Геологическая характеристика Южно-Сургутского месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общая часть

1.1 Характеристика района работ

1.2 История освоения Южно-Сургутского месторождения

2. Геологическая часть

2.1 Геологическая характеристика Южно-Сургутского месторождения

2.2 Основные характеристики параметров пластов

2.2.1 Пористость, проницаемость и насыщенность

2.2.2 Толщины горизонтов

2.3 Состав и свойства пластовых жидкости и газа

2.4 Физико-гидродинамическая характеристика пласта БС10

3. Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

3.2 Состояние разработки Южно-Сургутского месторождения и фонда скважин

3.3 Технологические

4. Специальная часть

4.1 Понятие о скважине

4.2 Элементы конструкции скважины

4.3 Исследование скважины

4.4 Технология проведения селективной изоляции тампонажным материалом АКОР-Б100

4.4.1 Геолого-технические характеристики объекта ''скважина-пласт''.

4.4.2 Технические средства и материалы

4.4.3 Приготовление тампонажного материала АКОР-Б100

4.4.4 Технология проведения обработок

4.4.5 Возможные осложнения при работе с составом АКОР-Б100

4.5 Анализ эффективности применения АКОР-Б100 на Южно-Сургутском

месторождении

4.6 Рекомендуемая новая технология при РИР

4.7 Выводы и рекомендации

5 Организационно-экономическая часть

6 Безопасность и экологичность проекта

Выводы и рекомендации

Список литературы

Введение

Особенности геологического строения месторождения и залежей нефти, принципы технологических схем их разработки, несовершенство методов первичного разобщения пластов обуславливают закономерную потребность в проведении различных видов ремонтно-изоляционных работ РИР при эксплуатации скважин. В последние годы обострилась необходимость в регламентации выбора тампонажного материала и технологии РИР в различных геолого-промысловых и геолого-технических условиях скважин.

Несмотря на большое число технологических схем и тампонажных материалов, разработанных в отрасли, большинство производственных объединений, в том числе и по ''Юганскнефтегаз'', располагает весьма ограниченным ассортиментом тампонажных составов. Объем применения по отрасли многих тампонажных составов для РИР незначителен, что в некоторых случаях связано с ограниченным их производством. Задача расширения производства тех или иных материалов в первую очередь требует выявления наиболее эффективных из них при проведении РИР определенных геолого-технических условиях. Разработки новых тампонажных материалов для РИР часто не имеют точного назначения, что приводит к неоправданному их применению в этих условиях и видах работ, где могут быть достигнуты высокие результаты существующими составами. В связи с этим возникла необходимость установления эффективных областей применения существующих методов и тампонажных материалов по видам работ с унификацией геолого-технических условиях.

''Выбор технологии и тампонажных материалов при проведении ремонтно-изоляционных работ''. При его разработке приходилось решать следующие задачи:

1.Классификация видов ремонтно-изоляционных работ по проблемам тампонирования.

2.Классификация тампонажных материалов по типам, позволяющим определять их применимость в зависимости от видов и условий ремонтно-изоляционных работ.

3.Установление перечня основных показателей геолого-технических условий РИР и их значений.

4.Регламентирование существующих тампонажных материалов по видам и геолого-техническим условиям РИР.

Опыт показывает, что эффективность проведения водоизоляционных работ в значительной степени определяется естественной разобщенностью водоносного и нефтеносного коллекторов. Правильный выбор технологии и материалов должен обеспечивать:

-заполнение вводимым составом заданных геолого-промысловыми условиями пористой среды и каналов в скважине и прискваженном участке горных пород, а также оптимальное структурообразование в них состава в

технологически приемлемые сроки;

-создание достаточного сопротивления изолирующего экрана ожидаемому перепаду давления при сохранении или улучшении условий фильтрации нефти в скважину из продуктивных интервалов и пластов;

-максимальное ограничение числа и упрощение технологических операций без снижения эффективности работ, уменьшение опасности для персонала и предотвращения негативных экологических последствий.

В данном дипломном проекте попытаемся дать характеристику Южно-Сургутского месторождения, детально разобрать один из методов

ограничения водопритоков - метод селективной изоляции с помощью тампонажного материала АКОР-Б100, дать его полную характеристику, технологию проведения ремонтно изоляционных работ с помощью АКОР и сделать полный анализ эффективности применения метода селективной изоляции с помощью АКОР-Б100.

1.Общая часть

1.1 Характеристика района работ

Южно-Сургутское месторождение находится в междуречьи реки ОБЬ в 20км и северо-востоку от города Нефтеюганска. В геоморфологическом отношении описываемый район представляет собой слаборасчлененную, неравномерно занесенную равнину, наклоненную на север и долине реки ОБЬ. Климат района резко континентальный.

Наиболее крупным населенным пунктом на описываемой территории является город Нефтеюганск. С Южно-Сургутским месторождением он соединен бетонной дорогой. В пределах месторождения имеется несколько деревень (Романовская, Каменный мыс) и железнодорожная станция Островная.

1.2 История освоения Южно-Сургутского месторождения

С 1968года в районе действует нефтепровод Усть-Балык-Омск, который располагается в непосредственной близости от месторождения.

Месторождение разрабатывается с 1976г. НГДУ ''Юганскнефть'', объединения ''Юганскнефтегаз''. По объему балансовых запасов это самое крупное месторождение НГДУ, по уровню максимальной добычи нефти-11,8млн.т., является вторым после

Мамонтовского НГДУ в объединении.

Месторождение разбуривалось на стыке времен, характеризующимся переходам от средних сеток и более плотным, внедрением жестких систем

воздействия. В связи с этим история этого месторождения по-своему уникальная.

Огромный комплекс мероприятий по уплотнению и интесификации системы воздействия был внедрен на сравнительно ранней стадии разработки и быстрыми темпами. Месторождение является частью более крупного, на севере переходит в Западно-Сургутское, на поверхности разделяется рекой ОБЬ.

Характеризуется большой площадью нефтеносности-369млн.км. Плотность балансовых запасов нефти составляет-1,4млн.т/км. Особенностью месторождения является сильная концентрация запасов\96%\ в одном горизонте Б10. Половина запасов сосредоточена в водонефтяной зоне, имеют низкую начальную нефтенасыщенность.

Нефтеносность связана с горизонтом Б10(берриас-валанжинский ярус), пластом Ю1(васюганская свита), пластом Ю2 (тюменская свита).

Выявлена промышленная нефтеносность пластов Б10, Б10, Б10, приуроченных к отложениям валанжина.

В 1985году в скважине 1259р при опробовании пласта Ю1 получен промышленный приток нефти. Также выявлена на месторождении нефтеносность пласта Ю2, однако продуктивность этой залежи низкая. Отмечается высокая кондиционность запасов, объем непромышленных балансовых запасов всего 0,5%, высокая достоверность, доля категории С1-99%.

2. Геологическая часть

2.1 Геологическая характеристика Южно-Сургутского 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 пласт геологическое

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.

Далее рассмотрим более подробно и детально геологические характеристики пластов Южно-Сургутского месторождения и их продуктивные мощности.

Горизонт Б10-глубина залегания 2350-2390м.- мощная продуктивная толща, общая толщина достигает 80м. Пластовое давление 23,7мпа, температура 70С. При переоценке запасов выделено три пласта Б101, Б102, Б103.

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 20т\сут. Нефтенасыщенная толщина 4м. Юго-восточная занимает 60% площади, содержит 75% запасов . Пласт выдержан по толщине, отличается высокой проницаемостью 246мД, продуктивностью, дебит жидкости 70т\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, расчленное. 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 2820м. Пластовое давление 27,6 мПа, температура 75С. Коллектор среднепроницаемый 47мД, нефтенасыщенная толщина 8м. В центральной зоне нефтенасыщенная толщина достигает 16м. Залежь водонефтяная. Нефтенасыщенность низкая - 0,535.

Отличается сложностью интерпретации геофизических исследований, нет петрофизических зависимостей, коллектор низкоемный. Нефть маловязкая 2,2мПа с, давление насыщения 7,6мПа, сернистая, парафинистая, смолистая.

Пласт Ю2- вскрыт в отдельных скважинах, глубина 2840м, средняя нефтенасыщенная толщина- 3,9м, низкопроницаемый 6мД. Запасы водонефтяные. Испытан в 24 разведочных скважинах, получены непромышленные притоки. Геолого-физическая характеристика пластов Южно-Сургутского месторождения приведена в таблице 2.1.1. 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. Литолого-петрографическая характеристика коллектора БС10 Южно-Сургутского месторождения приведена в таблице 2.1.2.

2.2 Основные характеристики параметров пластов

2.2.1 Пористость, проницаемость и насыщенность

Характеристики параметров пласта БС10 Южно-Сургутского месторождения приведены в таблице 2.2.1.1, а характеристики параметров пласта

БС11 приведены в таблице 2.2.1.2.

2.2.2 Толщины горизонтов

Статистические характеристики толщин горизонтов вычислялись на ЭВМ с помощью геолого-промыслового автоматизированного комплекса ГЕОПАК-1 [3],сведены в таблицу 2.2.2.1 и дают достаточное представление о характере общей эффективной и нефтенасыщенной толщины. Ниже приводится характеристика относительно выдержанных непроницаемых разделов. Средняя толщина и средний (минимальный- максимальный) коэффициент выдержанности соответственно. Под коэффициентом выдержанности понимается отношение числа скважин, в которых присутствует данный непроницаемый раздел и числу скважин, в которых присутствуют оба разделяемых проницаемых пласта.

БС101; 3,4м; 0,82

БС102; 1,2м; 0,52 (0,46-0,60)

БС103; 1,7м; 0,72 (0,33-0,92)

БС11 ; 0,8м; 0,98 (0,86-1,00)

2.3 Состав и свойства пластовых жидкости и газа

Физико-химические свойства пластовой нефти представлены в таблице 2.3.1.

Физико-химические свойства газа Южно- Сургутского месторождения представлены в таблице 2.3.2.

Состав и химические свойства воды представлены в таблице 2.3.3.

2.4 Физико-гидродинамическая характеристика пласта БС10

Коэффициент вытеснения нефти водой определялись по методике СибНИИНП, разработанной на основе известных методик УфНИИ, ВНИИ, ТатНИИ, КуйбышевНИИ, ЦНИЛ объединения ''Упрнефть'' и других организаций. В опытах использовались керны и нефть из пласта БС10-11. Всего проведено 2 опыта.

В связи с ограниченным анализом при построении зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости использованы также результаты по пласту БС10 Усть-Балыкского, Западно-Сургутского и Мамонтовского месторождения. Эта зависимость имеет тесную корреляционную связь ( корреляционное отношение равно 0,94). Средний коэффициент вытеснения пласта БС10-11 рассчитывался по выбранной зависимости с учетом неоднородности пласта по проницаемости и эффекта мощности, охарактеризованной керном. Он оказался равным 0,615.

3. Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

На Южно-Сургутском месторождении выделяются две площади, имеющие независимую историю проектирования и разработки. Собственно Южно-Сургутская площадь, разрабатываемая с 1976 года и Восточный участок, разрабатываемый с 1986 г.

По Южно-Сургутскому месторождению имеется несколько проектных документов по горизонту Б10. На разработку пласта Ю1 составлен

один проект пробной эксплуатации (см.таб.) . По пласту Ю2 проектных документов не составлялось.

По Южно-Сургутской площади были составлены следующие проектные документы :

1.Технологическая схема разработки первоочередного участка

утверждена протоколом № 397 ЦКР МНП от 22.11.74. Составлена для

центральной наиболее разведанной части месторождения.

2. Технологическая схема разработки 1976 года была составлена

СИБНИИНП и является первым проектным документом в целом для месторождеия разбуривалось с1976 года согласно утвержденного варианта , в

котором предусматривалось :

-выделение одного объекта разработки Б101-103 с разбуриванием по равномерной треугольной сетке 600 х 600(36га/скв) ;

-система заводнения блоковая, трехрядная;

-размещения скважин в водонефтяной зоне до изопахит 6 - 8 м, в зоне замещения коллекторов - 4 м ;

-проектный фонд 635 скважин, в т.ч. 464 добывающих, 171 нагнетательных, 150 резервных;

-проектные уровни добычи нефти - 7,65 млн. т; добычи жидкости - 16,1 млн. т; закачки воды - 21,1 млн. м.

-балансовые запасы 372 млн. т. извлекаемый - 149 млн. т. при коэффициенте нефтеотдачи 0,4.

3 . Уточненная технологическая схема разработки 1978 г. была составлена по заданию Миннефтепрома . В ней учтено то обстоятельство, что при проведении более точной границы между Западно и Южно-Сургутскими месторождениями часть скважин (31 добывающая и 14 нагнетательных), предусмотренные тех. схемой разработки Южно-Сургутского месторождения, оказались расположенными на территории Западно-Сургутского месторождения, Тех.схема предусматривала следующие технико-экономические показатели и принципиальные положения :

-бурение 740 скважин, в т . ч . 433 добывающих, 157 нагнетательных, 150 резервных :

-проектные уровни : добычи нефти - 6,8 млн . т ; добычи жидкости - 15,2 млн . т ; закачки воды - 18,6 млн . м .

-запасы нефти : балансовые - 372,027 млн . т, извлечаемые - 148,807 млн . т, коэффициент нефтеотдачи - 0,4

-за весь срок разработки : капитальные вложения - 480,1 млн . руб;

удельные капитальные вожения -225,8 руб\т; себестоимость - 14,3 руб .

4 . Уточненная технологическая схема 1981 г. была составлена по решению Коллегии Миннефтепрома в связи с необходимостью обоснования

целесообразности разделения одного объема разработки (горизонт Б10-11) на два самостоятельных . Тех .схема утверждена ЦКР МНП (проч.903 от 18.03.81 г. и № 923 от 18.08.81 г.) со следующими принципиальными положениями и техлогическими показателями : -выделение двух эксплуатационных объектов : пластов Б101 и Б102 - Б11 с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;

-применение блочно-квадратной системы разработки по обоим объектам ;

-бурение 1327 скважин, в т.и. 913 добывающих и 404 нагнетательных (Б10- 452 добывающих и 180 нагнетательных); пласты Б10 - Б11 - 461 добывающих и 234 нагнетательных (при общем проектном фонде 1768 скважин.)

-проектные уровни : добычи нефти - 9,3 млн. т (1985г), добычи жидкости - 22,9 млн. т (1990г.), закачки воды - 30,2 млн. м (1990г.)

-запасы нефти : балансовые - 387,254 млн.т, извлекаемые -

- 162,647 млн.т, коэффициент нефтеотдачи -0,42

- за весь срок разработки : капитальные вложения -1070 млн.руб;

удельные капитальные вложения -296 руб\т., себестоимость - 19,8 руб\т

5.Дополнительная записка и технологическая схема 1981 года уточняла технико-экономические показатели разработки под рекомендованный

Главтюменнефтегазом темп разбуривания месторождения.

6. В дополнительной записке 1983 года с целью стабилизации уровня добычи нефти и снижения темпов падения СибНИИНП было рекомендовано пробурить дополнительно 57 скважин, в том числе 34 добывающих и 23 нагнетательных на участках расширения площади нефтеносности и прироста запасов.

7. Дополнительная записка 1984 года составлена с целью уточнения динамики технологических показателей с учетом вовлечения запасов нефти в правых зонах. Основные проектные решения приведены в таблице 3.1.1.

8. Проект пробной эксплуатации пласта Ю1 Южно-Сургутского месторождения составлен в 1989 году. Утвержден протоколом Главтюменнефтегаза от 26.06.89 года. Основные проектные решения приведены в таблице 3.1.2.

Как видно из сказанного выше по Южно-Сургутскому месторождению постоянно шла работа по совершенствованию системы разработки и составлению проектных документов. По мере разбуривания уточнялось геологическое строение, корректировались проектные решения.

3.2 Состояние разработки Южно-Сургутского

Максимальный уровень добычи 11,8 млн.т был достигнут в 1985 году. Темпы разбуривания месторождения были достаточно высоки (400-700тыс. м), максимальный объем бурения был достигнут в 1983 году -790тыс. м. В настоящее время объемы бурения по месторождению снизились в 6 раз и составляют 130 тыс.м в год. Площадь месторождения, в основном, разбурена до контура нефтеносности. Структура буримых скважин поменялось - сейчас это отдельные уплотняющие скважины, скважины - дублеры и оставшийся фонд пласта Ю1. В связи с этим рост объемов бурения не ожидается.

По состоянию на 1.01.97. год на месторождении пробурено 2454 скважины.

- Основной горизонт Б10 разбурен полностью, для бурения остались 83 скважины пласта Ю1 \с учетом резервных ;

- площадь находится в третьей стадии разработки, годовой уровень добычи в 1997 - 7899 тыс.т. или 67% максимального, в т.ч. по Б10 -

7704 тыс.т ;

- годовой объем бурения 130 тыс.м;

- по состоянию на 1.97.год добывающий фонд составляет 1427 скважин, нагнетательный - 453 скважины;

- пласт Ю1 находится в стадии разбуривания, пробурено 49 скважин или 36% фонда;

- обводненность в 1997 году составила 68%, в т.ч. по Б10 -68%, по Ю1- 17%;

- от НИЗ отобрано 52%, в т.ч. по Б10- 55%, по Ю1- 1,4%;

- темп отбора 3,7%, в т.ч. по Б10-3,8%, по Ю1- 4,4%;

- дебит нефти - 17 т\сут., в т.ч. по Б10- 16т\сут, по Ю1 - 25 т\сут.

- дебит жидкости 52 т\сут., в т.ч. по Б10 -52 т\сут., по Ю1- 33 т\сут.

Динамика обводнения в зависимости от степени использования НИЗ по всем объектам месторождения более характерна для водонефтяных залежей. Безводная нефтеотдача составляет по горизонту Б10 - 9 %.

В целом текущее состояние разработки месторождения оценивается как удовлетворительное.

Горизонт Б10 является основным горизонтом на месторождении.

Добывающий фонд по нему составляет 1439 скважин, нагнетательный - 423скв.

Распределение фонда скважин по пластам и в целом приведено в таблице 3.2.1.

Совместный фонд составляет 25% от всего эксплуатационного. Нагнетательный совместный фонд составляет 28%.

В основном скважины работают механическим способом - 83% от действующего фонда. Преобладающий способ эксплуатации - ЭЦН. При подсчете запасов по пластам были выделены зоны. В таблице 3.2.2. представлен фонд скважин пребывающих в эксплуатации по различным зонам

По объекту Б101 основная часть фонда (66%), расположена в юго-восточной зоне монолитного строения пласта.

По объекту Б102 основная часть(78%) расположена в водонефтяной зоне пласта Б. Пласт Б103 вскрыт в небольшом числе скважин объекта Б10 -

около 6%. Весь фонд на месторождении распределен по четырем цехам.

По состоянию фонда можно выделить следующие проблемы:

- большой ликвидированный фонд скважин (слои колонн- 17%, обводнение - 45%, геологические - 14%);

- большое выбытие скважин из добычи в следствие высокой обводненности;

- большая доля простаивающего добывающего фонда, по состоянию на 01.01.97 год- 15%.

- большое количество - 98 скважин находится в пьезометрическом фонде (невозможность эксплуатации по геологическим причинам, малодебитные);

- большое количество - 90 скважин, выбывших в консервацию в следствие высокого обводнения.

В НГДУ''Юганскнефть'' проводится большая работа по поддержанию

скважин в рабочем состоянии. Проводятся исследования, изоляционные работы, переводы скважин с одного объекта на другой.

Историю разработки месторождения по динамике добычи нефти можно разделить на три стадии:

1 стадия 1976-1985 годы -рост добычи нефти.

2 стадия 1984-1987 годы -период относительно стабильной добычи нефти.

3 стадия с 1988 года - снижение добычи нефти.

Фактические показатели разработки значительно отстают от проектных : в 1997 году добыча составила всего 78% проектной.

Выделяются две группы причин:

- геологические,

- технологические.

Геологические причины заключаются в следующем: не учтено было реальное качество запасов нефти. Во-первых, фактическая доля запасов

ВИЗ составляет более 40% вместо предполагаемых 71%; во-вторых, при детальной переоценке запасов было выявлено, что более половины запасов имеют низкую начальную нефтенасыщенность: 0,53-0,55; в-третьих, коллектор краевых зон на западе оказался низкопродуктивным, заглинизированным, на северо-западе имеет тонкослоистое строение; в-четвертых, на юге по нижнему объекту запасы контактируют с мощной толщей воды, скважины практически сразу обводняются до 90%.

Технические факторы состоят в следующем: во-первых, количество скважин, выбывающих из добычи по годам в 2-4 раза больше, чем предусматривалось, кроме выбытия в следствие обводнения и по геологическим причинам скважины выбывают в следствие слома колонн, таких скважин более 100; во-вторых, худшее использование пробуренного добывающего фонда, на конец года действующий фонд составил 85% против 96% проектных, были остановлены, в основном высокообводненные скважины.

Таким образом, одна из основных причин отставания показателей разработки от проектных состоит в неполном знании геологии на стадии

проектирования.

Поддержание эксплуатационного фонда скважин в рабочем состоянии, ограничения объемов попутно добываемой воды и достижения запланированных уровней добычи нефти в значительной степени зависят от мощности и эффективности работы служб капитального ремонта скважин, осуществляющих ремонтно-изоляционные работы (РИР) в скважинах.

Проблема ограничения и изоляции вод в нефтяных скважинах п\о ''Юганскнефтегаз'' и в частности на Южно-Сургутском месторождении требует неотложного внимания со стороны как научных организаций, так и в производственных подразделений объединения.

Это связано с тем, что более половины фонда нефтяных скважин п\о ''Юганскнефтегаза'' в настоящее время обводненные, продукция (нефть) приблизительно половины из них обводнена на 50% и более, то есть уже сейчас в них необходимо проводить ремонтно-изоляционные работы.

Современное состояние работ по капитальному ремонту скважин на предприятиях объединения таково: при ежегодном росте объема ремонтов на 30-40% наблюдается его отставание в полтора-два раза с требуемым. Особенно неблагополучно положение при проведении ремонтно - изоляционных работ в скважинах. Так, доля РИР в обшей структуре КРС многие годы остается примерно на одном уровне и составляет в среднем по объединению лишь 37-39%, а потребность в различных видах РИР превышает фактически выполняемое их число в два раза. Достаточно высока эффективность работ по отключению нижних пластов при переходе на верхние горизонты (успешность достигает 97%) при этом наблюдается тенденция и снижению их продолжительности и стоимости. Такие работы выполняются с помощью цементных заливок в стволе скважины в интервале перфорации и несколько выше его кровли. Достаточно успешны работы по изоляции циркуляции воды снизу, выполняемые в основном с помощью цементных растворов. Однако с ростом успешности значительно повысилась стоимость таких работ.

На месторождениях п\о "Юганскнефтегаз" очень распространенно

обводнение скважин по отдельно наиболее проницаемых пропласткам продуктивного пласта из-за крайне неравномерной выработки послойно-неоднородных продуктивных пластов, характерно для большинства месторождений Западной Сибири. Прорыв воды в скважины и полное их обводнение (до пределов рентабельной эксплуатации) в подавляющем большинстве случаев происходит задолго до достижения потенциально возможного отбора нефти из скважины. Это резко снижает темпы текущего отбора нефти, и эффективность действия системы поддержания пластового давления, увеличивает нагрузку на системы сбора и подготовки нефти, усиливает коррозию нефтепромыслового оборудования и приводит к другим отрицательным последствиям. Борьба с данным типом обводнения требует избирательного (селективного) отключения обводненных интервалах пласта при сохранении продуктивности нефтенасыщенных участков.

В последние пять лет 76 - 89 % всех РИР в п\о "Юганскнефтегаз"

проводили с применением цементных растворах. Такое положение нельзя признать нормальным. Цементные заливки целесообразно применять при выполнении только некоторых видов РИР. В тех случаях, когда применение цементных заливок оказалось высоко эффективным и успешным при отключении нижних пластов, изоляции за колонной циркуляции воды снизу, дальнейшее их применение оправдано. В то же время на сегодняшний день увеличены объемы использования синтетических и селективных материалов, поскольку только их помощью можно выполнять отдельные виды РИР, либо существенно улучшить технико-экономические показатели тех видов РИР, которые выполняются с помощью цементных растворов (см.рис.3.2.1).

Опыт применения различных методов ограничения и изоляции пластовых вод (притока) в нефтяных скважинах с помощью синтетических и полимерных материалов в нашей стране и за рубежом свидетельствует о том, что наиболее предпочтительно использование селективных водоизолирующих материалов.

Метод, основанный на применении селективного водоизолирующего материала, называется методом селективной изоляции водопритоков. Отмеченный механизм воздействия селективного водоизолирующего материала на нефте- и водо- насыщенную горную породу особенно желателен при изоляции отдельных обводненных пропластков и подошвенной воды, а также ликвидации за колонной циркуляции из пластов-обводнителей. Несмотря на большое число работ посвященных разработке селективных водоизолирующих материалов и технологии их применений, отсутствует общепризнанная оценка областей и условий применения методов селективной изоляции водопритоков, основанных на закачке в пласт селективных и водоизолирующих материалов. Это существенно затрудняет выбор наиболее перспективных направлений развития изоляционных работ для условий месторождений Западной Сибири.

При оценки перспективности известных методов изоляции водопритоков на месторождениях объединения к ним предъявляются ряд жестких требований. Основные из них:

- возможность достижения высоких технико-экономических показателей изоляционных работ и существенного роста производительности труда:

- простота и надежность технологических схем при их массовом применении;

- низкие температуры застывания водоизолирующих реагентов;

- высокая степень их заводской готовности, не требующая осуществления на устье скважины операций по дозированию и смещению компонента

состава;

- высокая фильтруемость терригенные паровые коллекторы.

Крупно - масштабный характер проблемы изоляции водопритоков на нефтяных месторождениях Западной Сибири, неблагоприятные географо-климатические условия, особенности геологического строения продуктивных

горизонтов, большое превышение потребности в РИР над возможностями ремонтных служб объединения предъявляют ряд жестких требований и методам изоляции водопритоков, разрабатываемым и рекомендуемым для данного региона. Водоизолирующие реагенты должны соответствовать вышеперечисленным требованиям. Новые методы изоляционных работ необходимо разрабатывать с учетом улучшения технико-экономических показателей РИР, а главное - кратного повышения производительности труда.

На сегодняшний день производственным объединением ''Юганскнефтегаз'' заключены ряд договоров с научными исследовательскими институтами города Казани, Краснодара, Уфы по проведению опытнопромысловых испытаний водоизолирующих материалов на добывающих и нагнетательных скважинах.

Научно-исследовательским институтом города Казани разработан новый водоизоляционный материал на основе полиэлектролита ВПК-402 и жидкого стекла именуемого в дальнейшем ограничитель водопритоков ИПК-1.

Ограничитель водопритоков ИПК-1 предназначен для ограничения пластовых и попутных вод в скважинах с низкой и средней проницаемостью

терригенного коллектора в условиях малой минерализации. Работы по ограничению притока вод с использованием водо-ограничительного материала на основе ИПК-1 проводится в нагнетательных и добывающих скважинах путем закачивания технологического раствора ИПК-1.

Скважины, простаивающие из-за высокой обводненности, должны вводить в эксплуатацию не менее чем за 15 суток до проведения водоизоляционных работ с целью дренирования пласта и достижения постоянного состава добываемой жидкости .

Ограничение притока вод проводится в скважинах, отвечающих следующим требованиям :

-наличие достоверной информации о причинах и путях обводнения, химическом составе и плотности воды, которая должна быть пресной или

слабоминерализованной \ с плотностью не более 1060 кг/м \ ;

-обводненность добывающей жидкости не менее 70 % ;

-скважина эксплуатирует один или несколько пластов, вскрытых перфорацией ;

-ограничение притока вод производится в пластах с пластовым давлением не более гидростатического, а проницаемость водоносной части пласта

должна быть выше нефтеносной ;

-при проведении водоизоляционных работ с применением водоизоляционного материала ИПК-1 необходимы результаты контроля его качества. . Основными параметрами тех. схем с применением водо-ограничительного материала на основе ИПК-1 является объемы их раствора, объема буферных жидкостей, а также последовательность закачки в пласт . Необходимый объем технологического раствора ИПК-1 устанавливается из расчета

2,4 - 3,0 м на 1м толщины пласта. Объем буферной жидкости определяется по монограмме зависимости от условий изолируемого пласта рис . 3.2.2.-3.2.3.

Закачивание компонента в скважину и продавливание его в пласт

производится по НКТ. Давление нагнетания не должно превышать 0,8 опрессовочного давления эксплуатационной колоны.

Технологический процесс не требует создания специального оборудования и производится существующим оборудованием, применяемым при

изоляционных и тампонажных работах . Для обеспечения эксплуатационных

свойств водо-ограничительный материал ИПК-1 должен удовлетворять следующим показателям (см . таблиц.3.2.5.)

Водо-ограничительный материал ИПК-1 является вязкой жидкостью, хорошо разбавляемой 3-6 % -ми растворами хлористого натрия и ограниченно растворимой в пресной \ технической \ воде . Материал ИПК-1

является негорючей, невзрывоопасной, нетоксичной, без неприятных запахов жидкостью. Масса, полученная в результате взаимодействия ИПК-1 после выдержки в пресной воде в течении 24 часов устойчива и действию солей .

3.3 Технологические схемы проведения водоизоляционных работ

Изоляцию пресных или слабоминерализованных вод, проникающих в скважину, с применением водоизолирующего материала ИПК-1 производят с

установкой на устье подъемного сооружения. Технологическая схема, отражающая последовательность закачки компонентов такова :

Пластовая вода.

Пресная вода.

NaСl.

В качестве буферной жидкости используется раствор хлористого натрия 5-6%- ной концентрации.

Эффективность гидроизоляции водо-ограничительного материала ИПК-1 представлена в таблице 3.3.1.

Приготовление технологических растворов осуществляется в емкостях, оборудованных циркуляционными насосами или с использованием цементировочного агрегата типа ЦА-320М. Для приготовления 1м 5-6% -го раствора хлористого натрия берется 50-60кг. хлористого натрия и 1м пресной воды. Расчетное количество хлористого натрия засыпается в емкость или автоцистерну и добавляется соответствующее количество воды. Затем производится перемешивание в течении 0,5-1 часа. Водо-ограничительный материал ИПК-1 \ товарная форма \ разбавляют пресной водой в четыре раза на один объем товарного ИПК-1 три объема пресной воды. Технологический раствор ИПК-1 используется в течение пяти часов с момента приготовления во избежании возможного загущения.

Операции производят в следующей последовательности:

- закачивают пресную воду в объеме, равному объему смеси (по расчету)

- закачивают раствор NaCl в объеме, определенному по расчету;

- закачивают расчетное количество технического раствора ИПК-1;

- закачивают раствор NaCl в объеме, равном определенному по номограмме;

- закачивают пресную воду в объеме, равному объему смеси;

- производят продавливание пластовой или пресной водой.

Во время ожидания выделения осадка скважину закрывают на 24 часа. По истечению времени ожидания выделения осадка скважина тщательно

промывается водой (пластовой). Затем производится плавный запуск скважин.

Наряду с применением водоизоляционным материалом ИПК-1 на месторождениях п\о''ЮНГ'' планируется применение полимерного тампонажного материала Резол-Т5-150А, разработанного во ВНИИКРнефти на основе фенолформальдегидного олигомера.

Тампонажный материал Резол - Т 5 - 150 А предназначен для восстановления герметичности заколонного пространства в скважинах глубиной от

1700 до 4500 м, первичного тампонирования низа обсадных колонн в сложно горно-геологических условиях, а также для установки мостов .

Повышение успешности работ до 80 % обеспечивается за счет

низкой плотности раствора, невысокой вязкости и фильтратоотдачи, высокой механической прочности тампонажного камня, обладающего коррозионной и ударной стойкостью.

Технологические характеристики :

-температурный интервал применения, С - 70-150

-газопроницаемость, мкм - 0

-плотность тампонажного раствора, кг / м - 1300

-вязкость, спз, не более - 30

-фильтратоотдача, см / 30 мин,. не более - 28

-прочность тампонажного камня

при сжатии, МПа, не менее - 30

при изгибе, МПа, не менее - 10

Путем подбора специальных замедлителей время схватывания

тампонажного раствора может регулироваться в широких пределах.

Также разработан полимерный тампонажный материал "Ремонт - 6",

который обеспечивает высокое качество и эффективность изоляционных работ при выполнении следующих технологических операций

-восстановление герметичности заколонного пространства ;

-наращивание цементного кольца за обсадной колонной ;

-первичном тампонировании обсадных колонн в сложных геологических условиях.

Экономический эффект достигается за счет повышения успешности работ до 80%, увеличения межремонтного периода на 15 %, сокращения

расхода топлива до 1,5 тонн на 1 скв-опер.

Этот состав обеспечивает получение высокопрочного непроницаемого тампонажного камня в заколонном пространстве даже на границе с глинистой коркой, камень стоек против растрескивания при перфорации, обладает повышенной стойкостью к коррозии и воздействию пластовых флюидов. Высокая проникающая способность состава позволяет герметизировать резьбовые соединения обсадной колонны.

Техническая характеристика состава :

-плотность, кг / м 1160 - 1170

-вязкость, спз 20 - 25

-фильтратоотдача, см / 30 мин, не более 15

-начало схватывания, мин, не менее 60

-прочность тампонажного камня, МПа

при сжатии 8 - 10

при изгибе 3 - 5

-проницаемость, мкн - 10 , не более 0,1

-температурный интервал использования, С 15 - 80

В отличие от отечественных и зарубежных аналогов " Ремонт - 6 "

имеет более широкий диапазон применения и меньшую плотность.

Наибольший интерес представляют методы селективной изоляции

водопритоков на основе кремний - органических соединений типа АКОР - Б100, которые выпускаются в промышленном масштабе.

4. Специальная часть

В по " Юганскнефтегаз " основная добыча нефти приходится на месторождения, вступившие в позднюю стадию разработки. Более половины фонда скважин эксплуатируется при обводненности добываемой продукции более 70 % . Годовой темп роста обводненности превышает 5%. Большую долю нефти содержит водонефтяные зоны, одна третья залежи водоплавающая, что практически исключает безводный период эксплуатации скважин. Ежегодно увеличения числа обводненных скважин превышает число скважин, в которых были проведены ремонтно - изоляционные работы. В связи с этим задача ограничения и изоляции притока вод в добывающих скважинах является одно из важнейших, как для Нефтеюганского района, так и для других районов среднего Приобья.

В 1988 году в ВНИИКР нефть совместно с базовым предприятием НУПНП и КРС отработал технологию ограничения подошвенных, слойных заколонных притоков и нефтедобывающим скважинам составом Акор - Б100.

Данный состав является однокомпонентной системой с управлением реологическими свойствами и селективным воздействием на пласт. Этот тампонажный материал можно применять в сложно геолого-климатических

условий в любое время года при температуре окружающего воздуха до - 50 С . Использование состава АКОР - Б100 не требует создания специальных технических средств.

Для полного раскрытия темы данного дипломного проекта мной были рассмотрены скважины на Южно-Сургутском месторождении на которых

проводилась селективная изоляции тампонажным материалом АКОР - Б100 за период с 1993 по 1997 год.

4.1 Понятие о скважине

Скважиной называется горная выработка в земной коре, которая имеет малый диаметр по сравнению с ее длиной. Основание скважины (на поверхности) является устьем, дно скважины - забоем. Скважины делятся на две категории:

- разведочные (бурятся для подсчета запасов нефти на новом месторождении);

- эксплуатационные ( для извлечения нефти из пласта ).

Нефтяная скважина представляет собой капитальное сооружение, которое строится по заранее составленному тех. проекту. Основой проекта является конструкция скважины.

Под конструкцией скважины понимается то количество обсадных колонн, которые необходимо спускать в скважину для успешной проводки ее и последующей длительной эксплуатации. Понятие конструкции скважины также входят оптимальные высоты подъема цементного раствора в затрубном пространстве. Диаметр скважины должен быть минимальным, но вместе с тем достаточным для обеспечения спуска обсадных колонн на запроектированную глубину, а также для обеспечения надежной изоляции продуктивных пластов от водоносных горизонтов и от взаимного влияния пластов друг от друга. От выбранной конструкции скважины зависит скорость бурения, стоимость строительства скважины.

Конструкция скважины выбирается на основе факторов:

- геологических;

- технических и технологических;

- экономических.

4.2. Элементы конструкции скважины.

В каждой конструкции скважины различают следующие ряды обсадных колонн:

- шахтовое направление;

- кондуктор;

- техническая или промежуточная колонна \ хвостовик \;

Компоновка низа обсадных колонн оборудуется следующими деталями и узлами '' снизу-вверх '':

- башмачно - направляющая пробка;

- башмак;

- башмачный патрубок;

- обратный клапан;

- упорное кольцо ''стоп'';

- пакер - фильтр.

По наружной части труб:

- направляющие фонари или центраторы;

- скрепки;

- турбулизаторы.

После длительной эксплуатации нефтяных скважин на Южно-Сургутском месторождении нарушается надежность крепи эксплуатационных колонн, появляются различного рода обводнения нефтяного пласта, верхнего или нижнего водоносного пласта.

В условиях однородного строения продуктивных пластов, их первоочередная выработка и обводнение происходит по наиболее проницаемым интервалам.

В условиях проведения РИР в скважинах в продуктивных пластах могут образовываться (открываться) трещины, обладающие большими размерами и значительной проводимости, изменяющимися с изменением давления закачивания в пласты жидкости. Трещины в пластах могут образовываться и в процессе эксплуатации скважины, наличие которых определяется исследованием скважин.

4.3 Исследование скважины

Исследование скважин при планировании и осуществлении ремонта крепи выполняют в целях:

- выявления и выделения интервалов негерметичности обсадных колонн и цементного кольца за ними;

- изучения гидродинамических и температурных условий ремонтируемого участка ствола;

- контроля положения муфт обсадной колонны, интервалов перфорации, искусственного забоя, инструмента, спущенного для ремонтных операций, вспомогательных мостов, изолирующих патрубков;

- оценки качества промежуточных операций и ремонта в целом.

Исследования проводят технологическими и геофизическими методами. Метод или комплекс методов выбирают, исходя из цели ремонта и состояния скважины, после тщательного изучения особенностей ее строительства и процесса эксплуатации. Порядок исследования технологическими методами отражают в плане на ремонт скважины.

Включаемые в план параметры исследований, технологию их проведения и интерпретацию полученных результатов осуществляют в соответствии

с соответствующими РД-39-4-78-78, РД-39-4-172-79, РД-39-4-274-79, РД-39-9-250-79 .

Глубину или интервал расположения нарушения колонны определяют методами расходометрии, резистивиметрии, термометрии. Если колонна имеет несколько нарушений с различной пропускной способностью, все нарушения указанными методами могут не выделиться. Поэтому после исследований интервал колонны над верхним нарушением необходимо проверить на герметичность, а нижние предполагаемые интервалы негерметичности отключить путем установки песчаной или цементной пробок или пакера. После изоляционных работ исследования следует повторить.

При незначительных приемистости и притоке через нарушение, когда негерметичность колонны по жидкости регистрируется лишь падением

давления при опрессовке, глубину дефекта можно определить поинтервальной опрессовкой колонны вязкой жидкостью или сжатым газом.

Последний метод применяют, когда в процессе эксплуатации наблюдаются межколонные газопроявления на устье скважины.

Для определения интервала и качества цементирования колонны используют аппаратуру акустического и гамма-гамма-контроля цементирования

(ГОСТ 22609-77). Ввиду принципиального различия информации, получаемой указанными методами, рекомендуется совместное их использование.

Для определения наличия интервалов и направления перетоков флюидов за эксплуатационной колонной применяют термометрию, а на участках ствола, прилегающих и интервалу перфорации, также метод радиоактивных изотопов и другие методы.

Исследования перетоков за кондуктором или промежуточной колонной выполняют снятием термограмм по внутреннему пространству эксплуатационной колонны либо кольцевому зазору между эксплуатационной колонной и кондуктором (промежуточной колонной).

Перед исследованием скважину заполняют жидкостью до устья в стволе и кольцевом пространстве между колонной и кондуктором и оставляют в покое на 48 часов.

При высоком положении статического уровня предпочтительнее проводить замеры в колонне. Замеры по кольцевому зазору выполняют серийными электротермометрами диаметрами 32 и 36 мм, которые спускают на одно- или трехжильном кабеле с регистрацией показаний каротажными станциями АКС или АПЗА. Замер может быть проведен между 146-мм и 245-мм или

324-мм колоннами, а также между 168-мм и 299-мм или 324-мм колоннами. Перед исследованием кольцевое пространство за колонной шаблонируют и определяют положение уровня жидкости. Для оценки возможности и целесообразности повторного тампонирования обсадной колонны методом обратного цементирования и определения необходимого объема тампонажного раствора проводят термометрию с закачкой жидкости в кольцевое пространство с устья.

Исследованиями могут быть выявлены:

а) глубина, до которой наблюдается движение жидкости за колонной и кондуктором (промежуточной колонной);

б) интервалы поглощения закачиваемой жидкости ;

в) нарушение в кондукторе (промежуточной колонне) и глубина нарушения.

Для уточнения температурных условий в заданной зоне ствола скважины перед РИР в НКТ через лубрикатор спускают электротермометр.

Выполняют замер температуры на заданной глубине. Затем, закачивая промывочную жидкость, имитируют планируемый процесс тампонажа, регистрируя изменение температуры. После прокачивания жидкости, не перемещая прибор из заданной зоны, выполняют запись восстановления температуры ствола во времени.

Данные исследования используют при подборе композиций тампонажных растворов, резко реагирующих на изменение температуры, и для определения сроков проведения отдельных операций в процессе тампонирования скважин.

Изоляция тампонажным материалом АКОР-Б100 проведена в 86 скважинах на Южно-Сургутском месторождении. Изоляционные работы выполнены по следующей схеме:

- приготовление тампонажного состава ;

- 03Ц (24-48 часов);

- освоение.

Перед началом отработки технологии была проанализирована геологическая характеристика месторождения, а также геолого-промысловые данные по скважинам, что позволило подобрать наиболее оптимальную технологическую схему ремонта.

Кроме того, на первых этапах геофизические исследования скважин осуществляли до и после обработок. Все это дело возможность в кратчайший срок и с минимальными затратами оптимизировать технологический процесс и создать индустриальную технологическую схему обработки.

Так как РИР направлены не столько на ограничения отбора воды, сколько на прирост добычи нефти, после обработки для вовлечения в эксплуатацию ранее не работающих нефтяных прослоев в скважинах обычно проводят кислотную обработку.

Изоляционные работы выполнялись по пластам БС101 и БС102 Южно-Сургутского месторождения. Обычно необходимо было изолировать слабоминерализованные нагнетаемые (закачиваемые) воды. Источниками обводнения скважин служили колонные перетоки, подошвенные воды , прорыв воды по высоко проницаемым прослоям, отделенным от нефтяных как низкопроницаемыми, так и непроницаемыми разностями. Почти во всех случаях заколонных перетоков источником обводнения являлись нижележащие водоносные пласты. Подбирали скважины обводненностью 70-100%. Результаты РИР АКОР-Б100 приведены в таблице.

Наибольшая эффективность достигнута при обводнении скважин по прослоям, разобщённом непроницаемыми прослоями мощностью более 1 метра. Наименее успешны работы по борьбе с обводнением скважин при прорыве фронта нагнетаемых вод по монолитному пласту. Продолжительность водоизоляционного эффекта при этом типа обводнения зависит от местоположения скважины в системе разработки. Если скважина расположена в первом добывающем ряду от нагнетательного ряда, то продолжительность эффекта изоляции в 2-3 раза меньше по сравнению с расположением скважины в стягивающем ряду. Для других видов обводнения такой зависимости не прослеживается.

Успешные операции проведены при трех- и пятирядных блоковых

системах разработки. Наиболее целесообразно применение селективных материалов

АКОР-Б100 при изоляции пластов-обводнителей в скважинах, эксплуатирующих совместно два и более объектов. Внедрение разработанной технологической схемы селективной изоляции вод составами АКОР-Б100 снизило стоимость ремонтов на 20-45%.

4.4 Технология проведения селективной изоляции тампонажным материалом АКОР-Б100