской толщи по керну имеют слабые признаки нефтенасыщенности и при испытании в скважине 235р получена вода с пленкой нефти. Толщина ачимовской толщи около 160 - 180 метров. К верхней части приурочены основные продуктивные нефтеносные горизонты (БС10, БС11) Мегионской свиты, разрез которой заканчивается аргиллито-глинистой чеускинской пачкой.

Вартовская свита (готтерив - баррем) перекрывает отложения Мегионской свиты, слагается морскими и прибрежно-морскими осадками в виде неравномерного чередования аргиллитов и песчаников. В нижней части свиты преимущественно глины, преобладают аргиллиты темно-серые, слюдистые, плитчатые. Верхняя часть более опесчанена. Песчаники серые и зеленовато-серые, мелкозернистые с прослоями алевролитов, зеленовато-серых и зеленых глин и аргиллитов с зеркалами скольжения. В разрезе Вартовской свиты выделяются песчаные пласты БС1 - БС9, горизонт БС8 на Мамонтовском месторождении продуктивен. В верхней подсвите Вартовской свиты выделяются продуктивные песчаные пласты АС4 и АС5-6. Разделом между пластами группы АС и БС служат глины пимской пачки. Завершается разрез нижнемеловых отложений осадками апт-альбского яруса (алымская и низы покурской свит).

Верхний Мел. Верхнемеловой отдел объединяет сеноманский (верхи Покурской свиты), туронский и коньякский (Куэнецовская свита), коньякский и сантонский (Ипатовская свита), кампанский (Слагородская свита), маастрихтский и пантенский (Ганькинская свита) ярусы.Покурская свита (апт-альб-сеноман). К отложениям верхов К1 и низов К2, объединенных в Покурскую свиту, отнесены континентальные и частично прибрежно-морские осадки апт-альбского и сеноманского возраста. В нижней части (апт-альб) свита представлена толщей часто чередующихся между собой прослоев алевролитов, песков, слабосцементированных песчаников и глин. Накопление этой части свиты происходило в условиях морских и прибрежно-континентальных фациях.