Отчет по практике в нефте добыче

    Шестой водоносный комплекс приурочен  к континентальным отложениям  олигоценового и четвертичного  возрастов. Общая толщина на  месторождении достигает 490м.  Воды четвертичного горизонта  залегают на глубинах от 0 до 60-70м,  гидркарбонатные, минерализация  0,2 –0,4 г,л, пресные.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

         1.4  Характер распространения коллекторов по площади. Разрез горизонта БВ-8

    

   Коллекторы горизонта БВ8 на Повховском месторождении имеют субмеридиональное распространение. Оно обусловлено генезисом пород горизонта.    По этому признаку они могут быть отнесены к авандельтовым осадкам с присутствием в центральной части площади месторождения русловых фаций в меридиональном направлении. Здесь толща песчаных тел достигает 10 м и более. К востоку и западу отмечается резкое замещение песчаников. В начале происходит их расслоение на тонкие пропластки, затем – полное замещение глинистыми осадками.

   Для определения  характера распределения коллектора  по разрезу были составлены  детальные корреляционные схемы  и построены геологические разрезы  горизонта БВ8.   На геологических  разрезах также выделены эти  две зоны. Преимущественно верхняя  (гидродинамически связанная) в  пределах 20 метров и нижняя (прерывистая). Между зонами прослеживаются  глинистые прослои от 1 до 7 метров, в некоторых участках до 20 метров. В центральной части эти зоны  практически сливаются и граница  между ними проводится условно.

  Практически все эффективные  толщины гидродинамически связанной  зоны – нефтенасыщены. ВНК  1-й зоны ни в одной скважине  не вскрыт и принят условно  на отметке 2666 м. Максимально  глубокая отметка залегания нефтенасыщенных  коллекторов связанной зоны находится  на севере месторождения и  равна 2656 м (скв. 2675); минимальная  – 2488 м (скв. 1172) на юге. Области  с максимально большими и средними  нефтенасыщенными толщинами прослеживаются  от юго-восточной части через  центральную часть к северу.

   Гидродинамически  связанная зона контролируется  зонами глинизации коллектора  на 85-90 % всего периметра ловушки.

 Ниже по разрезу  залегает прерывистая зона, которая  представляет собой, преимущественно,  переслаивание прослоев коллекторов  с аргиллитами. Толщина глинистых  разделов между гидродинамически  связанной и прерывистой зонами  колеблется от 1 до 7 метров, на сводовых  участках глинистые перемычки  сокращаются до 0,8 м .

  По площади коллекторы  прерывистой зоны имеют большее  развитие, чем по вышележащей  связанной зоне.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.5 История освоения месторождения

  
  Основанием для поисково-разведочного бурения послужило наличие положительной структуры промышленной нефтеносности Покачевского, Варьеганского и других соседних поднятий.

   Поисковое бурение на  нефть и газ в пределах Средне- Варьеганской и Больше-Котухтинской  площадей началось в 1972 году. Первые  поисковые скважины №№ 1 и 7 были  заложены в присводовых частях  локальных структур с целью  изучения нефтегазоностности меловых  и юрских отложений и уточнения  тектонического строения, стратиграфии, литологии и коллекторских свойств  мезозойских образований.

   В 1972 году на Средне-Варьеганской  структуре скважиной № 7 была  выявлена залежь нефти пласта  БВ8. При испытании интервала 2594 – 2604 м в этой скважине был  получен фонтан нефти дебитом  82,5 м3/сут. через 8 мм штуцер. Пласт  Ю1 васюганской свиты не был  опробован, хотя по керну отмечался  нефтенасыщенный песчаник, приуроченный  к верхней заглинизированной  части пласта.

   Открытое месторождение  названо Повховским в честь  одного из первооткрывателей  месторождения нефти Широтного  Приобья.

   В конце 1972 года был  создан проект поисково-разведочного  бурения,  которым предусматривалось  бурение четырех первоочередных  и четырех зависимых скважин  в пределах Больше- Котухтинской  площади.

   В соответствии с этим  проектом скважина 1 была пробурена  в сводной части южного купола  Больше- Котухтинсой структуры. По  результатам промысловой геофизики  и испытаний было установлено,  что пласт БВ8 в скважине 1 заглинизирован, а пласт  БВ6 водоносен. Из  отложений васюганской свиты  (пласт Ю1) был получен приток  бурового раствора с нефтью. В  дальнейшем осуществление проекта  было продолжено на Средне- Ватьеганской  площади. В качестве базисного  был принят горизонт БВ8.

 Первые разведочные скважины  №№ 8, 9, 10, 11, 12, 13 пробуренные в 1973-1974 гг. размещались профилем по длинной  оси структуры и позволили  установить, что залежь распространяется  на всю группу локальных куполов,  которые образуют Средне- Ватьеганскую  структуру. Было выявлено значительное  увеличение эффективной толщины  пласта в южном направлении  и некоторое в северном.   

 В разрезах скважин,  пробуренных на западном погружении  поднятия, горизонт БВ8 оказался 

практически заглинизированным. Таким  образом, уже на начальной стадии разведки в западной части площади  была выявлена зона замещения песчаников горизонта глинами.

 В связи с необходимостью  ускоренного ввода месторождения,  в разработку 1976 году был составлен  проект доразведки Повховского  месторождения, где по Повховско  – Больше- Котухтинской площади  для оценки запасов нефти по  промышленным категориям предусматривалось  бурение 61 скважины, включая 26 пробуренных  на дату составления проекта.

   Скважины предлагалось бурить  по сетке 3х4 км в предполагаемой  продуктивной зоне развития коллекторов  пласта БВ8. Кроме того, в присводовых  частях Больше- Котухтинской структуры  проектировались две поисковые  скважины на юрские отложения  и одна в зоне сочетания  с Вынгапурским месторождением  со вскрытием нижнесреднеюрских  пород.

 Согласно проекта разработки, в районе проектной скважины  № 42, предусмотренной на юрском  отложении, вскрыты верхнеюрские, продуктивные породы васюганской  свиты (Ю1), где при испытании  интервала 2960 - 2963 м был получен  фонтан нефти дебитом 30,7 м3/сут.  через 6 мм штуцер.

    С целью разведки юрской  залежи в пределах Больше-  Котухтинской структуры в 1979 году  были пробурены скважины, которые  позволили установить некоторые  закономерности в строении продуктивного  пласта.

 Было установлено, что юрская  залежь имеет подчиненное значение  и основным объектом разведки  и эксплуатации является горизонт  БВ8. Дальнейшая доразведка месторождения  производилась в основном с  целью детализации основного  объекта горизонта БВ8.

   За период с 1981 по 1982 гг. было пробурено 8 разведочных  скважин. Выполненный дополнительный  объем геологоразведочных работ  не внес существенных изменений  в представление о геологическом  строении. По пластам БВ8 была  уточнена граница залежи.

 С июня 1978 года Повховское  месторождение введено в разработку  согласно технологической схеме,  утвержденной в 1976 году.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

                 2 Сбор и подготовка нефти, газа и воды

 

          2.1 Групповая замерная установка. 

 

Поднятая из скважины на поверхность газожидкостная смесь  за счет пластовой энергии или  установленных в скважине насосов, доставляется на групповые пункты. Они объединяют до 14 скважин и  позволяют осуществлять следующие  операции:

1. Замерять дебит скважины;
2. Определять количество воды в жидкости;
3. Отделять газ от жидкости и замерять его объем;
4. Передавать информацию о дебите отдельно по каждой скважине и суммарное количество добытой жидкости  в целом по групповой установке на диспетчерский пункт.

 В настоящее время  на промыслах получили распространение  автоматизированные групповые замерные  установки блочного типа (АГЗУ) «Спутник».  Они разработаны Октябрьским  объединением «Башнефтемашремонт».

Технологическая схема внутрипромыслового сбора нефти и газа описывается  так. Скважинная газожидкостная смесь (ГЖС) поступает в распределительную  батарею групповой установки, рассчитанную на подключение 14 скважин. По заданной программе поочередно каждая из подключаемых скважин специальным вращающимся  устройством переключается на замер.

Переключатель представляет собой два вставленных один в  другой цилиндра. Наружный цилиндр  соединен со всеми скважинами, работающими  на эту групповую. Внутренний цилиндр  имеет возможность вращаться  автоматически по заданной программе  и, вращаясь, он поочередно подставляет  имеющееся на его цилиндрической поверхности отверстие к каждому  скважинному трубопроводу, подключенному  к наружному цилиндру. Таким образом  образуется канал, по которому ГЖС из отдельной скважины поступает в  сепаратор. Другие скважины в это  время работают в общий трубопровод.

Из переключателя ГЖС  направляется в сепаратор, где происходит отделение газа от жидкости, после  чего жидкость поступает к турбинному расходомеру, газ – к расходомеру  газа. Отсепарированный газ и прошедшая  замер жидкость сбрасываются в общий  трубопровод.

Сепаратор групповой установки  выполнен в виде двух горизонтальных цилиндров, снабженных гидроциклонами. В гидроциклоне за счет центробежной силы, возникающей при винтообразном  движении ГЖС, жидкость, как наиболее тяжелый агент, отбрасывается к  стенкам сосуда, газ остается в  центральной части. В верхнем  цилиндре происходит сепарация, в нижнем накапливается  жидкость.

Замерная установка снабжена влагомером, который определяет количество воды в нефти, и блоком местной  автоматики, управляющим работой  и передающим информацию (БМА).

Если сборный пункт  расположен на значительном удалении от скважин, их энергии может оказаться  недостаточно для доставки туда ГЖС. Тогда сооружают промежуточные  насосные станции, получившие название дожимных (ДНС). Здесь поступившая  от групповых установок ГЖС проходит частичную сепарацию и водоотделение, после чего жидкость поступает к  перекачивающим насосам и подается на сборный пункт. Газ по отдельному трубопроводу направляется на газоперерабатывающий завод.

 

2.2 Установка комплексной подготовки нефти.

 

Установка комплексной подготовки нефти (УКПН) выполняет следующие  функции:

1. Отделяет газ от нефти;
2. Отделяет воду от нефти;
3. Очищает нефть от солей;
4. Очищает нефть от механических примесей;
5. Производит отбор бензиновых фракций из газа (стабилизация нефти);
6. Производит откачку нефти товарно-транспортному управлению (ТТУ);
7. Производит откачку газа газодобывающему промыслу;
8. Производит откачку бензина газоперерабатывающему заводу;
9. Подготавливает воду для закачки в пласт.

УКПН выполняют заключительные операции с добываемой нефтью и формируют  качественные и количественные показатели работы нефтегазодобывающих промыслов.

В зависимости от принципа очистки нефти от воды получили применение термохимические (ТХУ) и электрообезвоживающие (ЭЛОУ).

Газожидкостная смесь  из групповой установки поступает  в сепаратор первой ступени, где  происходит частичное отделение  газа от жидкости. Затем ГЖС поступает  в сепараторы второй ступени –  концевые сепарационные установки. Здесь происходит окончательное  отделение газа, и жидкость через  теплообменник направляется в трубчатую  печь. По пути движения в жидкость вводят деэмульгатор, который при нагреве  жидкости ускоряет процесс разрушения эмульсии. Для очистки от солей  в нефть вводят пресную воду, которая  отмывает соли.

3  Автоматизация  и телемеханизация по добыче  нефти. Управление  технологическими  процессами с помощью современных  ЭВМ

 

3.1 Комплексная автомотизация

 

Комплексная автоматизация и телемеханизация  газодобывающих предприятий

В последние  годы ускоренно осуществляется комплексная  автоматизация и телемеханизация  основных технологических и вспомогательных  объектов ГДП, являющихся основой функционирования автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) добычи и подготовки природного газа к транспорту.

Комплексная автоматизация и телемеханизация  ГДП проводится на базе современных  систем автоматики и телемеханики, позволяющих осуществлять автоматизированные контроль, управление и регулирование  технологических процессов.