Оптимизация технологии очистки нефти

Страницы:   1   2   3

---

Содержание

 

Введение

1 Геолого-промысловая характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2.Геолого-геофизическая характеристика месторождения

1.2.1 Стратиграфия и литология

1.2.2 Тектоника

1.3 Нефтегазоносность месторождения

1.4 Физико-химические свойства нефти и газа

1.5 Запасы нефти и растворенного газа

2 Анализ текущего состояния разработки месторождения

2.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения

2.2 Анализ выполнения мероприятий по контролю за разработкой

2.3 Анализ состояния разработки и выполнения проектных технологических решений

2.3.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения

2.3.2 Характеристика состояния разработки. Сравнение проектных фактических показателей разработки

2.3.3 Сравнение норм отбора и фактических показателей разработки

2.3.4 Анализ эффективности геолого-технических мероприятий на Восточно-Ламбейшорском месторождении (D3fm1-zd)

2.3.5 Уточнение технологических показателей и совершенствование системы разработки

3 Оптимизация технологии очистки нефти от сероводорода на установке подготовки нефти с целью повышения качества товарной нефти для Восточно-ламбейшорского месторождения

3.1 Общая характеристика установки подготовки нефти(УПН) «Восточный Ламбейшор»

3.2 Описание технологического процесса УПН

3.2.1 Первая ступень сепарации

3.2.2 Ступень термохимического обезвоживания

3.2.3 Ступень электростатического обезвоживания и обессоливания

3.2.4 Концевая сепарация и насосная подачи нефти на колонну отдувки

3.2.5 Метод отдувки нефти от сероводорода

3.2.6 Установка подготовки пластовой воды

3.2.7 Установка улавливания легких фракций

3.2.8 Блоки дозирования

3.2.9 Узел учета нефти

3.3Установка очистки нефти от сероводорода с использованием колонн отдувки нефти

3.3.1 Описание технологического процесса очистки нефти от сероводорода методом отдувки

3.4.1 Описание технологического процесса очистки нефти от сероводорода методом выпаривания

3.4 Метод очистки нефти от сероводорода способом дозирования поглотителя сероводорода

3.5 Описание технологического процесса очистки нефти от сероводорода способом дозирования поглотителя сероводорода

4. Сравнение методов очистки нефти от сероводорода, оценка их эффективности

5. Технико-экономическое обоснование удельных затрат для обеспечения очистки 1 т нефти от сероводорода

5.1 Расчет затрат на подготовку 1 т нефти при очистке нефти от сероводорода методом отдувки

5.2 Расчет затрат на подготовку 1 т нефти при очистке нефти от сероводорода методом выпаривания

5.3 Расчет затрат на подготовку 1 т нефти при очистке нефти от сероводорода дозирования поглотителя сероводорода

6. Мероприятия по обеспечению безопасности жизнедеятельности и охраны окружающей среды

6.1 Политика ОАО «ЛУКОЙЛ» в области промышленной безопасности, охраны труда и окружающей среды

6.2 Основные положения

6.3 Охрана труда

6.4 Охрана труда работников

6.5 Обеспечение специальной одеждой, обувью и другими средствами индивидуальной защиты

6.6 Основные мероприятия по охране окружающей среды

6.7 Мероприятия по предотвращению и ликвидации аварийных разливов

Заключение

Список использованной литературы

 

Введение

 

Обьёмы добычи сернистых и высокосернистых нефтей и газоконденсатов, содержащих коррозионные и высокотоксичные сероводород и низкомолекулярные меркаптаны, в России неуклонно растет. Добыча, подготовка, транспортирование, хранение и переработка таких нефтей создает ряд серьезных технологических и экологических проблем. Эти проблемы связаны в первую очередь с тем, что присутствие в добываемой нефти указанных сернистых соединений приводит к преждевременному коррозионному разрушению нефтепромыслового оборудования, трубопроводов и резервуаров, сокращению сроков их безаварийной эксплуатации и увеличению случаев аварийных разливов нефти в окружающую среду. Последствием этой ситуации является потеря нефти и возникновение опасных экологических ситуаций из-за попадания нефти в почву, водоемы и загрязнение атмосферы токсичными сернистыми соединениями. ГОСТ Р 51858-2002 с изм. № 1 от 01.01.2006 г. предусматривает нормирование содержания в подготовленной нефти сероводорода не более 20 млн-1 и метил-, этилмеркаптанов в сумме не более 40 млн-1 для нефтей первой группы качества. Жесткие требования по норме содержания сероводорода и легких меркаптанов, делает проблему внедрения эффективных технологий промысловой очистки углеводородного сырья, более актуальной и насущной для всех предприятий добывающих сероводородсодержащие нефти и газоконденсата.

В данной работе на примере Восточно-Ламбейшорского месторождения рассмотрены три способа очистки нефти от сероводорода, применяемые в ООО «ЛУКОЙЛ-КОМИ», с целью определить наиболее оптимальный метод очистки нефти.

 

1 Геолого-промысловая характеристика месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

 

В административном отношении Восточно-Ламбейшорское месторождение расположено на территории Усинского района Республики Коми (см. рисунок 1.1.1).

 

Административный центр г. Усинск находится в 115 км к юго-востоку. В 25-35 км к востоку находятся крупные разрабатываемые нефтяные месторождения Возейской группы (Возейское, Верхневозейское) и в 45 км к юго-востоку расположено Баяндыское нефтяное месторождение. Ближайший населенный пункт – дер. Захар-Вань, расположен в 20 км к югу на правом берегу р. Печоры.

В районе действует ЛЭП-220 КВт Печорской ГРЭС, функционируют магистральный нефтепровод Усинск-Ухта-Ярославль, газопровод для транспорта попутного газа до г. Печоры, межпромысловые нефтепроводы, по которым нефть поступает на головные сооружения с ближайших месторождений.

В географическом отношении Восточно-Ламбейшорское месторождение располагается в пределах северо-восточной части Печорской низменности в левобережном бассейне р. Лая, протекающей в 3 км западнее месторождения. Площадь работ располагается на поверхности водно-ледниковой равнины с абс. отметками от 130 м на севере до 45 м в долине р. Лая.

По климатическому районированию территория работ относится к северному равнинному району с длительной суровой зимой, холодным летом, очень коротким вегетационным периодом и с незначительными суммами температур выше 10°С, с относительно большим количеством осадков, очень малыми величинами испарения и с избыточным увлажнением.

Среднегодовая температура минус 3,2^оС. Среднелетняя температура +11,7°С, при абсолютном максимуме +34°С, среднезимняя – минус 17^оС, при абсолютном минимуме минус 53°С.

Среднее количество осадков за год 400 – 500 мм, испарения с суши за год – 190 мм. Минимум осадков (около 20 мм) приходится на февраль, максимум (около 500 мм) на летние месяцы. К концу вегетационного периода количество осадков уменьшается, но частота и длительность их выпадения, как правило, увеличивается в связи с усилением циклонической деятельности. Количество выпадающих осадков намного превышает испарение, что обуславливает избыточное увлажнение почвы.

Местность представляет собой низменную волнистую, местами плоскую равнину. Волнистость поверхности обусловлена плавным чередованием сглаженных пологосклонных увалообразных понижений (высота 3 — 10 м) и выположенных понижений. Склоны в верхней части слабовыпуклые, в нижней слабовогнутые, имеют крутизну 4 -10^о. Вершины холмов выпуклые. Понижения между холмами имеют неправильную, вытянутую форму. На территории развит поверхностный карст, представленный коническими и блюдцеобразными воронками глубиной до 10 м. Склоны задернованы, крутизной 15 — 40^о. Иногда воронки образуют цепочки.

Гидрографическая сеть принадлежит бассейну р. Лая (правый приток I порядка р. Печоры) и в пределах площади представлена р. Лысутейвис, р. Пыжшор и другими безымянными притоками I и II порядков, пересекающими район и имеющими извилистое русло. По гидрологическому районированию район работ относится к Нижнепечорскому округу, Нижнепечорскому правобережному району. Большинство рек вытекает из болот и озер и имеет таежный характер. Заболоченность плоских водоразделов до 40%. Болота развиты, в основном, в припойменных частях рек и ручьев.

Площадь работ относится к зоне редкоостровного распространения верхнего слоя многолетнемерзлых пород, приуроченных, как правило, к буграм пучения на водораздельных поверхностях. Для района характерно развитие сезонно-мерзлого и сезонно-талого слоев. Формирование сезонно-мерзлого слоя происходит в приповерхностном слое до глубины 0,5 — 1,8 м, начинается в октябре, наиболее интенсивно происходит в ноябре-январе, в марте темпы промерзания снижаются и до конца зимнего периода, практически не увеличиваются.

Нормативная глубина промерзания глинистых и суглинистых грунтов под оголенной от снега поверхностью – 2,6 м.

Из местных материалов для строительства могут быть использованы песчано-гравийные смеси, глина, торф.

Растительный покров представлен переходными формами зоны Крайнесеверной тайги и южной лесотундры.

Территория района работ покрыта в основном хвойным древостоем – елью, сосной, лиственницей. Лиственные породы представлены березой, реже осиной. Долины водотоков заняты густыми кустарниками ивы и тальника. Участки болот открыты или покрыты редким древостоем ели. Диаметры стволов 17 – 24 см. Высота деревьев 10 – 11 м, расстояние между деревьями 4 – 5 м.

Снабжение водой может осуществляться как из поверхностных водных источников (в 3 км к западу протекает р. Лая – правый приток I порядка р. Печора, в 3 км к востоку находится оз. Лысутейты), так и из подземных источников.

Лицензией на право разведки и добычи УВ сырья в пределах участка Денисовской впадины обладает ООО «ЛУКОЙЛ-Коми» (СЫК №13209 НР от 27.06.2005 г.). Срок действия лицензии до 30 июня 2023 года.

 

1.2.Геолого-геофизическая характеристика месторождения

1.2.1 Стратиграфия и литология

 

Литолого-стратиграфическая характеристика разреза приводится на основании фактических данных бурения скважин на Восточно-Ламбейшорской площади (скважины №№ 25, 27, 28).

Стратиграфическая характеристика разреза приводится в соответствии со «Стратиграфической схемой Тимано-Печорской провинции» ГУП ТП НИЦ, Мартынов А. В., 2001 г.

Геологический разрез Восточно-Ламбейшорской структуры слагают породы осадочного чехла, представленные отложениями девонской, каменноугольной, пермской, триасовой и четвертичной систем.

 

Палеозойская группа – PZ

В составе палеозойской группы в пределах Восточно-Ламбейшорского участка выделены девонские, каменноугольные, пермские отложения. Ниже приводится описание вскрываемого проектными скважинами разреза.

Девонская система – D

Верхний отдел – D₃

Верхний отдел девонской системы представлен в объеме франского и фаменского ярусов.

Франский ярус – D₃f

На проектируемой структуре франский ярус представлен в объеме нижнего, среднего и верхнего подъярусов.

Нижнефранский подъярусы – D₃f₁

На исследуемой структуре данный подъярус представлен в объеме яранского, джъерского, тиманского горизонтов.

Яранский горизонт – D₃jr

Яранский горизонт сложен ритмичным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с преобладанием песчаных пород.

Вскрываемая мощность отложений – 50 м.

Джьерский горизонт – D₃dzr

Отложения джьерского горизонта со стратиграфическим несогласием залегают на отложениях яранского горизонта. Отложения горизонта представлены более частым ритмичным переслаиванием песчаников, глинистых алевролитов и аргиллитов при преобладании более глинистых разностей.

Мощность отложений – 65 м.

Тиманский горизонт – D₃tm

Тиманский горизонт является региональным флюидоупором для среднедевонско-нижнефранского НГК и представлен преимущественно глинистыми осадками – аргиллитами и алевролитами с редкими тонкими прослоями известняков в верхней части разреза.

Мощность отложений – 75 м.

Среднефранский подъярус – D₃f₂

В составе среднефранского подъяруса выделяются саргаевский и доманиковый горизонты.

Саргаевский горизонт – D₃sr

Отложения горизонта представлены чередованием аргиллитов и глинистых известняков.

Мощность отложений – 10 м.

Доманиковый горизонт – D₃dm

Отложения доманикового горизонта в районе Восточно-Ламбейшорской площади накапливалась в условиях глубоководной некомпенсированной впадины и представлены типичными для доманиковых фаций темноцветными, битуминозными известняками и мергелями с прослоями силицитов и аргиллитоподобных глин.

С подошвой доманиковых отложений связан отражающий горизонт IIId.

Верхнефранский подъярус – D₃f₃

Верхнефранский подъярус в районе проектируемой площади, как и доманиковый горизонт, представлен депрессионными доманиковыми фациями.

Мощность нерасчлененной толщи доманиково-верхнефранских отложений составит 45 м.

Фаменский ярус – D₃fm

На проектируемой структуре в разрезе фаменского яруса выделяются нижнефаменский и средне+верхнефаменский подъярусы.

Нижнефаменский подъярус – D₃fm₁

Нижнефаменский подъярус залегает со стратиграфическим перерывом на отложениях верхнефранского подъяруса. Отложения подъяруса представлены в объеме задонского и елецкого горизонтов.

Задонский горизонт – D₃zd

Отложения задонского горизонта представлены в верхней части разреза известняками, известняками доломитизированными. Нижнюю часть разреза слагают известняки глинистые, аргиллиты и мергели.

Мощность отложений – 315 м.

Елецкий горизонт – D₃el

Отложения елецкого горизонта представлены чередованием известняков доломитизированных с пачками мергелей и глинистых известняков с прослоями аргиллитов.

Мощность отложений – 295 м.

Средне+верхнефаменские подъярусы – D₃fm₃₊₂

Разрез средне+верхнефаменских подъярусов сложен переслаиванием известняков доломитизированных, доломитов, известняков пятнисто-сульфатизированных и мергелей.

Мощность отложений – 175 м.

Каменноугольная система – С

Каменноугольные отложения представлены всеми тремя отделами.

Нижний отдел – С₁

Нижнекаменноугольные отложения с размывом залегают на верхнедевонских и представлены верхневизейским подъярусом серпуховским ярусом.

Верхневизейский подърус – C₁v₃

Отложения представлены в основном известняками доломитизированными, доломитами с прослоями аргиллитов. В основании разреза — пачка переслаивания глин, глинистых известняков.

Мощность отложений – 100 м.

Серпуховский ярус – C₁s

Отложения представлены известняками полидетритовыми, биокластическими, слабо доломитизированными.

Мощность отложений – 70 м.

Средний отдел – С₂

Среднекаменноугольные отложения в составе московского яруса со стратиграфическим несогласием залегают на нижнекаменноугольных и представлены известняками светло-серыми, слабо доломитизированными, в нижней части разреза – с прослоями известняков глинистых и глин.

Мощность отложений – 150 м.

Верхний отдел – С₃

Отложения отдела представлены известняками плотными, мелкодетритовыми.

Мощность отложений – 20 м.

Пермская система – Р

Пермские отложения со стратиграфическим несогласием залегают на верхне-каменноугольных и выделены в объеме нижнего и верхнего отделов.

Нижний отдел – Р₁

Нижнепермские отложения представлены в составе нерасчлененных ассельского + сакмарского и кунгурского ярусов.

Ассельский + сакмарский ярусы – Р₁ a+s

Разрез нерасчлененных ассельского и сакмарского ярусов сложен известняками органогенно-обломочными, псевдоолитовыми, плотными, прослоями выщелоченными, мелкокавернозными с включениями сульфатов.

Мощность отложений – 60 м.

С кровлей сакмарских отложений отождествляется ОГ Ik (P₁k).

Кунгурский ярус – Р₁к

Отложения кунгурского яруса несогласно залегают на отложениях ассельско+сакмарского ярусов. Представлен переслаиванием глин, известняков, доломитов с включениями ангидрита и прослоями мергелей.

Мощность отложений – 60 м.

Верхний отдел – Р₂

Верхнепермские отложения выделены в объеме уфимского и нерасчлененных казанского+татарского ярусов.

Уфимский ярус – Р₂u

Отложения уфимского яруса со стратиграфически несогласием залегают на нижнепермских и представлены ритмичным переслаиванием песчаников полимиктовых, алевролитов и аргиллитов пестрых.

Мощность отложений – 320 м.

Казанский + татарский ярусы – Р₂кz + t

Отложения представлены глинами серыми, красно-коричневыми, с прослоями алевролитов и полимиктовых песчаников, реже с прослоями мергелей и известняков.

В нижней части разрез – чередование глин красно-бурых, алевролитов и полимиктовых, красно-коричневых песчаников, с редкими прослоями мергелей и глинистых известняков.

В средней части казанских отложений фиксируется отражающий горизонт Ikz (подошва верхнелемьюской свиты).

Мощность отложений – 390 м.

Мезозойская группа – MZ

Мезозойские отложения залегают со стратиграфическим несогласием на породах пермского возраста и представлены триасовой системой.

Триасовая система – Т

Триасовая система на проектируемой площади представлена нижним отделом.

Нижний отдел – Т₁

Отложения нижнего отдела триасовой системы сложены циклическим переслаиванием песчаников зеленовато-серых, полимиктовых, алевролитов и глин коричневых, алевритистых, слюдистых.

Мощность отложений – 400 м.

Кайнозойская группа – KZ

Четвертичная система – Q

Отложения четвертичной системы несогласно залегают на отложениях триасовой системы и представлены суглинками, супесями, глинами с обломками гальки и валунами изверженных и метаморфических пород.

Мощность отложений – 100 м.

В итоге можно сделать вывод ,что осадочный чехол представлен как терригенными, так и карбонатными породами. Основным продуктивным горизонтом является рифогенная постройка задонского возраста верхнего девона (рисунок 1.2).

 

1.2.2 Тектоника

 

В тектоническом отношении Восточно-Ламбейшорская структура расположена в юго-восточной части Лайского вала, в зоне сочленения с Верхнелайской депрессией. Лайский вал принадлежит крупному структурно-тектоническому элементу 1 порядка – Денисовскому прогибу, который, в свою очередь, входит в состав Печоро-Колвинского авлакогена.

По фундаменту Лайскому валу соответствует Лайско-Лодминское палеоподнятие, в основании которого предполагается крупный выступ гранитного состава.

Строение Лайского вала асимметрично: западное крыло вала крутое, граница его здесь приурочена к Лайско-Лодминскому глубинному разлому, отделяющему Лайский вал от Тибейвисской депрессии. Северо-восточное погружение Лайского вала в Верхнелайскую депрессию относительно пологое и постепенное. Переход Денисовской впадины к Колвинскому мегавалу приурочен к Западно-Колвинской системе разломов.

По осадочному чехлу Лайский вал (100 × 15-20 км) сложен серией унаследованных от фундамента и вновь образовавшихся крупных кулисообразно расположенных структур: Лаявожская, Командиршорская, Южно-Командиршорская, Мишваньская, Восточно-Ламбейшорская, Верхнеамдермаельская, Восточно-Амдермаельская, Усть-Юръяхинская и др.

При подсчете запасов для геометризации залежи в качестве структурной основы использована структурная карта по отражающему горизонту IIIzd, приуроченному к кровле рифовых отложений задонского горизонта.

Задонский барьерный риф тянется от Баяндыской площади с юга на север на Ламбейшорскую площадь. Ширина гребневой части задонского рифа изменяется от 1 до 2,75 км, высота порядка 200 м. В пределах рассматриваемой площади риф ориентирован в северо-западном направлении, в северной части площади простирание рифа меняется на запад-северо-западное. К востоку от рифа выделяется глубоководный склон и развиты фации обломочного шлейфа, к западу – мелководно-шельфовые отложения.

Наиболее приподнятой частью структурного плана по данному горизонту является северный купол Восточно-Ламбейшорской структуры. Северный и центральный купола данной структуры находятся в контуре замкнутой изогипсы минус 3640 м, площадь Восточно-Ламбейшорской структуры по данной изогипсе составляет 69,96 кв. км, амплитуда 190 м. Частичное выполаживание куполов Восточно-Ламбейшорской структуры происходит в южном направлении, амплитуда центрального купола составляет 60 м.

В итоге, Восточно-Ламбейшорская структура имеет сложное тектоническое строение, множество тектонических нарушений взбросо-надвигового типа.

 

1.3 Нефтегазоносность месторождения

 

Согласно нефтегазгеологического районирования Восточно-Ламбейшорское месторождение относится к Лайско-Лодминскому нефтегазоносному району Печоро-Колвинской нефтегазоносной области.

На Восточно-Ламбейшорском месторождении выявлена залежь нефти в рифогенных отложениях задонского горизонта нижнефаменского подъяруса верхнего девона.

Залежь массивная, сводовая. Линейные размеры составляют: длина – 21 км; ширина от 2,5 до 4 км, высота залежи составляет 187 м (графическое приложение 2, 3). Глубина залегания залежи 3598-3786 м (графическое приложение 4, 5). Коллекторами являются известняки, доломиты и их переходные разности со сложным строением пустотного пространства за счёт кавернозности и присутствия трещиноватости. Выделяется два типа коллекторов – поровый и каверно-поровый.

Уровень подсчета принят на абсолютной отметке минус 3661 м по кровле водонасыщенного коллектора по скв. 2.

Все пробуренные 8 скважин находятся в контуре нефтеносности. Эффективная нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 60,8 м, при максимальном значении 130,5 в скв. 1 и минимальном 38,4 м в скв. 8. Число прослоев от 6 до 33, при среднем значении 22. Коэффициент песчанистости в среднем равен 0,43.

Максимальный дебит нефти в эксплуатационной колонне скв. 1 из интервалов 3642,2-3661,2 м, 3667,2-3695,2 м составил 770 м³/сут на 30 мм штуцере, при этом, продуктивность скважины определена в 179,1 м³/сут. Начальное пластовое давление на глубине 3765 м равно 40,3 МПа, пластовая температура 83,9ºС. Покрышкой для залежи служат глинисто-карбонатные отложения елецкого горизонта нижнефаменского подъяруса верхнего девона толщиной 200 м.

 

1.4 Физико-химические свойства нефти и газа

 

Нефть залежи в рифогенных задонских отложениях верхнего девона охарактеризована 19 глубинными пробами, отобранными из скважин 1, 2, 3, 4, 6, 8, а также одной устьевой пробой отобранной из скважины 2. Глубинная проба, отобранная из скважины 1 25.02.2011 г, оказалась недостоверной, с завышенным газосодержанием.

Нефть в пластовых условиях характеризуется высоким газосодержанием 192 м³/т (по данным ДР), плотностью 0,709 г/см³, ее динамическая вязкость 0,555 мПа*с. Среднее значение коэффициента сжимаемости (среднее значение в интервале от пластового давления до давления насыщения при пластовой температуре) составляет 19,35*10^-4 МПа^-1. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (Тпл.=88,4^оС) составляет 22,1 МПа, отношение P_нас/Р_пл=0,57 при пластовом давлении Рпл=38,6 МПа.

Нефть в стандартных условиях согласно ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общие технические условия» особо легкая, плотностью по данным дифференциального разгазирования 0,823 г/см³, малосмолистая (смол 3,73% масс и асфальтенов 0,68% масс), парафинистая (4,77% масс), малосернистая (0,44% масс). Температура застывания нефти -3,7^оС; кинематическая вязкость, определенная при 20^оС, равна 5,88 мм²/с.

Характерен высокий выход бензиновых фракций, выкипающих до 200 ^оС – 30,8 % об. и керосино-газойлевых фракций, выкипающих в диапазоне 200-300 ^оС – 25,5 % об.

Растворенный в нефти газ по результатам дифференциального разгазирования представлен на 82,41 % по молярной концентрации компонентов углеводородами. Основной компонент газа – метан (66,17% об.). Этан и пропан присутствуют в количествах: 6,41 и 6,14 %.

Растворенный в нефти газ характеризуется как жирный (коэффициент жирности равен 25,2), углекислый высоко агрессивный (диоксида углерода 1,36 % об.), высокосернистый (9,19 % об.), азотный (6,53 % об.), содержит 0,03 % об.

Абсолютная плотность газа по данным однократной сепарации составляет 1,00 кг/м³.

 

1.5 Запасы нефти и растворенного газа

 

Запасы задонского горизонта нижнефаменского подъяруса верхнего девона Восточно-Ламбейшорского месторождения впервые были поставлены на баланс в 2012 году по результатам оперативного подсчета запасов УВ, утвержденного Роснедра протоколом № 18/512-пр от 07.09.2011 г.

После этого запасы пересчитывались еще пять раз. Последний раз запасы подсчитаны по состоянию на 01.06.2014 г., утверждены протоколом Роснедра № 18/452-пр от 07.08.2014 г. и будут поставлены на госбаланс в 2015 г.

Начальные запасы залежи рифогенных задонских отложений Восточно-Ламбейшорского месторождения составили (геологические/извлекаемые):

нефти категории С₁ – 81161 / 34899 тыс. т;

категории С₂ – 14748 / 6342 тыс. т;

растворенного газа категории С₁ – 15583 / 6701 млн м³,

Категории С₂ – 2832 / 1218 млн м³.

Подсчетные параметры, начальные и текущие запасы нефти и растворенного газа приведены в таблице 1.1 – 1.2, и состояние выработки запасов нефти на В-Ламбейшорском месторождении на рисунке 1.3

Таблица — 1.5.1 – Сводная таблица запасов нефти Восточно-Ламбейшорского лицензионного участка на 01.06.2015 г.

 

Таблица- 1.5.1 – Сводная таблица запасов растворенного газа Восточно-Ламбейшорского лицензионного участка на 01.06.2015 г.

 

 

2 Анализ текущего состояния разработки месторождения

2.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения

 

На Восточно-Ламбейшорском месторождении в пределах залежи в рифогенных отложениях задонского горизонта нижнефаменского подъяруса верхнего девона в отчетном году пробурены три эксплуатационные скв. 25, 27 и 28, а также разведочная скв. 8, по результатам бурения которых было уточнено представление о строении залежи. Общий метраж бурения по новым скважинам составил 19620 м.

Разведочная скв. 8, пробуренная в марте 2014 г. с целью доразведки залежи нефти в задонских отложениях и прироста запасов промышленных категорий. Скважина вскрыла кровлю проницаемых отложений несколько выше, чем ожидалось. В эксплуатационной колонне испытан 1 объект. Проведено совместное опробование в эксплуатационной колонне интервалов 4074,0-4083,5 и 4085,0-4110,0 м (абс. отм. минус 3607,2-3616,4; 3617,9-3642,1 м; I объект). После СКО дебит нефти составил 372,3 м³/сут. на штуцере 16 мм. С апреля скважина пущена в работу со вступительным дебитом нефти 282 т/сут при обводненности продукции скважины 0,7%.

В эксплуатационной скв. 27, пробуренной в мае отчетного года на северо-западе от скв. 5, кровля проницаемых отложений вскрыта ниже, чем предполагалось. С августа 2014 г. скважина находится в эксплуатации. Вступительный дебит нефти составил 650 т/сут при обводненности продукции скважины 0,3%.

В скв. 32, пробуренной в июне 2014 г., из-за низкого качества каротажного материала выделить коллекторы не представляется возможным. С августа скважина вступила в эксплуатацию. Вступительный дебит составил 250 т/сут при обводненности продукции 1,4%.

Скв. 28, пробуренная в сентябре отчетного года в юго-западном направлении от скв. 5, вскрыла кровлю проницаемых отложений ниже, чем ожидалось. В эксплуатации скважина с октября 2014 г. Вступительный дебит нефти составил 650 т/сут при обводненности продукции скважины 3,0%.

В скв. 25, пробуренной в октябре 2014 г. к северу от скв. 2, кровлю коллектора в связи с отсутствием каротажа определить не представляется возможным. Абсолютная отметка кровли проницаемых отложений взята по геологической модели 3D. Скважина пущена в эксплуатацию с ноября отчетного года. Вступительный дебит нефти – 608 т/сут, обводненность продукции – 2,6%.

В пробуренных 2014 г. скважинах выделены нефтенасыщенные толщины: скв. 8 – 37,7 м; скв. 27 – 29,5 м (вскр.); скв. 28 – 27,9 м (вскр.); скв. 25 – 47,4 м (вскр.).

В 2014 г. на Восточно-Ламбейшорском месторождении было отобрано три глубинные пробы нефти в эксплуатационной колонне скважины 8 с глубины 3600 м, пробоотборниками ВПП.

Исследование глубинных проб нефти выполнено в отделе исследования скважин и пластовых флюидов филиала ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «ПечорНИПИнефть» в г. Ухте. Лабораторные работы по исследованию флюидов осуществлялись согласно общепринятым методическим руководствам, утвержденным отраслевым стандартам и ГОСТам.

Результаты исследования нефтей были признаны кондиционными и учтены при последнем оперативном подсчете запасов углеводородов по состоянию на 01.06.2014 г.

В 2014 году на Восточно-Ламбейшорском месторождении начаты бурением три скважины на задонские отложения верхнего девона. С куста 7 забурена разведочная скв. 7. За год пройдено 3850 м горных пород, с отбором керна 59 м (вынос 91,2%). Весь керн с признаками нефтегазоносности. В открытом стволе проводились работы ОПК/ГДК. На глубинах 3769,3 м; 3764,6 м; 3727,4 м получены притоки нефти и отобраны пробы. На 01.01.2015 г. скважина в бурении.

С кустовой площадки 5 забурена эксплуатационная скв. 34, проходка на 01.01.2015 г. составила 4408 м. С куста 2 забурена эксплуатационная скв. 26, проходка на 01.01.2015 г. составила 4301 м. Скв. 7 и 34 закончены бурением в январе 2015 г. Скв. 26 закончена бурением в феврале 2015 г.

Скорректированные карты представлены на граф. прил. 3.1, 3.2.

По результатам бурения разведочной скв. 7 начаты работы по оперативному подсчету запасов нефти и растворенного газа.

 

2.2 Анализ выполнения мероприятий по контролю за разработкой

 

За 2014 год на месторождении проведено семь промыслово-геофизических исследований по пяти скважинам. Данные по ПГИ представлены в таблице 2.2.

В добывающих скв.1 и 6 проведены исследования по определению профиля притока при отработке на штуцерах.

В скв.1 исследование выполнено при отработке на 30 мм штуцере. В эксплуатации середина пласта D₃fm. На притоке работает вся перфорированная толщина пласта. Основной приток в скважину (81%) отмечается из нижнего интервала перфорации, 19% притока – из верхнего. Приток представлен нефтью с газом и незначительным содержанием воды. Поступление воды отмечается из интервала 3693.0-3694.0 м. Дебит на поверхности составил 481.6 м³/сут. Регистрация КВД и расчет гидродинамических параметров пласта не выполнены. Рекомендуется выполнить регистрацию КВД с целью определения продуктивной характеристики скважины.

В скв.6 исследования выполнены при отработке на 8 мм, 12 мм и 16 мм штуцерах. В эксплуатации верхняя часть пласта D3fm. Весь приток в скважину отмечается из середины перфорированного интервала, работа кровли и подошвы интервала перфорации не отмечается. По термометрии отмечается незначительный заколонный переток в интервале 3741.0-3752.0 м (по данным АКЦ сцепление цементного камня с колонной в данном интервале частичное, заколонный переток имеет место быть). ВНР отмечается на гл.37316 м. Состав притока в процессе исследования представлен нефтью с газом и незначительным содержанием воды. Поступление воды отмечается с гл.3731 м. Общий дебит притока по результатам исследований составил 260 м³/сут. По результатам отработки скважины на штуцерах построена индикаторная диаграмма, также выполнена регистрация КВД.

В разведочной скв.8 выполнены исследования по определению качества цементирования э/к. Во всем интервале исследований отмечается хорошее качество цементажа – сцепление цементного камня с колонной хорошее, участками частичное.

Выполнена перфорация верхней части пласта D3fm, после чего проведены исследования по определению профиля притока при отработке на штуцерах. Скважина отработана на 8 мм, 12 мм и 16 мм штуцерах. По результатам исследований отмечается работа всей перфорированной толщины пласта, при этом 19% притока поступает из верхнего интервала перфорации, 81% — из нижнего. Основной приток приходится на середину пласта. Колонна герметична, заколонные перетоки отсутствуют. Приток представлен нефтью с газом.

В горизонтальной скв.27Г выполнены исследования по определению положения забоя. Текущий забой отмечается на гл.3732.0 м.

Исследования при освоении не проводились. Рекомендуется выполнить исследования по определению профиля притока с регистрацией КВД с целью выделения работающих толщин и определения продуктивной характеристики скважины.

В скв.32Н выполнена перфорация пласта D3fm.

Исследования при освоении скважины не проводились. Скважина пущена в работу. Рекомендуется выполнить исследования по определению профиля притока с регистрацией КВД с целью выделения работающих толщин и определения продуктивной характеристики скважины.

Из гидродинамических исследований в текущем году выполнено две регистрации КВД при ГИС и два исследования методом установившихся отборов в скв.6 и 8. Данные представлены в таблице 2.1.

Таблица 2.2.1 — Результаты КВД

 

Таблица 2.2.2 — Результаты ПГИ

 

В целом, в 2014 году все исследования (как промыслово-геофизические, так и гидродинамические) проведены корректно, поставленные задачи выполнены, полученные данные достоверны.

В 2014 году на месторождении в эксплуатацию введено шесть новых скважин (скв.5, 8, 25ГС, 27ГС, 28 ГС и нагнетательная скв.32Н с отработкой на нефть). Профиль притока выполнен только в скв.8. Согласно протоколу, исследования по определению профиля притока должны выполнятся во всех новых скважинах при вводе в эксплуатацию. Рекомендуется выполнить исследования в скважинах 5, 25ГС, 27ГС, 28ГС и 32Н. Кроме того, в скв.3, 22ГС и 24ГС, введенных в эксплуатацию в прошлом году, также отсутствуют исследования по определению профиля притока (в горизонтальных скважинах исследования рекомендуется проводить с помощью технологического комплекса для исследований горизонтальных скважин «ЛАТЕРАЛЬ»).

Следует отметить, что помимо новых скважин исследования по определению профиля притока выполнены в двух скважинах действующего фонда на начало года. Общий охват скважин данным видом исследований, с учетом всех действующих скважин в текущем году составил 20%.

Во всех новых скважинах с целью оценки продуктивной характеристики при вводе в эксплуатацию необходимо проводить исследования на стационарном режиме фильтрации (ИД), а с целью контроля за изменением физико-химических свойств пласта необходимо выполнять регистрацию КВД (КВУ). В текущем году качественные исследования выполнены в одной новой скважине (скв.8), а также в скв.6, веденной в эксплуатацию в конце прошлого года. Необходимо выполнить исследования в остальных скважинах (скв.5, 25ГС, 27ГС, 28 ГС, а также в скв.3, 22 ГС и 24 ГС, введенных в эксплуатацию в прошлом году).

Кроме того, исследования по определению профиля притока и источника обводнения рекомендуется проводить в обводнявшихся скважинах. В 2014 году рост обводненности отмечается в скв.3 (обводненность выросла на 30%).

Стоит отметить, что на месторождении не выполняется программа по замерам пластовых и забойных давлений – за текущий год прямыми замерами давлений не охвачена ни одна скважина.

В целом, можно констатировать, что программа промыслово-геофизических и гидродинамических исследований выполняется не в полном объеме. Из пяти новых скважин только в скв.8 выполнен полный необходимый комплекс промыслово-геофизических и гидродинамических исследований. Остальные скважины были пущены в работу без единого исследования.

В дальнейшем рекомендуется проводить полный комплекс необходимых исследований по всем новым скважинам, вводимым в эксплуатацию.

 

2.3 Анализ состояния разработки и выполнения проектных технологических решений

 

2.3.1 Основные этапы проектирования разработки месторождения

 

Месторождение открыто в 2011 г. Первый действующий проектный технологический документ «Проект пробной эксплуатации Восточно-Ламбейшорского месторождения» был составлен институтом «ПечорНИПИнефть» в 2012 г. и утвержден СЗ ЦКР Роснедр по УВС (протокол № 804 от 10.10.12 г.). Основной целью пробной эксплуатации рассматриваемого месторождения являлось уточнение имеющейся к настоящему времени исходной геолого-геофизической и промысловой информации разведочного периода и получение дополнительных геофизических, геолого-промысловых и лабораторно-экспериментальных данных для переоценки запасов углеводородов и обоснованного проектирования промышленной разработки месторождения. Документ был принят сроком на 3 года с основными технико-экономическими показателями, представленными в таблице 2.3. Окончание действия ППЭ в 2014 г.

Таблица 2.3.1 — Показатели пробной эксплуатации 2012-2014 гг.

 

На период пробной эксплуатации:

— общий фонд скважин – семь, в т.ч. шесть добывающих (из них три горизонтальные, один боковой ствол), одна нагнетательная;

— фонд скважин для бурения – пять, в т.ч. четыре добывающие (из них три горизонтальные, один боковой ствол), одна нагнетательная;

— бурение четырех разведочных скважин (в 1-й год – одной, во 2-й год – трех).

С 2015 г. месторождение будет разрабатываться согласно «Технологической схеме разработки Восточно-Ламбейшорского нефтяного месторождения», выполненной институтом «ПечорНИПИнефть» и утвержденной СЗ ЦКР Роснедр по УВС (протокол № 1028 от 22.12.14 г.).

– Максимальные проектные уровни:

добыча нефти, тыс.т 1806,2 (2022 г.)

добыча жидкости, тыс.т 4685 (2035 г.)

закачка воды, тыс. м³ 3705 (2038 г.)

использование растворенного газа 95% (с 2015 г. по заключению Минэнерго РФ)

– выделение одного объекта разработки: залежь D₃fm1(zd);

– разработка месторождения с ППД методом внутриконтурного заводнения;

– общий фонд скважин – 42, в т.ч. добывающих – 32 (ГС – 16, наклонно-направленных – 4, наклонно-направленных с пологим окончанием – 3, разведочных – 9), нагнетательных — 10.

– фонд для бурения – 28 скважин, в т.ч. добывающих 19 (12 ГС, 4 наклонно-направленных, 3 наклонно-направленных с пологим окончанием), нагнетательных – 9.

Достигается накопленная добыча нефти – 41241 тыс.т. по категориям С₁ +С₂, из них кат. С₁ – 34899 тыс.т, КИН – 0,430, Квыт – 0,487, Кохв – 0,883, ПСС – 114 га.

---

Страницы:   1   2   3