Содержание

Введение 1 Геологическая часть 1.1 Общие сведения о месторождении 1.2 Стратиграфия 1.3 Тектоника 1.4 Нефтегазоносность 2 Техническая часть 2.1 Общие сведения о методах борьбы с АСПО 2.2 Характеристика используемого оборудования 2.3 Анализ проводимых мероприятий борьбы с АСПО на Степановском месторождении 2.4 Специальный вопрос. Анализ добывных возможностей скважин и технологических режимов 3 Организационная часть 3.1 Охрана недр и окружающей среды 3.2 Охрана труда и техника безопасности 3.3 Противопожарные мероприятия Заключение Список использованной литературы

3 5 5 7 11 13 23 23 25 35 37 48 48 52 54 57 57

Введение

Асфальто-смолистые и парафиновые отложения (АСПО) содержатся в составе нефтей почти во всех нефтедобывающих районах РФ. Химический состав АСПО зависит от свойств добываемой нефти, термо- и гидродинамических условий продуктивных пластов, геологических и физических особенностей, способа разработки и эксплуатации месторождений.

Парафиновые отложения в нефтепромысловом оборудовании формируются в основном вследствие выпадения (кристаллизации) высокомолекулярных углеводородов при снижении температуры потока нефти.

Состав парафиновых отложений зависит от состава нефти и термодинамических условий, при которых формируются отложения. В зависимости от условий кристаллизации состав парафиновых отложений даже в одной скважине весьма разнообразен. Различаются они по содержанию асфальтенов, смол и твердых углеводородов. Нередко парафиновые отложения содержат воду и механические примеси.

На интенсивность парафиновых отложений оказывает влияние обводненность продукции в скважинах.

АСПО снижают производительность скважин, увеличивают износ оборудования, расходы электроэнергии и давление в выкидных линиях. Поэтому борьба с АСПО – актуальная задача при интенсификации добычи нефти.

Мероприятия по борьбе с АСПО предусматривают проведение работ по предупреждению выпадения и удалению уже образовавшихся осадков.

Предупреждение образования АСПО достигается нанесением защитных покрытий на поверхности труб и другого оборудования из гидрофильных материалов, а также введением в поток добываемой нефти различных ингибиторов.

Удаление АСПО достигается путем чистки поверхности труб и оборудования механическими скребками, тепловой и химической обработкой продукции скважин.

Многие глубиннонасосные установки эксплуатируемые в условиях ООО «Лукойл-Пермь» ЦДНГ-2 Степановского месторождения, эксплуатируются в высокопарафинящихся скважинах, где в насосе и трубах откладывается парафин. На Степановском месторождении применяются различные методы депарафинизации скважин, но наиболее эффективным является химический метод предотвращения отложений парафина с применением ингибиторов. Часто химический метод применяют в сочетании с тепловыми и механическими методами.

1 Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

Степановское нефтяное месторождение относится к Дубовогорской разведочной площади. Оно было открыто в 1966 г., принадлежит к Куединской группе месторождений Чернушинского территориального нефтяного района. Промышленные запасы нефти установлены в турнейских, малиновских, яснополянских, башкирских и верейских отложениях и приурочены к пластам Т, Мл, Бб₂, Бб₁, Тл_2б, Тл_2а, Тл_1в, Бш, В₃В₄. Эксплуатацию месторождения ведёт ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМНЕФТЬ» (лицензия ПЕМ № 00835).

В январе 1966 года при бурении первой разведочной скважины № 2 были получены притоки нефти из тульского, малиновского и турнейского пластов. Поисково-разведочное бурение проводилось до 1968 года.

Разбуривание месторождения эксплуатационным фондом начато в 1981 г. В 1985 г. месторождение введено в промышленную разработку.

В административном отношении Степановское месторождение расположено в северо-восточной части Куединского района Пермского края, в 165 км южнее краевого центра г. Перми.

Ближайшими нефтяными месторождениями являются Дубовогорское, находящееся в семи километрах северо-западнее, и Красноярско-Куединское, расположенное в 16 км юго-западнее. На юго-востоке от Степановского месторождения расположена Чернушинская группа месторождений.

К крупным населённым пунктам в описываемом районе следует отнести районный центр – посёлок Куеда, расположенный в 14 км юго-западнее месторождения, а так же деревни Дубовая гора, Бикбарда. В непосредственной близости с месторождением находятся деревни Степановка и Михайловка.

Связь с краевым центром осуществляется от станции Куеда Горьковской железной дороги через г. Свердловск, а также автотранспортом по тракту Пермь – Крылово – Чернушка – Куеда.

На месторождении принята групповая герметизированная схема сбора и транспорта нефти и газа. Продукция скважины под давлением штанговых насосов по выходным нефтепроводам подаётся на ГЗУ, откуда газонефтяная смесь поступает на существующую сепарационную установку (НГСП), где происходит первая ступень сепарации нефти и газа. Отсепарированная нефть по существующему нефтепроводу «Степановка-Куеда» транспортируется на Красноярско-Куединскую УКПН для подготовки и дальнейшего транспорта на головные сооружения НПС «Чернушка». Транспорт газа осуществляется по существующим газопроводам «Куеда-Чернушка» и «Чернушка-Пермь» на ПГПЗ.

Электроснабжение промысловых потребителей предусматривается на напряжении 6 кВ от подстанции 110/6 кВ «Слудка» по радиальным сетям. Питающие электросети 6 кВ – воздушные.

Производственное водоснабжение Степановского месторождения осуществляется по водоводу «Куеда-Степановка». Хозяйственно-питьевое водоснабжение объектов НГСП «Степановка» предусматривается от двух артезианских скважин. Бытовые сточные воды локальной очистки используются в системе заводнения месторождения.

Климат района умеренно-континентальный. Среднегодовая температура воздуха по данным метеорологической станции Чернушка составляет + 1,5^оС. Средняя температура наиболее холодной пятидневки минус 35^оС. Средняя температура наиболее холодных суток минус 39^оС. Продолжительность периода со средней суточной температурой ниже 0^оС – 170 дней. Абсолютный минимум температуры воздуха минус 40-50 ^оС (январь), максимум + 38-40 ^оС (июль). Среднегодовое количество осадков составляет 667 мм. Максимальная глубина промерзания почвы с естественным покровом – 126 см. Средние даты образования и разрушения устойчивого снежного покрова – 9.11 – 19.04. Преобладающее направление ветра – южное и юго-западное.

В геоморфологическом отношении район расположен в пределах поверхности размыва Приуралья, характеризующейся полого-холмистым рельефом, на юго-западных склонах водораздела рек Буй и Быстрый Танып.

Рельеф местности холмистый, сглаженный, осложнённый слаборазвитыми логами и долинами рек. Водной артерией месторождения является река Лагуш и ручьи. Река Лагуш, протекающая в южной части месторождения, имеет хорошо выраженную заболоченную пойму. Берега пологие.

Из древесной растительности преобладают ель, пихта, ольха, вяз.

Из полезных ископаемых, кроме нефти и газа в Куединском районе имеются строительные материалы: гравий, песок, песчанистые глины и суглинки.

Гравий и песок, залегающие в речных долинах и террасах, используются в дорожном строительстве.

Суглинки и песчанистые глины, имеющие широкое распространение на площади, идут на изготовление кирпичей. Малопесчанистые глины пригодны для приготовления бурового глинистого раствора.

1.2 Стратиграфия

Геологический разрез Степановского месторождения изучен по материалам структурных, поисковых, разведочных и проектных скважин от четвертичных отложений до вендского комплекса и является характерным для месторождений юга Пермской области. Максимальная глубина – 2197 м – вскрыта в скважине 2.

Стратиграфические горизонты выделялись с использованием керна и данных ГИС согласно унифицированной схеме Волго-Уральской провинции 1988 года.

Протерозойская группа Pr

Вендский комплекс V

Вендские отложения вскрыты в одной скважине 2, представлены алевролитами, переслаивающимися с аргиллитами и песчаниками. Вскрытая толщина 83 м.

Палеозойская группа Pz

Девонская система D

Девонские отложения несогласно залегают на породах вендского комплекса и представлены средними и верхними отделами.

Средний отдел D2

Живетский ярусD2g

Живетский ярус представляет собой алевролито-песчано-аргиллитовые отложения толщиной 10-12 м.

Верхний отдел D3

Верхнедевонский отдел представлен франским и фаменским ярусами.

Франский ярусD3f

Франский ярус выделяется в объеме нижнего, среднего и верхнего подъярусов.

Нижний подъярус

Нижнефранский подъярус сложен отложениями пашийского и тиманского горизонтов.

Пашийский горизонт D3ps

Породы пашийского горизонта терригенные: песчаники, алевролиты, аргиллиты. Толщина 10-11 м.

Тиманский горизонт D3tm

Тиманский горизонт сложен терригенно-карбонатными породами толщиной 17-27 м. В терригенной части горизонта отмечены нефтепроявления по керну.

Средний подъярус

Отложения среднего отдела франского яруса (саргаевский и доманиковский горизонты) представлены известняками черными, прослоями битуминозными толщиной 27-33 м.

Верхний подъярус

Верхнефранские отложения литологически сложены известняками тёмно- и коричневато-серыми, с битуминозными прослоями, толщиной до 240 м.

Фаменский ярусD3fm

Фаменский ярус сложен известняками желтовато-серыми, доломитизированными, окремнелыми и доломитами коричневато-серыми толщиной до 507 м.

Каменноугольная система C

Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним, верхним.

Нижний отделC1

Нижний отдел каменноугольной системы состоит из трёх ярусов - турнейского, визейского и серпуховского.

Турнейский ярус C1t

Разрез турнейского яруса представлен мощной толщей карбонатных пород – известняков тонко-, мелкозернистых, участками пористых, крепких, плотных. К известнякам турнейского яруса приурочена залежь нефти. Толщина яруса 52-69,5 м.

Визейский ярус C1v

Визейский ярус представлен нижним, средним и верхним подъярусами.

Нижний подъярус представлен радаевским горизонтом, тульским и бобриковским горизонтами.

Радаевский горизонт C1rd

Радаевские отложения толщиной 16-32 м представлены переслаиванием алевролитов, аргиллитов и песчаников, к пористым разностям которых приурочена залежь нефти.

Средний подъярус включает в себя бобриковский и тульский горизонты.

Бобриковский горизонт C1bb

Бобриковский горизонт представлен переслаиванием песчаников нефтенасыщенных, с прослоями алевролитов и аргиллитов толщиной от 15 м до 23 м. К отложениям бобриковского горизонта приурочена залежь нефти.

Тульский горизонт C1tl

Тульский горизонт состоит из верхней карбонатной tlк и нижней терригенной пачки tlт.

Терригенная пачка сложена песчаниками, алевролитами и аргиллитами толщиной от 41,5 м до 69 м. К отложениям терригенной части тульского горизонта приурочены залежи нефти.

Толщина карбонатной пачки 23,5 – 43 м.

Верхний подъярус визейского яруса представлен мощной толщей доломитов с включениями кремния и ангидрита, переходящими в доломитизированные известняки серпуховского яруса общей толщиной 248-296 м.

Средний отдел C2

Башкирский ярусC2b

В среднекаменноугольном отделе выделяются башкирский ярус (63-77 м), несогласно залегающий на серпуховских отложениях, представленный известняками зернистыми, органогенными с примазками голубовато-зеленой глины. К отложениям башкирского яруса приурочена залежь нефти.

Московский ярус C2mk

Породы московского яруса подразделяются на нижний подъярус и верхний подъярус.

В состав нижнего подъяруса входят: верейский и каширский горизонты.

Верейский горизонт C2vr

Верейские отложения, толщиной 56-59 м, представлены переслаиванием, тёмно-серых известняков и слюдистых аргиллитов.

Каширский горизонт C2ksv

Серые известняки, зеленовато серые, мелкозернистые и серые доломиты толщиной 45-51 м.

Верхний подъярус состоит из подольского и мячковского горизонта.

Подольский горизонт C2pd

Представлен отложениями серых доломитов и известняков толщиной 102-111 м.

Мячковский горизонт C2msv

Известняки светло-серые, тёмно-серые, с коричневатым оттенком, мелкозернистые, плотные и доломиты серые, зернистые с ангидритами , толщиной до 90 м.

Верхний отдел C3

Верхнекаменноугольные отложения имеют карбонатный тип разреза и сложены доломитами и известняками, часто каверзно-трещиноватыми. Толщина верхнего отдела 119-185 м.

1.3 Тектоника

Степановское месторождение, приуроченное к одноимённому поднятию, в тектоническом отношении находится на Дубовогорской террасе, осложняющей северный склон Башкирского свода.

Степановское поднятие относится к турнейским рифогенным сооружениям и расположено в южной части террасы. Сводовая его часть находится в 2,5 км к северо-западу от д. Степановка.

По кровле иренского горизонта Степановская структура представляет собой куполовидное поднятие размерами по замкнутой изогипсе минус 70 – 1,45 х 1,45 км, амплитудой 11 м. Угол падения наиболее крутого северо-западного крыла 1^о38´. Юго-восточное крыло более пологое 0^о53´. Наивысшая отметка кровли иренского горизонта (- 59 м) фиксируется в купольной части скважинами 2 и 120. Структура вытягивается на юг и размеры её по изогипсе минус 80 м составляют 2,15 х 4,7 км.

По кровле верейского горизонта выделяется Степановское поднятие, представляющее собой куполовидное поднятие, размеры которого в пределах замыкающей изогипсы минус 840 м, составляют 1,8 х 1,8 км. Амплитуда увеличивается до 31 м. Возрастают и углы падения крыльев: северо-западное крыло 3^о49´, юго-восточное - 3^о16´. Наивысшее положение кровли верейского горизонта (- 809 м) отмечается в скважине 110.

В районе скважины 13 намечается небольшое поднятие по изогипсе минус 840 м размером 0,5 х 0,3 км. Амплитуда поднятия 1,4 м.

На структурном плане по кровле тульских терригенных отложений Степановское поднятие представляет собой купол со сводом в районе скв. 110. В пределах замкнутой изогипсы минус 1260 м размеры его составляют 1,77 х 1,8 км, амплитуда 67,7 м. Форма поднятия выражена более чётко, увеличивается наклон крыльев. Угол падения северо-западного крыла – 11˚19´, юго-восточного - 7˚8´.

В районе скв. 13 намечается небольшое поднятие со сводом, смещённым на север относительно верейского структурного плана. Размеры поднятия по замыкающей изогипсе минус 1260 м составляют 0,44 х 0,3 км.

По кровле турнейского яруса также выделяется Степановское куполовидное поднятие. В пределах замкнутой изогипсы минус 1310 м. Размеры его составляют 1,74 х 1,8 км. Угол наклона северо-западного крыла - 13^о37´, юго-восточного - 7^о17´. Амплитуда возрастает до 76,2 м.

Поднятие, намечаемое в районе скв. 13, сконтурено изогипсой - 1310 м и имеет размеры 0,43 х 0,28 км.

Сопоставляя структурные планы по различным горизонтам, можно сделать следующие выводы:

Степановская структура по характеру образования относится к

тектоно-седиментационной.

Структура чётко прослеживается от турнейских до кунгурских

отложений. По терригенным отложениям кыновского горизонта намечается малоамплитудный структурный мыс.

Амплитуда поднятия вверх по разрезу значительно уменьшается.

1.4 Нефтегазоносность

В результате детальной корреляции ГИС пробуренных скважин согласно номенклатуре пластов Пермского Прикамья в разрезе Степановского месторождения установлена промышленная нефтеносность в отложениях нижнего карбона (карбонатный пласт Т, терригенные пласты Мл (Рд), Бб₂, Бб₁, Тл_2-б, Тл_2-а, Тл_1-в) и в отложениях среднего карбона (карбонатные пласты Бш, В₃).

Ниже приводится характеристика пластов и нефтяных залежей, выделенных в нефтеносном разрезе.

Девонская система

Отложения девонской системы вскрыли три скважины: 2, 6, 7.

По промыслово-геофизическим данным кыновский пласт Д₀ сложен аргиллитами, в пашийских и живетских отложениях выделяются проницаемые пласты Д₁ и Д₂, представленные алевролитами с прослоями аргиллитов. При опробовании в процессе бурения пласта Д₁ в скв. 6 притока не получено, в скв. 7 получена вода. Пласты Д₁ и Д₂ были испытаны вместе в скв. 7, получен глинистый раствор.

Пласт т

Основным промышленно-нефтеносным объектом на Степановском месторождении является пласт Т. В исследуемом интервале продуктивными являются турнейские карбонатные породы, облегающие нижележащие фаменские рифогенные образования. Разрез турнейской толщи по керну представлен чередованием пористых и уплотненных разностей известняков и доломитов.

Промышленная нефтеносность пласта Т установлена в разведочный период в скважине 2, где при испытании в колонне получили дебит нефти от 18,8 до 50,5 т/сут (на трех режимах ГДИ) и подтверждена результатами его продолжительной эксплуатации в 22 добывающих скважинах.

Оценить емкостно-фильтрационную характеристику продуктивной части турнейского разреза по керновым данным крайне сложно, так как вынос керна из продуктивной части этих отложений составляет 14,1 % от проходки в 8 скважинах. По имеющимся данным нефтенасыщенная часть разреза по керну имеет относительно невысокие коллекторские свойства, составляя в среднем: пористость – 11,9 %, проницаемость – 11*10^-3 мкм², в водонасыщенной части – 11 %, и 78*10^-3 мкм², в неэффективной подошвенной части разреза отмечались секущие трещины, заполненные сульфатами.

Геофизическая характеристика разреза изучена достаточно подробно, так как пласт вскрыт в 94 % пробуренного на месторождении фонда скважин в связи с углублением проектных скважин вышележащих пластов, при этом плотность сетки скважин при разбуривание в контуре нефтеносности нижележащего объекта – пласта Т, составила 3,9 га/скв.

В центральной части залежи в подошве продуктивного разреза по ГИС в 50 % скважин выделяется плотный раздел толщиной от 13,5 м до 33 м, отделяющий турнейскую нефтяную часть разреза от водоносной. Ранее, при оперативном подсчете запасов нефти, в пределах турнейских отложений были выделены три пласта. Анализ комплекса ГИС исследуемого разреза показывает плохую коррелируемость разреза. В связи с этим, турнейские отложения в последнем подсчете запасов нефти рассматриваются как единая гидродинамическая система, классифицируя ее как пластово-сводовую залежь.

От вышележащего радаевского пласта верхняя проницаемая часть пласта Т отделяется плотным разделом толщиной от 3 до 24 м.

Общая толщина пласта находится в пределах 52,2 – 62,9 м, в среднем равна 55,9 м. Эффективная толщина изменялась по скважинам от 7,6 до 24,6 м, средняя составляет 18,1 м. Отношение эффективной толщины к общей составляет 0,324.

Турнейские отложения имеют высокую расчлененность. В составе пласта Т выделяют до 32 проницаемых прослев толщиной от 0,4 до 3,5 м. Коэффициент расчлененности в среднем равен 21.

Пласт Т на поднятии вскрыт при бурении в 66 скважинах, его испытание в колонне в разведочный период (1966-68 гг.) проведено в трех скважинах, из которых в скважине 2, пробуренной в сводовой части поднятия, получен приток безводной нефти дебитом от 18,8 до 50,5 т/сут, в скважинах 8 и 13, попавших за контур нефтеносности, получены притоки воды дебитом 38,5 м³/сут и 5,9 м³/сут соответственно.

Промышленная значимость залежи пласта Т подтверждена результатами опробования 22 добывающих скважин, вступивших в эксплуатацию с дебитами нефти от 2,6 до 24,0 т/сут.

Водонефтяной контакт определяется как по скважинам, пробуренным в разведочный период, так и по 10 добывающим скважинам, пробуренным в начальные годы разработки (до 1988 г.) в краевой части залежи. По 11 скважинам по ГИС подошва нефти с учетом проницаемого пропластка находится на абсолютных отметках от -1312,2 м до -1313,1 м, что позволяется принять начальное положение ВНК на абсолютной отметке -1313 м.

Размеры залежи в пределах ВНК равны 4,25x4,25 км, этаж нефтеносности составляет 79,3 м, эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,6 до 22 м, в среднем равна 10,1 м, средневзвешенная по объему величина – 12,2 м.