Геология Вать-Еганского месторождения. Вать-Еганское. Существуют два основных метода очистки скважин удаление песчаных пробок желонками и промывкой
 Скачать 286 Kb.
|
 ВВЕДЕНИЕ В процессе эксплуатации нефтяных скважин в стволе образуются песчаные пробки, которые в ряде случаев доходят до интервалов перфорации эксплуатационной колонны и приводят к снижению дебита, а в ряде случаев к полному прекращению поступления жидкости из пласта. Особенно интенсивно процесс образования песчаных пробок происходит на месторождениях нефти, продуктивные горизонты которых представлены слабосцементированными песчаниками и глино-песчанистыми горными породами. Необходимость промывки песчаных пробок создает проблемы технического характера, связанные с необходимостью проведения монтажно-демонтажных работ, а также с необходимостью применения специального оборудования для промывки ствола скважины. Кроме этого, процесс образования пробок и последующие работы по их ликвидации приводят к снижению добычи нефти и снижают экономическую эффективность добычи нефти скважинными штанговыми насосами. Выбор оборудования и технологии очистки пробок обусловлен типом пробки, местом ее расположения, состоянием эксплуатационной колонны (степенью ее герметичности и износа), пластовым давлением. Технологию отчистки пробок выбирают таким образом, чтобы, с одной стороны ее удалить, а с другой стороны - свести к минимуму ухудшение гидродинамических свойств пласта, например, в результате попадания в него технологических жидкостей, используемых для промывки. Песчаные пробки бывают забойными, образующимися на забое скважины, и патронными, располагающимися в средней и верхней части колонны. Пробки бывают рыхлыми и плотными. Существуют два основных метода очистки скважин - удаление песчаных пробок желонками и промывкой. В первом случае в колонну труб на канате последовательно опускают и поднимают желонку - цилиндрическую емкость, снабженную каналами и рядом устройств для захвата материала пробки, например песка, подъема его на поверхность и быстрого опорожнения. Во втором случае в засоренные подъемные трубы или эксплуатационную колонну спускают колонну промывочных труб и специальными промывочными насосами создают циркуляцию жидкости для размывания пробки и выноса составляющих ее материалов на поверхность. При образовании песчаной пробки в случае полного прекращения подачи пластовой жидкости давление в нижней части колонны увеличивается и в процессе удаления пробки может произойти выброс части пробки, нефти, а иногда и оборудования, спущенного в скважину. Поэтому при удалении пробки следует строго выполнять правила техники безопасности. 1 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 1.1 Общие сведения о месторождении Вать-Еганское месторождение расположено в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района. В административном отношении месторождение относится к Сургутскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области, в 150 км к северо-востоку от г. Сургута (рис. 1.1).  Рисунок 1.1 - Обзорная схема района работ В орогидрографическом отношении поверхность территории месторождения представляет собой слабопересеченную, сильно заболоченную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +66 м до +80 м, увеличиваясь к северу. Гидрографическая сеть представлена реками Вать-Еган, Орт-Ягун, Айка-Еган, Тлокты-Еган, Котуха, а также множеством мелких речек и ручьев. Реки спокойные, равнинные, со скоростью течения 0,3-0,8 м/сек на плесах и 0,8-12м/сек на перетоках. Характерна извилистость русла, наличие большого числа притоков, рукавов и песчаных кос. Реки мелководны, глубина их в наиболее сухое летнее время не превышает 0.5м. Во время паводков уровень воды поднимается до 2,5-5м. Климат района резко континентальный. Средняя температура в январе составляет -230С, минимальная -550С. Высота снежного покрова в среднем 1,0 м, в пониженных участках до 1,5м. Глубина промерзания грунтов 1,0-1,5м. Средняя температура в июле +160С, максимальная +340С. Среднегодовое количество осадков 500-550мм, из которых максимальное количество (400мм) выпадает в теплый период с апреля по октябрь. Количество дней с осадками - 190 в году. Уровень грунтовых вод колеблется от 0,6 м (на болотах) до 10-15 м (на водоразделах). Почвообразующими породами являются болотные и неоднородные, преимущественно песчано-супесчаные, осадки. Район находится в зоне разобщенного залегания реликтовой мерзлоты. Реликтовая мерзлота залегает на глубине от 110 м до 290 м в виде сегментов, разобщенных сквозными тальниками в долинах больших рек и под крупными озерами. В экономическом отношении район, с начала разработки месторождения, стал быстро развиваться. Бетонные дороги соединяют все действующие нефтепромыслы. К кустам и скважинам проложены дороги-лежневки. Транспортировка крупногабаритных грузов от г. Тюмени осуществляется по железной дороге. 1.2 Стратиграфия и тектоника Геологический разрез участка Вать-Еганского месторождения представлен мощной толщей осадочных мезокайнозойских пород, толщиной более 3300 м, подстилаемых эффузивно-осадочными, осадочными пермотриасовыми, палеозойскими метаморфическими и изверженными породами. Доюрские образования Доюрские образования представлены эффузивными, изверженными или сильнодислоцированными осадочными и метаморфическими породами. Юрская система В составе юрских отложений представлены осадки всех трёх отделов: нижнего, среднего и верхнего. Континентальные осадки нижнего, среднего и части верхнего отделов объединяются в Тюменскую сайту. В составе прибрежно-морских и морских отложений верхнего отдела выделяются Васюганская, Георгиевская и Баженовская свиты. Отложения Тюменской свиты представлены неравномерным чередованием песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями глинистых известняков и бурых углей. Васюганская свита представляет собой толщу двухчленного строения. Нижняя подсвита преимущественно глинистая, сложена аргиллитами темно-серыми, тонкослоистыми, известковистыми до переходящих в известняк. Верхняя подсвита сложена песчаниками и алевролитами темно- серыми, мелкозернистыми, слюдистыми с подчиненными прослоями аргиллитов. В кровле свиты выделяются аркозовые песчаники, мелкозернистые, часто глинистые, иногда известковистые, индексируются как пласт ЮВ1. Песчаники пласта ЮВ1 регионально нефтеносны. Толщина Васюганской свиты 53-75м. Георгиевская свита представлена аргиллитами темно-серыми, почти черными, плотными, иногда известковистыми, переходящими в глинистый известняк. Толщина свиты от 2 до 10м. Баженовская свита литологически представлена черно-бурыми битуминозными аргиллитами, содержащими тонкие прослои известняков и сидеритов. К кровле этих отложений приурочен отражающий горизонт «Б», имеющий региональное распространение. Толщина свиты изменяется от 18 до 38м. Меловая система. Отложения меловой системы представлены нижним и верхним отделами. Нижний отдел включает в себя осадки Мегионской, Вартовской, Алымской и нижней части Покурской свиты. Верхний представлен в объёме верхов Покурской, Кузнецовской, Березовской, Ганькинской свит. Основные продуктивные пласты сосредоточены в отложениях Мегионской и Вартовской свит. Мегионская свита представляет содой толщу преимущественно глинистых пород. Песчаные пласты встречаются в нижней части свиты (ачимовская пачка) и в кровле свиты (БВ8-10). Аргиллиты от светло-серых до черных, слюдистые, часто песчано-алевритистые. Песчаники ачимовской толщи серые, мелкозернистые, слюдистые, глинистые. В верхней части мегионской свиты песчаники серые, мелкозернистые, аркозовые, массивные с глинистым цементом. Завершается разрез Мегионской свиты пачкой аргиллитов темно-серых плотных, слабо алевритистых, выделяемой по стратиграфической схеме как Чеускинская. Толщина свиты изменяется от 200 до 330м. Вартовская свита представлена чередованием песчаников и аргиллитов. Аргиллиты серые до черных, слюдистые, от рыхлых до очень крепких, с горизонтальной волнистой и косой слоистостью. Алевролиты серые, слюдистые, тонкозернистые с глинистым и глинистокарбонатным цементом. Песчаники светло-серые, мелкозернистые, слюдистые, крепко сцементированные. Толщина свиты изменяется от 610 до 700м. К песчано-алевритовым породам Вартовской свиты приурочены основные продуктивные пласты от АВ1-2 до БВ7. Вартовская свита в свою очередь перекрыта песчано-глинистыми осадками Алымской свиты толщиной от 60 до 100м. В подошве свиты залегает пласт песчаников темно-серых, глинистых, полимиктовых, слюдистых. Перекрывает его пачка глин (Кошайская пачка), являющаяся региональным репером. Средняя часть разреза представлена преимущественно плохо-сцементированными песчано-глинистыми породами Покурской свиты. Нижняя, более глинистая ее часть, завершает разрез отложений нижнего Мела. Верхняя часть разреза Меловых отложений представлена опоковидными глинами Кузнецовской, Березовской и Ганькинской свит. Палеогеновая система В составе палеогеновой системы в рассматриваемом районе выделяются морские осадки Талицкой, Люлинворской и Тавдинской свит и континентальные отложения Атлымской, Новомихайловской и Туртасской свит. Талицкая свита представлена глинами монтмориллонитовыми, темно-серыми, плотными, аргиллитоподобными, иногда с прослоями кварцглауконитового песчаника. Толщина свиты изменяется от 80 до 120м. Люлинворская свита представляет собой толщу светло-серых, зеленоватых, прослоями почти белых глин нижнего, среднего Эоцена. Тавдинская свита представлена песками зеленовато-серыми, изредка гравеллитовыми, с прослоями глин и бурых углей в нижней части, и глинами зелёными, тонкослоистыми, прослоями алевритистыми или с включением линз алевролитов, пирита, сидерита и марказита - в верхней части. Атлымская свита сложена песками кварцевыми равнозернистыми с прослоями линзовидных включений песчанистых глин. Новомихайловская свита включает в себя глины серые, коричневато-серые, зеленовато-серые, часто комковатые, с включением слабоуплотнённых алевролитов и бурых углей. Толщина свиты - 30-120м. Туртасская свита представлена песками и алевритами кварцевыми с включением зерен глауконита. Толщина свиты - 15-З0м. Вать-Еганское месторождение приурочено к Вать-Еганскому куполовидному поднятию - тектоническому элементу (порядка, осложняющему северную часть Ярсомовского мегопрогиба). Вать-Еганскому куполовидному поднятию в осадочном чехле соответствует крупный выступ фундамента амплитудой порядка 500 м, который разделен серией разломов на блоки. Наивысшая гипсометрическая отметка кровли фундамента (-4100 м.), наиболее глубокое залегание этой границы отмечается в осевой части Яросомовского прогиба (более 7000 м). 1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов Залежи нефти в пределах месторождения выявлены в четырех группах резервуаров: пластах АВ1-8 БВ1-10, ачимовской толще и горизонте ЮВ1. Каждая из этих групп делится на ряд пластов. Залежь группы пластай АВ1-2. Составляет главный по запасам нефти, подсчитанный объект месторождения (70% от извлекаемых запасов). Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности 40  30 км, при высоте около 60 м. Залежь изучена достаточно полно и равномерно, как по площади, так и по разрезу.Залежь характеризуется достаточно высокой продуктивностью. Дебиты нефти по результатам испытаний 28 разведочных скважин изменяются от 1,9м3/сут до 129 м3/сут. ВНК установлен наклонным с севера на юг По строению коллектора в ловушке залежь относится к пластово-сводовым. По значениям рабочих дебитов- к среднедебитным. По запасам - к крупным. Залежь пласта АВ3. Приурочена к сводовой части Вать-Ёганской структуры, находится непосредственно под купольной частью залежи пластов АВ1-2 и отделяется от неё невыдержанным глинистым разделом небольшой толщины. Размеры залежи в пределах принятого контура нефтеносности 13 5 км, высота около 20 м. По строению коллектора в ловушке залежь относится к антиклинальным, водоплавающим, литологически ограниченным (замещение коллектора непроницаемыми породами в крыльевых и переклинальных частях структуры). По значениям рабочих дебитов - залежь среднемалодебитная. По запасам - средняя. Пласт АВ81 В пласте АВ81 установлено три залежи нефти: 1 - в районе скважины 4700, размером 2,3 2 км, высотой 13 м, характеризуется начальными дебитами от 12,6 до 120 м3/cyт. ВНК понижается с севера на юг от абсолютной отметки - 2164 м до 2168 м. Запасы нефти числятся по категории В (877 тыс.т- извлекаемые). Залежь пластовая сводовая, среднедебитная.Пласт АВ2-8. В пласте установлены три залежи нефти: северная, центральная и западная. Северная залежь приурочена к небольшой по размерам приподнятой зоне. Нефтеносность в интервале 2271-2278 м. При опробовании получен приток нефти с незначительным содержанием воды (дебит нефти 40,8 м3/сут., воды 1,9м3/сут. при депрессии 124,6 кГсм2). Залежь водоплавающая, размеры 3 5 км, высота 10,8 м, средневзвешенная по площади нефтенасыщенная толщина - 3.1 м.Центральная залежь наиболее крупная по размерам и запасам. Приурочена к сводовой части Вать-Ёганской структуры. Размеры залежи в пределах нефтеносности 16 5 км. Высота залежи 26 м. На юге и юго-востоке залежи установлены зоны отсутствия коллекторов. Водононефтяной контакт в зоне развития коллекторов принят на абсолютной отметке 2203 м. Начальные дебиты изменяются от 3 до 70 м3/сут. Залежь нефти пластовая сводовая, литологически экранированная в юго-восточной части.Западная залежь приурочена к сводовой части Западно-Вать-Еганской структуры. Залежь пластовая, сводовая, высота - 29 м, размеры 5,5 3 км. Получен приток нефти 13,8 м3/сут. при снижении уровня до 840 м.Пласт AB2б8. В пласте установлены две залежи нефти, приуроченные соответственно к сводовой части Вать-Еганской структуры (центральная) и сводовой части Западно-Вать-Еганской структуры (западная). Центральная залежь характеризуется небольшими толщинами и невыдержанностью коллектора по площади и разрезу. Размеры залежи 10 4 км, высота - 19 м. Начальные дебиты колеблются от 5,6 до 12,7 м3/cym. залежь пластовая сводовая, литологически экранированная, малодебитная.Западная залежь пластовая сводовая. Высота залежи - 28 м, размеры 6,5 З,5км.Пласт БВ1. Залежи пласта - второй по значимости подсчетный объект месторождения (14% от всех извлекаемых запасов). В пласте установлено две залежи нефти: основная (восточная) и западная, разделенные небольшим прогибом субмеридионального простирания. Основная залежь характеризуется невыдержанностью и локальным замещением коллекторов непроницаемыми, в основном, в периклинальных частях структуры. Размеры залежи 28 10 км, высота 45 м. Начальные дебиты нефти по результатам испытания разведочных скважин изменяются от 7,1м3/сут. до 61,2 м3/cyт. Залежь нефти пластовая - сводовая, участками литологически ограниченная, среднедебитная, крупная по запасам. Извлекаемые запасы нефти по сумме категорий В+С1 составил 48417 тыс.т.Западная залежь характеризуется замещением коллекторов непроницаемыми и слабопроницаемыми породами, в основном, в купольной и восточной части залежи. Размеры залежи 14 7 км, высота -30 м. Залежь нефти антиклинально-литологическая (замещение плохопроницаемыми породами в своде), малодебитная, средняя по запасам. Извлекаемые запасы нефти по категории С1 составили 4336 тыс.т.Пласт (зональный интервал) ЮB1а1 Пять залежей, выявленных в пределах месторождения, приурочены к структурно-литологическим ловушкам, разделенным зонами замещения и развития, так называемых, слабых коллекторов (алевролиты с низкими коллекторами свойствами), при опробовании которых притоки воды с суточными дебитами 1-1,5 м3/cym. Северная залежь экранируется непроницаемыми породами с юго-запада и юго-востока. Три разведочные скважины, пробуренные в пределах залежи, дали притоки безводной нефти дебитом от 13 м3/сут. при депрессии Р=140 кГс/см2 до 86,4 м3/сут. на 8 мм штуцере. Размеры залежи 20 4 - км, высота - 26 м. Запасы нефти в зависимости от зоны изученности отнесены к категориям С1, С1+C2 забалансовым, составили соответственно 226 тыс.т (4-5 тыс.т – извлекаемые), 9083тыс.т (1817тыс.т), 5972 тыс.т (3057 тыс.т).Центральная залежь представляет собой почти линзовидную зону коллекторов неправильной формы с предполагаемыми ВНК в юго-западной части на отметке - 2771 м, соответствующей подошве пласта в скважине 4322. В опробованных скважинах получены притоки нефти с водой от 1.5 до 2,4 - м3/сут. Извлекаемые запасы нефти составили 454 тыс.т. Южная залежь отнесена к пластовым сводовым. Площадь нефтеносности составила 18508 тыс.м2. Дебиты нефти изменяются в пределах от 11,2 до 61,8 м3/сут. Извлекаемые запасы нефти составили по категории С1 940 тыс.т, по категории С2 - 263 тыс.т. Восточная залежь экранируется малопроницаемыми породами вдоль западного склона восточной зоны поднятий. В пределах залежи площадь изучена неравномерно. Водонефтяной контакт условно принят на абсолютной отметке -2797м. Высота залежи около 70м. Начальные дебиты изменяются от 0,7 до 55,8 м3/cyт. Запасы нефти категории С1 выделяются в присводовой части (100 тыс.т - извлекаемые). Запасы нефти на остальной площади залежи отнесены к забалансовым, как трудноизвлекаемые (11352 тыс.т - извлекаемые). Западная залежь по принятой геологической модели относится к пластовым сводовым литологически экранированным малопроницаемыми породами с северо-востока. По площади изучена весьма неравномерно. Высота залежи около 40 м, средняя нефтенасыщенная толщина около 3 м. Начальные извлекаемые запасы по категории С1 составили 3188 тыс.т, по категории С2- 1379 тыс.т. составляет 24,6% при вариациях от 21 до 26%, проницаемости- 432 10-3 мкм2.1.4 Характеристика пластовых флюидов Физико-химические свойства пластовой нефти и газа изучались по результатам анализов поверхностных и глубинных проб нефти. Нефти горизонта АВ1-2 относятся к легким, средневязким, парафиновым, сернистым, смолистым. Нефти горизонта АВ8 легкие, маловязкие, с меньшим содержанием смол и парафинов. Нефти горизонта БВ1 по своим характеристикам близки к нефтям АВ1-2, но более вязкие и сернистые. Наименее вязкие и сернистые по сравнению с остальными нефти горизонта ЮВ1. Таблица - 1.1 Свойства пластовой нефти
Продолжение таблицы 1.1
Растворенный газ по результатам исследования проб пластовых нефтей методом однократного разгазирования имеет состав, близкий к результатам, полученным при ступенчатой сепарации. В целом растворенный газ является жирным, обогащенным тяжелыми углеводородами. Компонентный состав нефтяного газа приведен в таблице 1.2. Свойства и состав пластовых вод отложений Вать-Еганского месторождения изучены достаточно полно, но анализами освещены в основном подошвенные и краевые воды, связанные непосредственно с продуктивными пластами AB1-2 БВ1 и ЮВ1 в меньшей степени изучены пластовые воды ачимовской толщи и низов вартовской свиты. Химический состав вод пластов группы АВ изучался по данным наиболее представительных проб. Минерализация соответствует 20,5-23,4 г/л. плотность 1,014-1,017 г/см3. Воды пластов группы БВ имеют более низкую минерализацию (16,5-16,9 г/л) и плотность (1,011-1,010 г/см3). Химический состав воды юрского комплекса изучался по данным 5 скважин. Минерализация по исследованным пробам достигает 35,1 г/л, а плотность увеличивается до 1,018 г/см3. Таблица 1.2 - Характеристика пластового газа Вать-Еганского месторождения
В целом для вод нижнего гидрогеологического этажа характерна относительно высокая минерализация и повышенное содержание микрокомпонентов. Воды рассмотренных комплексов относятся к водам хлоридно-кальциевого типа. 1.5 Состояние разработки месторождения В пределах участка СП «Ватойл» проектный фонд составляет 1577 скважин, в том числе добывающих 1210 скважин, нагнетательных 367 скважин. Исходя из оперативно-подсчитанных запасов нефти по участку при утвержденном коэффициенте нефтеизвлечения, извлекаемые запасы нефти на одну скважину должны составить 55 тыс.т. По участку отсутствуют отдельно проектные показатели разработки и подсчета запасов нефти. По объекту АВ1-2 в пределах участка размещено 709 проектных скважин основного фонда, в том числе 493 добывающих и 216 нагнетательных. Удельные извлекаемые запасы на 1 скважину составляет 68,4 тыс.т. Система разработки трехрядная. В результате эксплуатационного и разведочного бурения было уточнено геологическое строение залежи в пределах участка и отменена бурением 21 скважина (зоны замещения коллектора и зоны с минимальной рентабельной толщиной пласта в ВНЗ). На 01.01.2014 года пробурено всего на объекте в пределах участка -370 скважин, что составляет 52,3 % от проектного фонда скважин участка. Фонд добывающих скважин - 302 скважин, в том числе действующих 251 скважин, в бездействии 48 скважин, в освоении 3 скважины. За 2013 год добыча нефти составила 2100,5 тыс.т, добыча жидкости 5068,1 тыс.т. Обводненность продукции составила 61,7% на конец года. Накопленная добыча нефти составила 13587,6 тыс.т или 19,9 % от утвержденных НИЗ участка. В 2013 году было введено в эксплуатацию 16 скважин. Средний дебит нефти новой скважины составил 53,56 т/сут., жидкости - 59,5 т/сут. 40,4 % фонда скважин работала ЭЦН, 44,8 % - ШГН. Средний дебит одной скважины по жидкости составил 58 т/сут, по нефти 23,2 т/сут. Распределение динамических уровней по способам эксплуатации показало, что с динамическими уровнями до 400 м работает 58 % ЭЦН, с уровнями до 600 м -28 % скважин, оборудованных ШГН. Таким образом, имеется значительный нереализованный потенциал работы подземного оборудования, который требует оптимизации. В целом по пласту АВ1-2 в пределах участка требует оптимизации с элементами бездействия на призабойную зону пластов и усилением системы бездействия всего 110 скважин. Объект АВ8. По объекту АВ8 в пределах участка размещены 22 проектных скважины, в том числе 14 добывающих и 8 нагнетательных. Удельные извлекаемые запасы на одну скважину составляют 163,8 тыс.т. Фактически на 01.01.2014 г. было пробурено но объект 19 скважин или 84% от проектного фонда скважин объекта в пределах участка. Кроме того, для эксплуатации объекта используются еще 6 скважин с других проектных объектов. Фонд добывающих скважин по объекту составил 25 скважин при проектном 14 скважин, из них действующих 23 скважин. В бездействии находилось 2 скважины (8,7% от эксплуатационного фонда). За 1997 год добыто нефти 226,1 тыс.т, жидкости - 343,8 тыс.т. Обводненность продукции - 60,3 %. Накопленная добыча нефти составляет 1144 тыс.т или 28,4 % от утвержденных НИЗ (начальных извлекаемых запасов) участка. Средний дебит по жидкости одной скважины составил 43,3 т/сут, по нефти - 14,9 т/сут. 80% фонда скважин оборудованных ЭЦН работали с динамическими уровнями до 600 м, при тех же условиях работало 33% фонда скважин, оборудованных ШГН. Заводнение участка залежи не ведется. По проекту БВ1, в пределах участка размещено фактически на 01.01.2014 г. было пробурено на объекте 177 скважины или 46,1 % от проектного фонда скважин объекта в пределах участка. Фонд добывающих скважин по объекту составил 155 скважин при проектном 288 скважин (53.8 % от проекта), из них действующих - 124 скважин. В бездействии находилось 28 скважины (26% от эксплуатационного фонда), в освоении 3 скважины. За 2013 год добыча нефти составила 214,3 тыс.т, добыча жидкости -262,8 тыс.т. Обводненность продукции составила 18,9 %. Накопленная добыча нефти составила на 01.01.2014г. - 1554,7 тыс.т или 7 % от утвержденных НИЗ участка. В 1997 году введено в эксплуатацию 1 скважина. Средний дебит нефти новой скважины составил 38,1 т/сут, жидкости - 41,5 т/сут. Средний дебит по жидкости одной скважины, в целом по участку, составил 5,9 т/сут, по нефти 6,3 т/сут. В 2013 году переведены под закачку 7 скважин. Фонд нагнетательных скважин составил 22, в том числе действующих 18 скважин. В отработке на нефть находятся 13 скважин. Степень освоенности проектной системы воздействия крайне низкая. На одну нагнетательную скважину приходится 7,0 добывающих скважин. Закачка воды в пласты за 1994 год составила 739,9 тыс.м3, с начала разработки 4106,7 тыс.м3. Текущая компенсация отборов закачкой в пластовых условиях составила 170,1 %, накопленная компенсация 191,8 %. По объекту ЮВ1а1, в пределах участка размещено 364 проектных скважин, в том числе 317 добывающих и 47 нагнетательных. По объекту было пробурено 28 скважин, из которых только одна работает на ЮВ1 большая часть остальных скважин была переведена на вышележащие объекты. В результате было прекращено бурение проектных скважин на ЮВ1 ввиду их нерентабельности при применении отечественных технологий. Фактически на 01.01.2014 год была пробурена на объект 31 скважина или 8,5% от проектного фонда скважин объекта в пределах участка. Фонд добывающих скважин по объекту составил 1 скважину при проектном 364 скважин (0,3% от проекта), действующих -1 скважина. За 2013 год добыча нефти составила 2,920 тыс.т., добыча жидкости - 3,503 тыс.т. Обводненность продукции -9,8 %. Накопленная добыча нефти составила на 01.01.2014 год 29,4 тыс.т, или 36,1 % от утвержденных НИЗ участка. 1.6 Конструкция скважин. Важнейшим этапом проектирования, обуславливающим качество строительства скважин, а также дальнейшую эффективную и длительную эксплуатацию является выбор рациональной конструкции скважины. Конструкция должна быть экономичной и обеспечивать эксплуатационную надежность скважины как технического сооружения, проектный уровень ее эксплуатации, оптимальный режим проводки ствола скважины на уровне современной техники и технологии предупреждение осложнений и аварии а также охрану недр в процессе бурения и в период эксплуатации качественное разобщение продуктивных и проницаемых горизонтов. В соответствии с этим, а также с учетом конкретных геолого-физических характеристик залегаемых пород и условий вскрытия продуктивных пластов для Вать-Еганского месторождения рекомендуются следующая конструкция скважины. Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м. Трубы отечественного производства с резьбой типа ОТТМ, цементируется раствором нормальной плотности до устья. Кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 500 метров для добывающих, 700 метров для нагнетательных скважин. Цементируют до устья тампонажным раствором плотностью 1,83 г/см3. Применяемая марка цемента ПЦТ - ДО-50 ГОСТ 1581-85.  1 - продуктивный пласт; 2 - зона перфорации; I - направление, II - кондуктор, III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна. Рисунок 1.2 - Конструкция скважин на Вать-Еганском месторождении Кондуктор служит для перекрытия верхних неустойчивых пород, предотвращения осыпей и прихвата инструмента при бурении. Кондуктор оборудуют башмаками типа БК-426, БК-324 и БК-245, тремя пружинными центраторами ЦЦ-426/508-1 и ЦЦ-245/295-1. Расстояние между центраторами составляет не менее 10 метров. Эксплуатационная колонна изготавливается из обсадных труб диаметром 139,7; 146 или 168 мм спускается на глубину на 50 м ниже проектного горизонта. Цементируется на 100 м выше башмака кондуктора. Тампонажный раствор плотностью 1,8 г/см3 приготовлен из портландцемента марки ПЦ-ДО-100 ГОСТ 1581-85. Эксплуатационная колонна оборудуется направляющим башмаком БК-168, БК-146 и обратным клапаном типа ЦКОД-168-1 и ЦКОД-146-1. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||