Сбор и транспорт нефти на месторождении

 Песчаный пласт АС11 относится к нижней части эксплуатационного объекта АС9-11 и характеризуется наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим формы залегания песчаных тел, формирующих пласт, весьма разно­образны (линзы, полулинзы, врезы и т.д.).

Общая толщина пласта АС11 изменяется в очень широком диапазоне значений: от 4 до 50 м. Эффективные толщины пласта АС11 также характеризуются широким диапазоном изменения: от 2 – 4 до 28 – 30 м. Зоны макси­мальных эффективных толщин достаточно четко уклады­ваются в субмеридиальную (относительно узкую) полосу, характеризующуюся на отдельных участках субширотными от­ветвлениями (Лянторское поднятие в районе ДНС – 2,4,5,6).

Уменьшенные эффективные толщины характеризуются преимущественной приуроченностью к восточному и западному бортам Лянторской структуры.

Залежь пласта АС11 Лянторской площади приурочена к брахиантиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиальном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры. Размеры поднятия составляют 16х4-6 км, высота 40 м.

Проницаемая часть пласта АС11 изучена по 7 скважинам, в 4 из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменяется от 19,3 до 28,6 % и в среднем по пласту составляет 24,5 % (25 %), по нефтенасыщенной части – 23,9 %, по водонасыщенной – 25,8 %. Проницаемость изменяется от 2,2*10-3 до 698*10-3 мкм2 при среднем значении 266*10-3 мкм2, по нефтенасыщенной части – 25810-3 мкм2, по водонасыщенной – 276*10-3 мкм2. Средние значения по скважинам существенно не различаются и изменяются от 229*10-3 до 31610-3 мкм2.

Коллекторские свойства пласта АС11 определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется от 21 до 26 % при среднем значении 24,8 %. Среднее значение проницаемости 496*10-3 мкм2 при вариациях 1*10-3 – 1493*10-3 мкм2.

Эффективные толщины пласта АС10 в пределах месторождения изменяются от 4-8 до 24м. В плановом размещении не просматриваются четкие геоструктурные привязки [3].

На Январском поднятии они тяготеют к его югозападному и западному погружениям, а на Востокинском – связываются с его присводовой частью и восточным крылом. Зоны уменьшенных им минимальных эффективных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения. Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Тяняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинской структур до западного крыла Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную периклиналь, отвечающей территории ДНС – 2,4,19.

Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры.

Газонефтяные залежи пласта АС10 являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения, и содержат основные запасы нефти (57.4 %).

В подсчете запасов залежи пласта АС10 были выделены в пределах единого контура нефтеносности, охватывающего Лянторскую, Январскую, Востокинскую структуры, в районе Тайбинского поднятия и две залежи на Таняунской структуре.

На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 км.

           Размеры залежи в пределах  основной площади 57х19км, с высотой  нефтяной оторочки 15-17м, высотой  газовой шапки на Лянторской структуре – 44м, Январской – 35м, Востокинской – 18м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 22 м при среднем значении 7,5м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4м.

           Залежи пласта АС10 отделяются  от вышележащего пласта АС9 глинистым экраном толщиной от 2 до 8 м и более, имеющий почти повсеместное распространение.

           Проницаемая часть пласта АС10 представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупнозернистых и среднезернистых.

           Коллекторские свойства пласта АС10 изучены по 88 скважинам.

           Открытая пористость изменяется  от 14,8 до 29,9 % при среднем значении 24,8 % (25 %). Большая часть пород (66 %) имеет пористость 24 – 28 %. Проницаемость  изменяется от 1,3*10-3 до 2735*10-3 мкм2, при среднем значении 399*10-3 мкм2.

           Коллекторские свойства АС10 определялись по данным ГИС (геофизические исследования скважин), среднее значение по­ристости составляет 25 % при вариациях от 21 до 26 %. Проницаемость от 1*103  до 1493*10-3 мкм2 при среднем значении 590*10-3 мкм2.

           Песчаный пласт АС9 выделяется в составе верхневартовской подсвиты, характеризуется всеобщим распространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глини­стыми аналогами пластов АС7 и AC8, а также типично мор­скими осадками быстринской пачки глин.

           Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклинали Лянторского поднятия, а также присводовые участки Востокинской и Январской структур. Зоны минимальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской и Январской структур и к северной периклинали Востокинского поднятия.

           В геоструктурном отношении отмечается тенденция приуроченнности максимальных эффективных толщин пласта АС9 к восточным присклоновым участкам структурных под­нятий, за исключением Востокинского поднятия, в пределах которого они образуют достаточно обширную зону, совпа­дающую в плане с территорией ДНС – 10,13,14.

           Залежи пласта АС9 характеризуются самым широким кон­туром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30-44 м.

           В подсчете запасов газонефтяные  залежи пласта АС9 были выделены в пределах основной площади (Лянторская, Январская и Востокинская структуры), а также в районе Тяняунской, Тайбинской (восточная площадь) и Тутлимской структур [3].

           Основная залежь пласта АС9 имеет размеры 72*22 км, высту нефтяной оторочки 17м, газовой шапки на Лянторской структуре – 74 м, Январской – 48 м, Востокинской – 43 м.

           Проницаемая часть пласта АС9 представлена мелкозерни­стыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.

           Коллекторские свойства пласта изучались по разрезу 129 скважин. Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16,1 до 29,8 % при среднем значении 24,3 % (24 %).

           Проницаемость по пласту в  среднем составляет 299*10-3 мкм2 и изменяется от 1,1*10-3 до 1830*10-3 мкм2. Большая часть образцов (64 %) имеет проницаемость от 100*10-3 до 500*10-3 мкм2, проницаемость более 500*10-3 мкм2 характеризуется 16 % пород. По площади пласта коллекторы в большинстве скважин имеют проницаемость от 102*10-3 до 495*10-3 мкм2. Участки с проницаемостью более 500*10-3 мкм2 отмечаются в центральной части месторождения, на восточном и западном крыльях Востокинской структуры и на юге Таняунской площади. Участки развития коллекторов с проницаемостью от 10*10-3 до 100*10-3 мкм2 выделяются на западном и восточном склонах южной части месторождения, в периферийных участках цен­тральной части месторождения и на севере.

           Коллекторские свойства по данным промысловой геофизики не значительно отличаются от значений определенных по керну. Среднее значение пористости составляет 24,6 % при вариациях от 21 до 26 %, проницаемости – 432*10-3 мкм2.

Ефремовское месторождение – небольшое месторождение, приуроченное к южному окончанию Мамонтовской структуры, что обуславливает аналогичные с Мамонтовским месторождением коллекторские свойства и геолого-физическое строение.

 В настоящее время  на месторождении в разработке  находятся продуктивные пласты  БС10 и БС11. На продуктивных пластах Ефремовского месторождения характерные зоны, которые являются наиболее перспективными для проведения на них мероприятий по увеличению нефтеотдачи различными методами.

Особенностями геолого-физического строения продуктивного пласта БС10являются:

- представлен двумя залежами, причем Восточно-Ефремовская залежь вскрыта несколькими скважинами, без системы ППД;

- основная залежь - пластовая  сводовая с подошвенной водой (ВНЗ составляет 72 %), имеет сложную структуру, обуславливающую разрыв ЧНЗ и всей площади на три части соответственно локальным поднятиям и различный уровень присутствия воды в разрезах скважин.

- глинистая перемычка  между нефте- и водонасыщенной частью в большинстве скважин практически отсутствует, вместе с тем нефтенасыщенная часть разреза почти по всей площади нефтеносности имеет преимущество в проводимости, что снижает влияние подошвенных вод на работу скважин;

- изменение основных геолого-физических  характеристик коллекторов по  площади согласно особенностям  структуры при общем хорошем  уровне ФЕС, средняя проницаемость составляет 0,395 мкм2.

Перечисленные особенности пласта БС10 предопределяют большой риск потери закачиваемых потокоотклоняющих рабочих растворов химреагентов в водонасыщенной подошвенной части пласта.

В настоящее время на продуктивном пласте БС10Ефремовского месторождения для применения физико-химических МУН можно выделить зону в районе действующих нагнетательных скважин 507, 508, 509, 510, 522, находящихся в ЧНЗ и скважин 505, 219, 513, 517, 520, находящихся в ВНЗ. В ближайшие годы и в последующем рекомендуется охватить воздействием всю площадь залежи в целом.

Горизонт БС11 сложен аналогично БС10 и имеет мощную аргиллитовую покрышку толщиной 20-40 м. Структура основной залежи в основном повторяет структуру вышележащего БС10, однако западное поднятие принимает малые размеры и основными структурными единица ми залежи остаются связанное с Мамонтовской структурой северное поднятие и более самостоятельный южный купол.

Особенностями продуктивного пласта БС11являются:

- представлен двумя водоплавающими залежами, причем основная залежь отличается самостоятельностью от Мамонтовской структуры;

- сложность структуры  основной залежи, обусловленная  изменчивостью геолого-физических  характеристик коллекторов по  разрезу, а также долей присутствия воды в разрезах скважин;

- глинистая перемычка  между нефте- и водонасыщенной частью присутствует лишь в 9 % скважин, при этом водонасыщенная часть разреза имеет преимущество по проводимости на большинстве площади нефтеносности, что обуславливает сильное влияние подошвенных вод на процесс разработки;

- средняя проницаемость  составляет 0,211 мкм2.

На продуктивном пласте БС11к обработке рекомендуются нагнетательные скв.907, 909, 910, 911, 916, 918, 921. В ближайшие годы и в последующем рекомендуется охватить воздействием всю площадь залежи в целом.

 

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

 

2.1.Система сбора продукции скважин на месторождении

 

Месторождения Западной Сибири отличаются следующими особенностями:

-высокие темпы роста обводненности нефти;

 -заболоченность территории;

 -кустовой способ бурения скважин;

 -невысокие давления на устьях скважин.

 Эти особенности обусловили  применение линейной напорной  герметизированной системы нефтегазосбора. Продукция скважин поступает на групповую замерную установку (ГЗУ) типа «Спутник», которую монтируют непосредственно на кусте скважин и с помощью которой периодически автоматически измеряется дебит каждой скважины. Как правило, используют «Спутник–Б», позволяющий измерять раздельно обводненную и необводненную нефть и направлять ее в две разные по диаметру нефтесборные линии. После ГЗУ продукция скважин по общему коллектору подается на сборный пункт.

 Сборные пункты функционально  подразделяются на центральные  сборные пункты (ЦСП), дожимные насосные  станции (ДНС) и комплексные сборные  пункты (КСП).

 На ЦСП сырая нефть  проходит полный цикл обработки, включающий двух- или трехступенчатую  сепарацию, обезвоживание и обессоливание. Нефтяной газ, отделяемый от нефти  при сепарации, подается на газоперерабатывающий  завод (ГПЗ), а пластовая вода, отделяемая  на установке подготовки нефти, входящей в состав ЦСП, проходит  очистку на очистных сооружениях, также входящих в состав ЦСП, и поступает в систему поддержания  пластового давления (ППД).

 Дожимные насосные  станции предназначены для сообщения  дополнительной энергии жидкой  продукции скважин, чтобы подать  ее на ЦСП в тех случаях, когда расстояние от кустов  скважин и ГЗУ велико и устьевого  давления не достаточно для  транспортирования газожидкостной  смеси. На ДНС проводят первую  ступень сепарации при давлении 0.3 – 0.8 МПа, обусловленном гидравлическими  потерями при транспорте, а также  давлением, которое должно поддерживаться  в конце газопровода, в частности  перед ГПЗ, для его нормальной  работы. После сепарации жидкость  поступает на прием насосов, а  отделившийся нефтяной газ под  собственным давлением направляется на ГПЗ.

Комплексные сборные пункты отличаются от ДНС тем, что на них ведут не только первую ступень сепарации, но и обезвоживание нефти. В настоящее время в связи с высокой обводненностью продукции на одной площадке с ДНС или отдельно монтируются установки предварительного сброса воды (УПСВ). Т.е. на КСП полностью подготавливают нефть в газонасыщенном состоянии.

В одном из новых вариантов обустройства нефтяных месторождений реализуется принцип децентрализации системы сбора и подготовки воды. При этом на территории месторождений создаются локальные пункты сбора продукции скважин (микро-ДНС) с кустов-сателлитов. Схема сбора нефти и закачки воды представлена на рисунке 2.6. На микро-ДНС осуществляются: предварительное обезвоживание нефти; осушка попутного нефтяного газа; подготовка и закачка воды в нагнетательные скважины; утилизация всех промышленных и дождевых стоков.

Транспорт продукции до центральной ДНС осуществляется в виде малообводненной нефти (максимальное содержание воды до 5 %), что резко снижает опасность разрушения трубопровода перекачки нефти вследствие внутренней коррозии. Газ под собственным давлением поступает на центральную ДНС и затем на ГПЗ.

Организация закачки воды на микро-ДНС позволяет исключить внутрипромысловые водоводы, а, следовательно, и аварийные ситуации от их разрушения из-за внутренней коррозии.