Гидродинамические методы исследования на Восточно-Сургутском месторождении

3. В комплекс включены дополнительные методы: ядерно-магнитный каротаж, гамма-спектрометрия, акустическое телевидение и другие, которые проводятся при необходимости по специальной программе работ.

При проведении ГИС в разведочных скважинах необходимо соблюдать следующие рекомендации:

1. Для исключения пропусков нефтенасыщенных пластов при бурении необходимо в перспективном интервале проведение ГТИ с отбором и анализом шлама на содержание углеводородов.

2. При выявлении нефтенасыщенных интервалов сразу после их вскрытия необходимо проводить опробование пластов испытателями на трубах с определением гидродинамических характеристик пласта и оценкой качества вскрытия при бурении (скин-эффект).

3. Для снижения влияния фильтрата бурового раствора на оценку водонасыщения пластов время с момента вскрытия пласта до выполнения ГИС не должно превышать 5 суток. В многопластовых залежах интервал записи ГИС не должен превышать 250 м..

4. Опробование перспективных интервалов на характер насыщения и определение их гидродинамической характеристики при бурении скважин производится пластоиспытателем на трубах. Такие работы проводятся сразу после вскрытия интервалов, нефтенасыщенность которых установлена по газовому каротажу и анализу шлама и керна.

5. Акустический каротаж проводится с обязательной цифровой регистрацией полного волнового поля и обработкой параметров продольных, поперечных и волн Лэмба-Стоунли.

7. Отклонения от проектного комплекса методов ГИС в конкретных геолого-геофизических условиях возможны только по решению геологической службы ОАО “Юганкнефтегаз” с составлением акта о причинах невыполнения геофизических работ.

7. В соответствии с “Технической инструкцией на производство промыслово-геофизических работ” производятся контрольные перекрытия ГИС (50 метров).

Сведения по проектируемому комплексу ГИС

Таблица 5.8.2.1

Примечание: / - применяется при неоднозначных результатах АКЦ.

4.8.3 Опробование, испытание и исследование скважин

В процессе бурения предусматривается опробование перспективных интервалов в открытом стволе с помощью пластоиспытателя на бурильных трубах.

Перспективными объектами испытания в разрезе поисковой скважины следует считать все возможно продуктивные и неясные интервалы. При наличии проницаемой мощности, насыщенной углеводородами, необходимо однозначно определить может ли нефтенасыщенный пласт обеспечить промышленные притоки углеводородов. В случае отрицательного результата по любому из этих определений интервал считают непродуктивным, испытание по нему прекращают. При отрицательных результатах по всем перспективным интервалам разреза скважину ликвидируют как выполнившую своё назначение. В случае положительных результатов продолжают работы по доразведке объектов.

Таким образом, очевидна необходимость высокой достоверности заключения (особенно отрицательного) о перспективном интервале до спуска в скважину эксплуатационной колонны.

Достоверность информации и экономичность её получения возможны только при комплексном использовании следующих методов: оперативного геологического контроля, геофизических исследований и опробования пластоиспытателем. Проектом предусматривается опробование пластов комплектом испытательных инструментов (КИИ-146-2М).

Спуск КИИ производят сразу после вскрытия и выявления перспективных интервалов. Целью опробования является: 1) вызов притока из испытуемого пласта,

2) определение физических параметров пласта (пластового давления, средней эффективной проницаемости, коэффициента продуктивности), 3) отбор представительной пробы пластовой жидкости. Допустимая депрессия на пласты определена опытным путём исходя из условия устойчивости пород в интервале.

Количество спусков пластоиспытателя на каждый испытуемый объект определяется качеством полученных результатов.

Планируемые к испытанию интервалы, депрессии внесены в таблицу 5.8.3.1.

Опробование пластов в процессе бурения

Таблица 5.8.3.1.

Примечание: интервалы опробования уточняются после интерпретации каротажа.

Вторичное вскрытие пластов

Вторичное вскрытие продуктивных пластов производится перфорацией эксплуатационной колонны. При освоении поисковых скважин планируется раздельное вскрытие и испытание всех объектов, представляющих интерес с точки зрения нефтеносности (по результатам ГИС и опробования в процессе бурения ). Испытание осуществляется снизу вверх с обязательной установкой разобщающих мостов. В многопластовом разрезе с близкорасположенными объектами наиболее совершенным и экономичным методом разобщения пластов является установка взрывного пакера (ВП). Интервал установки каждого ВП определяется геологической службой бурового предприятия с учётом расстояния между испытуемыми объектами, местонахождения жестких глинистых перемычек в этом интервале (по данным ГИС). В случае ликвидации непродуктивной или слабопродуктивной части разреза скважины, высота каждого цементного моста должна быть равна мощности перфорированного интервала плюс 20м. ниже подошвы и 20м. выше кровли пласта. Над кровлей верхнего пласта цементный мост устанавливается на высоту не менее 50.

Выбор типоразмера перфоратора и плотности перфорации производится в соответствии с СТО 51..00.017-084. Перфорация объектов разведочных скважин производится при заполнении эксплуатационной колонны от искусственного забоя на 150м выше интервала перфорации водным раствором хлористого кальция, и далее -до устья - водным раствором хлористого натрия.

Плотность раствора хлористого натрия для каждого объекта перфорации определяется в соответствии с п.3.10.2.1. и таблицы 2 “Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности” с учётом глубины залегания объекта и величины пластового давления. Плотность хлористого кальция принимается более плотности хлористого натрия на 0.02 г/см³ с целью предупреждения всплытия её из зоны перфорации.

Порядок вызов притока из скважины следующий: 1) замена солевого раствора, заполняющего скважину, на техническую воду, при этом следует применять ПАВ, 2) затем нужно прибегнуть к аэрации, т.к. она обеспечивает значительное и плавное снижение уровня. При отсутствии притока нефти циклы закачки пены повторяются, в проекте принимается три цикла вызова притока пенной системой. Величина депрессии на пласт в процессе вызова притока указана в таблице 5.8.3.1. По окончании закачки производится самоизлив пены - до начала фонтанирования (не менее 1.5 часа).

Отработка скважины в режиме фонтанирования - 8 часов.

В случае неполучения проектного притока пластовой жидкости, а также в порядке интенсификации слабого притока применять создание циклических депрессий на пласт с помощью комплектов испытательных инструментов КИИ-95.

Сводные данные по испытанию объектов в эксплуатационной колонне представлены в таблице 5.8.3.2.

Гидродинамические исследования при испытании скважин и пластов проводят согласно РД 39-3-393-81 и другим руководящим документам, нормативам и стандартам. Методика исследований определяется исходя из конкретных условий работы скважины. При установившемся уровне снимают профили притока (индикаторные кривые). При неустановившемся режиме записывают кривые восстановления давления.

Целью исследований является определение фильтрационных параметров пластов после воздействия на него в процессе вызова притока.

Непосредственно гидродинамическими методами исследования определяются следующие комплексы параметров пласта:

1) по индикаторным кривым - параметры фильтрации призабойной зоны пласта (kh/, r^/_c) коэффициент продуктивности коэффициенты, характеризующие упруго-пластичные свойства трещиновато-пористого пласта (раскрытость трещин, коэффициент просветности др. ) загрязнённость зоны скважины

2) по кривым восстановления давления - параметры фильтрации пласта ( kh/, , r^/_c ), коэффициенты, характеризующие упруго-пластичные свойства трещиновато-пористого пласта загрязнённость призабойной зоны скважины ( скин-эффект ) величины давления насыщения типы коллекторов зоны неоднородности и коэффициенты анизотропиии пласта доли затрат энергии в дренируемой системе потери давления на фильтрацию жидкости в призабойной зоне радиус изменённой проницаемости и активного дренирования пласта.

Сопоставлением соответствующих параметров с таковыми до воздействия на пласт определяют эффективность применённых методов интенсификации притока из скважины.

Для раздельного определения параметров, получаемых при обработке комплексов, необходимо иметь следующие дополнительные данные: эффективную мощность пласта

(по данным геофизических исследований) вязкость жидкости в пластовых условиях (по данным исследования глубинных проб) коэффициенты сжимаемости пластовой жидкости породы пласта (по данным специальных исследований, проведённых для аналогичных жидкостей и пород ).

После гидродинамических исследований в скважинах должен быть проведён отбор глубинных проб нефти и воды. Число отбираемых проб должно быть не менее трёх. Отбор пробы пластового флюида делается после того, как забой скважины очистился от остатков промывочной жидкости, для чего скважина после начала притока оставляется на отработку в приёмные ёмкости в размере 2-3 своих объёмов. С технической стороны скважина должна быть подготовлена для взятия глубинных проб так же, как и для других глубинных измерений. Пробы отбирают пробоотборниками принятой конструкции по ОСТу 39-112-80.

Пробы пластовой воды с растворённым газом отбирают также глубинным пробоотборником, который спускают в скважину минимум два раза (отбирают также пробы воды на химический анализ в объёме 5 л.).

4.8.4 Лабораторные исследования

Все образцы керна, пробы нефти, воды и газа, отобранные в процессе бурения и испытания скважин, должны подвергаться лабораторным исследованиям.

По образцам керна, взятым из интервалов залегания продуктивных пластов, определяются следующие параметры:

- общая и открытая пористость,

- проницаемость,

- остаточная водонасыщенность,

- нефтенасыщенность,

- карбонатность,

- глинистость.

Образцы керна также подвергаются изучению на определение флоры, фауны и микрофауны, споропыльцевому анализу.

Производится также минералогический и гранулометрический анализы, как коллекторов, так и пород-покрышек.

Порядок отбора керна на лабораторные исследования таков - из однородного, в смысле литологической изменчивости, слоя - через 0.25-0.30 м, из неоднородного слоя образцы отбираются через 0.2 м и чаще.

По отобранным пробам пластовых жидкостей и газа должны быть определены:

а) для нефти - фракционный и групповой составы, содержание селикагелевых смол, масел, асфальтенов, парафина, серы, а также вязкость и плотность (как в поверхностных - при температуре 20⁰С и давлении 0.1 МПа, так и в пластов условиях), величина давления насыщения нефти газом, изменение объёма и вязкости нефти при различных давлениях в пластовых и поверхностных условиях, коэффициенты упругости, при отборе глубинных проб - забойные давления и температуры, газовый фактор.

б) для пластовой воды - полный химический состав, включая определение ценных попутных компонентов (йода, брома, бора, лития и других элементов), количество и состав растворённого в воде газа, измерение температуры и электрического сопротивления вод.

в) для газа, растворённого в нефти, и свободного газа - плотность по воздуху, теплота сгорания, химический состав (объёмные доли метана, этана, пропана, бутанов, пентанов, гексанов и более тяжёлых углеводородов в %, а также гелия, сероводорода в граммах на 100 м³ газа, углекислоты и азота).

Перечень основных лабораторных исследований приводится в таблице 5.8.4.1. В столбце №3 таблицы указан интервал отбора образцов в керне (согласно Методическому руководству по оформлению, визуальному описанию, хранению керна и отбору образцов, Тюмень-1985 г). Общее количество отобранных на анализ образцов зависит от выноса керна по скважине.

В столбце №4 указано количество проб по одному интервалу отбора керна, равному 15м.

Перечень лабораторных исследований

Таблица 5.8.4.1

5. ЛИКВИДАЦИЯ ИЛИ КОНСЕРВАЦИЯ СКВАЖИН

При отрицательных результатах по всем перспективным интервалам разреза скважину ликвидируют, как выполнившую своё назначение. Данные испытания перспективных интервалов в этом случае являются основным документом для обоснования отрицательного заключения по пласту (скважине) и, как правило, не проверяются какими-либо другими (последующими) работами.

Решение о ликвидации скважины принимается геолого-техническим совещанием представителей предприятия, проводящего бурение и предприятия-заказчика, при наличии обоснования и заключения об отсутствии необходимости в дальнейшем использовании скважины. Решение оформляется протоколом.

Все работы по ликвидации скважины должны проводиться в строгом соответствии с "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности" и с "Инструкцией по оборудованию устьев и стволов нефтяных, газовых и других скважин при их ликвидации и консервации". Планы на проведение изоляционно-ликвидационных работ согласовываются с местным органом Гостехнадзора России.

При консервации скважин, подлежащих вводу в эксплуатацию в будущем, их ствол заливают глинистым раствором, который обрабатывают поверхностно-активными веществами, а верхнюю часть ствола (30м ) заполняют нефтью или дизельным топливом.

При ликвидации скважин в интервалах со слабопродуктивными или непродуктивными пластами устанавливают цементные мосты. Высота каждого цементного моста должна быть равна мощности пласта плюс 20м выше кровли и ниже подошвы пласта. Над кровлей верхнего пласта цементный мост устанавливают на высоту не менее 50м. Ствол скважины заполняют качественным глинистым раствором плотностью, позволяющей создать на забое давление, превышающее пластовое. Извлечение обсадных колонн разрешается при отсутствии газовых и газоконденсатных залежей, а также напорных минерализованных пластовых вод, способных загрязнить верхние пресные воды.

На ликвидацию скважины заводится дело, в которое должны быть включены следующие документы: 1. Проект скважин. 2. Выкопировка из схемы разбуривания. 3. Обоснование на ликвидацию скважины. 4. Акты на установку всех цементных мостов. 5. Акт о герметичности эксплуатационной колонны или справка об её отсутствии. 6. Справка о стоимости скважины. 7. Протокол заседания ПДК по вопросу ликвидации.

На основании этого дела составляется акт о ликвидации, который согласовывается с территориальной горнотехнической инспекцией и утверждается вышестоящей организацией.

6. ОХРАНА НЕДР, ПРИРОДЫ, ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ

В соответствии с Основами законодательства РФ о недрах, Основ водного кодекса РФ, Положения о Госгортехнадзоре, Закона РФ об охране атмосферного воздуха, Правил охраны поверхностных вод от загрязнения сточными водами, а также Положения по охране подземных вод и рыбных запасов, разведочные и доразведочные работы на нефтяных и газовых месторождениях, а также перспективных площадях должны осуществляться с соблюдением мер и требований перечисленных выше нормативных и законодательных документов по охране недр и окружающей среды.

Приказами по ОАО " Юганснефтегаз" № 228 от 25 апреля 1995 года, № 474 от 4 октября 1996 года и № 485 от 11 октября 1996 года введены в действие следующие регламенты и руководящие документы по охране окружающей среды при строительстве скважин, которые служат практическим руководством при производстве:

- РД 39-0148070-003/3-94 - Дополнение к регламенту производства буровых работ по экологически безопасной технологии бурения скважин на месторождениях ОАО "Юганскнефтегаз". Строительство разведочных скважин.

- Технологические регламенты. Наклонно-направленное бурение. Конструкция и крепление скважин. Углубление скважин. Вторичное вскрытие продуктивных пластов и освоение скважин. Промыслово-геофизические исследования бурящихся скважин.

- РД 39-014870-003/7-95 - Регламент. Охрана окружающей природной среды при строительстве скважин на месторождениях ОАО "Юганскнефтегаз".

Природоохранная деятельность должна проводиться инженерно-технической службой НГДУ, а контролироваться техническим отделом ОАО " Юганскнефтегаз", местными органами Государственного комитета по охране природы, СЭС, Гостехнадзора, инспекцией рыбоохраны и бассейновым управлением по использованию и охране поверхностных вод.

Основные потенциальные источники загрязнения окружающей Среды при строительстве скважин:

- буровые растворы, материалы и реагенты для их приготовления и обработки,

- буровые сточные воды и буровой шлам,

- материалы и реагенты для приготовления и обработки тампонажных растворов,

- горюче-смазочные материалы,

- пластовые минерализованные воды и продукты освоения скважины

(нефть, минерализованные воды),

- продукты сгорания топлива при работе двигателей внутреннего сгорания и котельной,

- хозяйственно-бытовые жидкие и твёрдые отходы,

- загрязнённые ливневые сточные воды.

С целью исключения факторов нерационального использования природных ресурсов, загрязнения окружающей среды и нанесения ущерба народному хозяйству предлагаются следующие мероприятия:

1. На этапе строительно-монтажных работ:

1.1. При подготовке и выполнении работ по строительству скважин, строительству буровых площадок и подъездных путей лесорубочные работы проводятся в строгом соответствии с требованиями природоохранного законодательства по рациональному использованию деловой древесины.

1.2. Транспортировка бурового оборудования должна осуществляться только по дорогам, соединяющим основную трассу и буровую площадку. Расположение подъездных дорог, а также сроки их использования согласовываются с местными органами самоуправления и землепользования.

1.3. Размещение скважин предусматривается вне пределов затапливаемых (пойменных), а также водоохранных зон.

1.4. Производится обваловка площадки буровой по периметру высотой не менее одного метра.

1.5. При монтаже буровых установок производится гидроизоляция площадок для вышечного, насосного, силового блоков и площадки ГСМ.

1.6. В целях охраны водоносного комплекса отложений четвертичного возраста, новомихайловской и атлымской свит земляные амбары выполняются с гидроизоляцией дна и стенок. Вокруг амбаров для защиты животных предусмотреть установку деревянного ограждения.

2. Природохранные функции, обеспечиваемые рациональной конструкцией скважин.

Выбор рациональной конструкции скважин является основным этапом проектирования, обеспечивающим качество строительства скважин как долговременно эксплуатируемых нефтепромысловых объектов. Настоящим проектом конструкцией скважин предусмотрены следующие природоохранные функции:

2.1. Обеспечение охраны поверхностных грунтовых вод хозяйственно-питьевого назначения от загрязнения обязательным спуском направления и подъёмом цементного раствора за ним до устья.

2.2. Путём использования рационального количества обсадных колонн, расчёта глубин их спуска по действующим методикам, надёжного разобщения флюидосодержащих горизонтов друг от друга тампонажными растворами за всеми обсадными колоннами, а также обязательной установки на предыдущую колонну противовыбросового оборудования обеспечивается охрана недр и предупреждается возникновение нефтегазопроявлений и открытых выбросов нефти и газа в окружающую среду. Эти вопросы рассмотрены в настоящем проекте и являются обязательными для исполнения.

3. Буровые и тампонажные растворы.

3.1. Перевозка материалов и химреагентов должна производится специальным автотранспортом и в специальной таре, исключающей их попадание в окружающую среду.

3.2. Хранение сыпучих материалов и химреагентов производить в закрытом складе с гидроизолированным настилом, возвышающимся над уровнем земли и под навесом.

3.2. Показатель плотности бурового раствора является важным фактором, обеспечивающим предупреждение нефтегазопроявлений и попаданий пластовых флюидов в окружающую среду. Выбор показателя плотности по интервалам бурения в проекте проведён в соответствии с "Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности" и регламентами на буровые растворы.

3.3. В проекте предусматривается применение малоопасных с экологической точки зрения рецептур буровых растворов. Категорически запрещается использование нефти в качестве химреагента для обработки промывочной жидкости и установки нефтяных ванн при прихватах инструмента.

3.4. При использовании всех химических реагентов учитывать наличие на них норм ПДК и показателей токсичности.

3.5. Применять трёхступенчатую систему очистки глинистого раствора от шлама.

3.6. Не допускать сифона из бурильных труб и производить постоянный долив скважины при подъёме бурового инструмента. В процессе бурения необходимо следить за герметичностью циркуляционной системы буровой установки.

3.7. Применение токсичных материалов в процессе цементирования является недопустимым. Для повышения степени вытеснения бурового раствора цементным, предусмотреть предварительную прокачку нетоксичной буферной жидкости, смывающей рыхлую часть глинистой корки.

3.8. Не допускать разливов на почву бурового раствора, химреагентов.

3.9. После окончания строительства скважины часть бурового раствора перевозится на другие точки или кусты для повторного использования при бурении других скважин. Оставшаяся часть бурового раствора, буровые сточные воды, и буровой шлам накапливаются в амбаре и утилизируются.

4. Горюче-смазочные материалы (ГСМ) и продукты испытания скважины.

4.1. Доставка ГСМ на буровые должна осуществляться спецтранспортом или в герметичных ёмкостях с последующей закачкой в склад ГСМ. В специальном журнале должен вестись учёт прихода и расхода всех видов ГСМ, в т.ч. отработанных масел.

4.2. Хранение ГСМ на буровой должно осуществляться в специально оборудованных и герметично обвязанных в блок 3-х ёмкостях, вокруг которых производится обваловка грунтом высотой не менее одного метра.

4.3. Хранение солевых растворов для перфорации осуществлять в специально смонтированной для этих целей ёмкости (50 м³). В процессе испытания обеспечить герметичность всех коммуникаций. В случае обнаружения пропусков принять незамедлительные меры к их устранению.

4.4. Освоение скважины производить в специальные ёмкости с последующим вывозом.

4.5. В случае разливов нефтепродуктов и ГСМ, загрязнённый грунт должен быть предварительно обработан бакпрепаратом Путидойл и утилизирован. Могут быть использованы препараты-заменители Путидойла, для которых разработаны ПДК.

5. Хозяйственно- бытовые сточные воды и твёрдые бытовые отходы.

5.1. Сбор твёрдых бытовых отходов и мусора производить в мусоросборник (деревянный - 5 м³), который устанавливается рядом с кухней - столовой. После окончания бурения скважины твёрдые отходы сжигаются и остатки захороняются в шламовом амбаре.

5.2. Жидкие отходы кухни-столовой, вагон-душевой и туалета накапливать в выгребных ямах, гидроизолированных плёнкой, которые после окончания строительства скважины должны быть засыпаны грунтом.

6. Выбросы вредных веществ в атмосферу.

Выбросы вредных веществ в атмосферу при строительстве скважин с буровых площадок незначительны и носят временный характер. Перечень мероприятий по охране атмосферного воздуха приводится ниже.

6.1. Стационарные источники загрязнения (котельная, ПЭС и др.) размещаются с учётом господствующего направления ветра.

6.2. Топливная аппаратура, а также системы газораспределения автотранспорта должны быть отрегулированы таким образом, чтобы содержание окиси углерода и углеводородов в выхлопных газах не превышало значений установленных Гостом 17.2.2.03-87.

6.3. Для дизелей сооружается сборный коллектор, куда подаётся вода для улавливания и сбора сажи.

6.3. Коллектор оборудуется стояком 10м для рассеивания выхлопных газов.

6.4. Циркуляционная система, ёмкости блока приготовления БР, устье скважины, система приёма и замера пластовых флюидов, поступающих при испытании скважины, герметизируются.

7. Ликвидация скважин-колодцев производится по окончании испытания разведочных скважин в соответствии с "Правилами ликвидационного тампонажа".

8. По окончании строительства скважины буровое оборудование и материалы подлежат немедленному вывозу с буровой площадки, а сама буровая площадка подлежит рекультивации в определённый срок (согласно решению совещания по охране окружающей среды от 27.04.99г. и геолого-технического совещания по вопросу дополнительных работ по демонтажу и вывозу оборудования от 11.05.99г.).

Объёмы работ и мероприятия по охране окружающей среды при строительстве буровых площадок и подъездных дорог, а также рекультивации земель, в настоящем проекте не приводятся и должны быть рассмотрены в отдельном проекте, разработанном специализированной проектной организацией.

В техническом проекте на бурение скважин должны быть также рассмотрены следующие вопросы, имеющие отношение к охране окружающей среды и не нашедшие отражение в данном проекте:

- в соответствии с РД 39-7/1-0001-89, регламентом по креплению скважин и с учётом геолого-технических условий бурения выбраны типоразмеры обсадных колонн, резьбовые соединения, герметизирующие смазки, сделан расчёт колонн на прочность, предусмотрено гидроиспытание труб перед спуском в скважину - как гарантия надёжности и долговечности обсадных колонн и в целом скважины, как эксплуатационного объекта.

- разработана технология очистки, обезвреживания и утилизации отходов бурения.

- произведена количественная оценка воздействия на атмосферный воздух выбросов вредных веществ.

- произведён расчёт водопотребления и водоотведения при строительстве скважин.