Маликов- диплом. Техника и технология проведения работ по освобождению стволов скважин, оборудованных установками электроцентробежных насосов, от посторонних предметов на ЮжноСургутском месторождении
 Скачать 426.33 Kb.
|
|
Рисунок 1.1 – Обзорная схема района работ В геологическом строении принимают участие отложения четвертичного, палеогенного, мелового и юрских возрастов. Породы палеозойского фундамента вскрыты на соседних площадях на глубине 4600м.  В тектоническом отношении Южно-Сургутское месторождение приурочено к Сургутскому своду и расположено в юго-восточной части. По опорному отражающему горизонту "Б" (кровля верхней юры) месторождения представляет собой моноклинный склон, осложненный структурными носами и не большими куполами.  В настоящее время установлено, что в пределах Южно-Сургутского, Западно-Сургутского и части Восточно-Сургутского месторождений имеет место единая залежь нефти горизонта БС10.Южно-Сургутское месторождение, как и в большинство месторождений Сургутского свода характеризуется большим диапазоном нефтеносности юрских и меловых отложений. По результатам бурения разедочных и эксплуатационных скважин нефтеносность Южно-Сургутского месторождения установлена в отложениях тюменской свиты (пласт ЮС2), васюгаиской свиты (пласт ЮС1) и в горизонтах БС10. Низкие значения коллекторских свойств пород обусловлены наряду с факторами уплотнения их литологическими особенностями, в частности, они связаны с вторичных преобразованием пород, а так же с высоким содержанием в них глинистого, карбонатного и железисто-титанестого цемента. История разработки горизонта БС10 в достаточной степени уникальна. На начальной стадии применялась трехрядная схема расположения скважин, затем уплотняющим бурением был осуществлен переход к блочно-квадратной сетке. В октябре 1991 года СибНИИНП проверили работу по уточнению геологического строения, анализу эффективности мероприятий по совершенствованию разработки горизонта БС10 и составлен проект разработки и рекомендован к внедрению 3 вариант со следующими положениями и технико-экономическими показателями: выделение трех объектов разработки; применение по пластам БС10, БС10 блочно-замкнутой системы разработки с плотностью сетки 20 и 16 га/скв, по пласту ЮС1 - 12 га/скв; максимальный уровень добычи нефти - 11775 тыс.тонн (1985 г.) добычи жидкости - 26928 тыс.тонн (1988 г.) закачка воды - 34117 тыс.м (1989 г.); максимальный темп отбора - 5,6%; фонд для бурения - 318 скважин размещенный. Краткая геологическая характеристика месторождения  Южно-Сургутское месторождение введено в разработку в 1976году на основании технологической схемы первоочередного участка, составленной Гипротюменнефтегазом в 1974г. В 1976 году СибНИИНП составлена технологическая схема разработки всего месторождения, утверждена бюро центральной комиссии по разработке нефтяных месторождений 18 февраля 1976года. Месторождение приурочено к южному окончанию Западно-Сургутского поднятия Сургутского свода. Промышленно-нефтеносная залежь нефти вскрыта в горизонте БС10-11 на глубинах 2320-2400 м. На западе и северо-востоке залежь нефти ограничена литологическим замещением, на юге водонефтяным контуром, а на севере- условной границей с Западно-Сургутским месторождением. В пределах указанных границ размеры залежи 17 х 25 км, высота залежи 73 метра. Залежь не является однородной. В пределах горизонта БС10-11 выделены пласты БС101, БС102, БС103 и БС11. Разделение на пласты в значительной степени условное, четко выдержанных непроницаемых разделов между ними не существует, наличие разделов и слияний в равной степени вероятно. Размеры выделенных пластов резко уменьшаются сверху - вниз. Пласт БС11 вскрыт только двумя скважинами, его размеры не превышают 6 х 10 км. По результатам бурения разведочных и эксплуатационных скважин нефтеносность Южно-Сургутского месторождения установлена в отложениях тюменской свиты пласт Ю2, васюганской свиты пласт Ю1, и в горизонте БС10 (пласты БС101, БС102, БС103) баррриаc-валанжинского яруса. Залежь пласта Ю2. Коллекторами нефти пласта Ю2 являются крупнозернистые алевролиты и мелкозернистые песчаники. В пласте Ю2 отсутствует единый водонефтяной контакт. Продуктивность пласт Ю2 по результатам бурения разведочных скважин не представляет возможным - необходимо проведение опытно-промышленной эксплуатации. В связи с этим подсчет запасов нефти и растворенного газа не производится. Залежь нефти пласта Ю1 приурочена к васюганской свите, представлена песчаниками с прослоями аргиллитов, мощностью до 1 м. Промышленная нефтеносность залежи доказана опробованием 4 скважин. Водонефтяной контакт по залежи Ю1, принят на отметке - 2787 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 9,5 х 5,2 км. Залежи нефти пласта БС10. Нефтеносность пласта БС103 установлена на юго-восточном крыле структуры. Мощность его до 15 м. От пласта БС101-2 он отделён глинистой перемычкой, мощностью 8-10 м. Дебиты нефти изменяются от 8 т/сут до 100 т/сут. Средняя отметка ВНК по залежи пласта БС103 принята на отметке -2363 м. Размер залежи 4,1 х 6,4 км. Тип залежи - пластовая сводовая.  Для пласта БС102 характерно частое переслаивание песчаников, аргиллитови алевролитов. Водонефтяной контакт определен только в одной скважине 1250р - 2342 м. В соответствии с принятым ВНК размеры залежи 8 х 2,9 км. Тип структурно-литологическая. Горизонт Б10-глубина залегания 2350-2390м.- мощная продуктивная толща, общая толщина достигает 80м. Пластовое давление 23,7мпа, температура 70 оС. При переоценке запасов выделено три пласта Б101, Б102, Б103. Таблица 1 - Краткая геолого-промысловая характеристика
Характеристика продуктивных пластов  Пласт Б101- глубина залегания 2350м, распространен на всей площади месторождения, нефтенасыщенная толщина 6м. Практически все запасы чисто нефтяные (96 %). По пласту в плане выделяются две зоны: северо-западная прерывистого строения пласта и юго-восточная монолитного строения. Северо-западная занимает 40 % площади пласта, содержит 25 % балансовых запасов пласта, отличается большим количеством зон замещения. Средняя проницаемость 69мД, песчанистость 0,38. Продуктивность низкая, дебит жидкости 20 т/сут. Нефтенасыщенная толщина 4м. Юго-восточная занимает 60 % площади, содержит 75 % запасов. Пласт выдержан по толщине, отличается высокой проницаемостью 246 мД, продуктивностью, дебит жидкости 70 т/сут. Песчанистость 0,68. Нефтенасыщенная толщина 7м.Пласт Б102-глубина залегания 2360м, в плане занимает 80 % площади, содержит 45% балансовых запасов нефти по горизонту. Нефтенасыщенная толщина 8,8м. Представляет собой мощную сильно расчлененную толщу, расчлененность 6,5-10, песчанистость-0,46-0,48. Основной объем запасов (77 %) сосредоточены в ВИЗ. Отличается низкой начальной нефтенасыщенностью ЧНЗ-0,549,ВНЗ-0,534. Пласт неоднороден по площади и по разрезу, выделяются несколько типов строения пласта: монолитное, тонкослоистое, расчлененное. На юге запасы контактируют с мощной толщей пластовой воды к центру на север пласт разделяется на два самостоятельных пласта с глинистым разделом до 2м. От верхнего Б101 практически по всей площади отдален разделом 5-10м. На небольшой части на юго-востоке пласты Б10 и Б10 сливаются. Пласт Б103- глубина залегания 2380, имеет зональное распространение только на юго-востоке, занимает 4% площади, содержит 3% запасов, отметка ВНК-2363м, что на 20м ниже, чем по верхним пластам. От верхних пластов отделен глинистым разделом. Все запасы водонефтяные, контактные с мощной толщей воды. Нефтенасыщенность низкая, проницаемость 179мД. Нефтенасыщенная толщина 8м. Пласт Ю1- небольшая залежь, занимает 11 % площади месторождения, содержит 4 % запасов. Глубина залегания 2820 м. Пластовое давление 27,6 МПа, температура 75 оС. Коллектор среднепроницаемый 47 мД, нефтенасыщенная толщина 8 м. В центральной зоне нефтенасыщенная толщина достигает 16 м. Залежь водонефтяная. Нефтенасыщенность низкая - 0,535. Отличается сложностью интерпретации геофизических исследований, нет петрофизических зависимостей, коллектор низкоемный. Нефть маловязкая 2,2 МПа с, давление насыщения 7,6 МПа, сернистая, парафинистая, смолистая. Пласт Ю2- вскрыт в отдельных скважинах, глубина 2840м, средняя нефтенасыщенная толщина- 3,9 м, низкопроницаемый 6 мД. Запасы водонефтяные. Испытан в 24 разведочных скважинах, получены непромышленные притоки. Структура пологая, наклон кровли горизонта не превышает 19. ВНК установлен в значительной степени условно, только по трем скважинам и принят общим для всех пластов на отметке - 2344м. Ширина водо-нефтяной зоны по каждому из пластов не превышает 3км, но при рассмотрении всей залежи в целом размеры чистонефтяной зоны ( по пласту БС11 ) резко сокращаются и площадь водонефтяной зоны увеличивается до 89% от общей площади нефтеносности. Таким образом, более 70% всех скважин, расположенных в пределах 6-8 метровой изопахиты могут вскрыть ВНК в по какому-либо из пластов. Если рассматривать залежь нефти в целом по горизонту БС10, в отрыве от соседнего Западно-Сургутского месторождения, то она практически является массивной залежью и единым ВНК по всем пластам и прослоям. Породы, слагающие продуктивный горизонт БС10-11, представлены  переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов с тонкими прослоями известковистых пород. Коллектора состоят из песчаников и алевролитов, тип коллектора - поровой. Трещиноватость в нормальных условиях отсутствует. Залежи относятся к пластово-сводовому типу. Отличаются по своим коллекторским свойствам и свойствам нефтей.Средние дебиты по эксплуатационным скважинам изменяются от 10 до 70 т/сут. Для пласта БС101 средняя отметка ВНК принята на отметке 2346,5 м. Размер залежи 19,7 х 20,5 км. Тип залежи - пластовая, сводовая с литологическим экраном. Дебиты изменяются от 6 до 120 т/сут. Свойства пластовых жидкостей и газов Пластовые нефти находятся в условиях повышенных пластовых давлений и температуры (27 МПа и 75оС). Нефти недонасыщены газом, давление насыщения намного ниже пластового. Газосодержание для данного типа залежей очень низкое. Свойства нефтей в пределах залежи БС10 изменяются незначительно:  газосодержание в диапазоне 42-56 м3/т., давление насыщения 8-11 Мпа, плотность пластовой нефти 818-839 кг/м3, вязкость 2-5 Мпа·с. Нефть в пласте и на поверхности тяжелая.Молярная доля метана в пластовых нефтях колеблется от 19 до 275. Характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами. Разгазированные нефти пласта БС10 парафинистые, слоистые, вязкие. Нефть пласта БС10 сернистая, средней плотности, с выходом фракций до 350С от 45% до 54,9%. Технологический шифр нефти - IIT2П2.  ТЕХНИКО - ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Характеристика фонда скважин на месторождении Скважины представляют собой основную составляющую системы разработки месторождения, поскольку служат:  каналами для подъема углеводородов и попутных компонентов из недр;для получения информации о залежах; для управления процессами дренирования пластов. Фонд скважин на месторождении (эксплуатационном объекте) подразделяется на группы по разным признакам: по назначению; по очередности бурения; по способам эксплуатации; по состоянию на отчетную дату; по времени ввода в эксплуатацию. Количественное и качественное изменение фонда скважин во времени по объектам и месторождениям на конец каждого квартала отражается в специальных отчетных документах промыслово-геологической службы, на основании которых планово-экономическое подразделение составляет отчет по эксплуатации скважин нефтегазодобывающего предприятия в целом. Скважины эксплуатационного объекта (месторождения, предприятия в целом) по своему назначению подразделяются на следующие основные группы: добывающие; нагнетательные; специальные; вспомогательные. Добывающие скважины - предназначены для добычи нефти, газа и попутных компонентов. По большинству эксплуатационных объектов составляют наибольшую часть фонда скважин Нагнетательные скважины предназначены для нагнетания в пласты различных агентов с целью обеспечения эффективной разработки залежей. В зависимости от нагнетаемого агента (воды, пара, газа и др.) нагнетательные скважины называют водонагнетательными, паронагнетательными, газонагнетательными и др. При внедрении процесса внутрипластового горения нагнетательные скважины одновременно выполняют функции зажигательных. Нагнетанию воздуха в них предшествует инициирование горения в призабойной зоне пласта. Специальные скважины предназначены для проведения различного рода исследований с целью изучения параметров и состояния залежей при их подготовке к разработке и в процессе разработки. Эту группу скважин подразделяют на две подгруппы: -оценочные -контрольные скважины. Оценочные скважины используются для оценки нефтегазонасыщенности и других параметров пластов. Их бурят по особой технологии на разных этапах освоения и разработки месторождения с отбором керна из продуктивных пластов и проведением рационального комплекса геофизических исследований для оценки начальной, текущей и остаточной нефтегазонасыщенности. Контрольные скважины предназначены для контроля за процессами, протекающими в пластах при разработке залежей нефти и газа. В эту подгруппу скважин входят пьезометрические и наблюдательные скважины.  Пьезометрические скважины служат для проведения наблюдений за изменением в них пластового давления путем регистрации уровня жидкости в стволе, непосредственного измерения пластового давления глубинным манометром или замера давления на устье. Пьезометрические скважины обычно располагаются за контуром нефтеносности, т. е. в водоносной части пласта; по данным о поведении пластового давления в них составляется характеристика законтурной области. В последние годы в нефтяной промышленности к пьезометрическим стали относить и скважины, остановленные в пределах залежи для наблюдения за изменением пластового давления.Наблюдательные скважины предназначены для наблюдения за характером  вытеснения нефти из пластов — за перемещением ВНК, ГНК, ГВК, контакта нефти с нагнетаемыми в пласт агентами, за изменением нефте-газо-водонасыщенности пластов. Эти скважины бурят в пределах залежи. В газовой промышленности наблюдательные скважины используют также для точных замеров пластового давления. Конструкцию скважин выбирают в зависимости от поставленных задач и возможных методов исследования. Так, на нефтяных месторождениях широко применяют конструкцию с неперфорированной эксплуатационной колонной, позволяющей с высокой результативностью применять нейтронные методы исследования нефте-газо-водонасыщенности пластов.Фонд специальных скважин частично создается за счет их целенаправленного бурения, скважин, которые уже выполнили поставленные ранее перед ними задачи. К числу вспомогательных скважин на месторождении относят водозаборные и поглощающие скважины. Водозаборные — это скважины, предназначенные для отбора воды из водонапорного горизонта с целью нагнетания ее в продуктивные пласты и использования для других нужд при разработке месторождения. Поглощающие (сбросовые) скважины используются в необходимых случаях для захоронения попутных и других промысловых вод в глубокие водоносные горизонты, если эти воды не могут быть включены в систему заводнения пластов. В качестве вспомогательных, так же как и специальных, используются скважины, целенаправленно пробуренные или переведенные из других групп. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||