Геологическая характеристика Гагаринского месторождения

Рис. 4. График разработки залежи нефти пласта Фм Гагаринского месторождения

Средневзвешенное пластовое давление составляет 17,8 МПа, что выше давления насыщения (14,69 МПа), но в зонах отбора давление зачастую ниже давления насыщения. Компенсация отбора с начала разработки всего 23,4 %, что обусловлено поздним вводом системы ППД и ее малой мощности. В условиях трещиноватости коллектора это ощутимо усугубляет продуктивность скважин. Отбор от НИЗ по залежи составляет 24,6 %, коэффициент извлечения нефти достиг 0,103 д.ед., дальнейшее разбуривание залежи проектом не предусматривается. Объект находится на 2-й стадии разработки.

Основные запасы сконцентрированы в северной и северо-западной части залежи. Кроме того, самые высокопродуктивные скважины находятся на этих участках (скв. №№ 409, 404, 162, 405). В то же время самые низкопродуктивные скважины находятся в зонах с низкой плотностью запасов. В 2012 г. добыча нефти составила 89,8 тыс. т, жидкости - 116,3 тыс. т, среднегодовая обводненность - 22,8 %. На 01.01.2013 г. накопленная добыча нефти составила 739,2 тыс. т, жидкости - 831,1 тыс. т. Накопленные отборы и объемы закаченного агента скважин с начала разработки отражены на рис. 5. Режим разработки водонапорный.

4.3 Анализ энергетического состояния залежи

Начальное пластовое давление, приведенное к абсолютной отметке ВНК (-1880 м) составило 20,7 МПа, средняя начальная пластовая температура принята равной 33 °С.

На 01.01.2012 г. пластовое давление в зоне дренирования добывающих скважин находится в диапазоне от 7,4 до 16,2 МПа, причем подавляющее большинство добывающих скважин имеют пластовое давление ниже давления насыщения нефти газом (14,69 МПа). Это обусловлено недостаточной компенсацией отбора со стороны системы ППД. Распределение давления по залежи представлено на рис. 7.

С начала разработки пластовое давление в зонах отбора неуклонно падает, а система поддержания пластового давления не компенсирует отбор.



Рис. 6. Карта накопленных отборов жидкости и закачки воды



Рис. 7. Карта изобар фаменской залежи нефти

После 2009 года наблюдается большой разброс пластовых давлений по площади залежи. Это может быть связано со значительной неоднородностью залежи, небольшим фондом нагнетательных скважин и малыми объемами закачки.

Из анализа пластовых давлений вблизи добывающих скважин на 01.01.2013, можно видеть положительную динамику относительно предыдущего года. Величины пластового давления приведены в табл. 10.

Таблица 10. Пластовое давление добывающих скважин

№ скв.	Рпл, МПа	№ скв.	Рпл, МПа	№ скв.	Рпл, МПа
162	14,6	408	9,53	419	15,2
224	13,1	409	12,56	420	11,67
310	15,6	412	12,16	423	11,93
400	13,5	414	12,16	424	22,49
404	12,4	415	17,01	425	10,64
405	12,2	416	15,85	427	15
406	12,8	417	15,5	9070	9,54
407	12,9	418	9,12	-	-

Как видно из таблицы, пластовое давление в подавляющем большинстве скважин по-прежнему ниже давления насыщения(16 из 23 скважин), что является причиной двухфазной фильтрации (жидкость + газ) вблизи забоя скважины. Следствием двухфазной фильтрации является снижение продуктивности скважины. Кроме того, снижение энергии пласта ведет к сужению каналов, по которым происходит фильтрация флюидов, и увеличению затрат энергии на подъем продукции скважины к устью.

Самое низкое давление наблюдается в западной части залежи в районе скв. №№ 407, 408 и 9070, а также в районе скв. № 418, хотя давление в соседних скважинах относительно высокое. Возможно, это связано с плохой гидродинамической связью скважины № 418 с окружающей частью залежи. Пластовое давление в зонах отбора скважин, расположенных в самой продуктивной северной части залежи, находится в пределах 12,2-14,6 МПа, что говорит о необходимости принятия мер по поддержанию пластового давления в данной области. В целом пластовое давление скважин, которые находятся вблизи нагнетательных, достаточно высокое, что говорит о наличии гидродинамической связи.

4.4 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

Сравнение проектных и фактических показателей разработки по объектам не проводилось, поскольку в протоколе № 3284 от 17.11.2004 г. приведена таблица обоснования прогноза добычи нефти и объема буровых работ только в целом по месторождению.

Начиная с 2009 года наметилось сильное отклонение фактической добычи нефти от проектной (свыше 60 % в 2009 и 2010 и 107 % в 2011). Это, вероятней всего, связано с ошибкой при подсчете извлекаемых запасов, так как фактический средний дебит действующих скважин по нефти на 129 % выше проектного, в то же время действующий фонд добывающих скважин отстает от проектного на 17 %. Фактическая средняя обводненность продукции скважин сопоставима с проектной, поэтому отклонения в добыче жидкости примерно равны отклонениям в добыче нефти. Ввод нагнетательных скважин в последние 3 года опережает предусмотренный проектом, но по общему фонду нагнетательных скважин в 2011 г. по-прежнему имеется отставание от проекта (- 13 %). Из-за отставания в фонде скважин фактическая закачка рабочего агента существенно отстает от проектной (-40 %). Соответственно отстает от проектного показателя и накопленная закачка рабочего агента в пласт (2011 г. отклонение составляет- 63 %). Компенсация отбора с начала разработки также, как и закачка рабочего агента, сильно отстала от проектных показателей (- 81 %). В 2011 году отбор от НИЗ опережает проектный показатель на 23 %, что связано с сильным превышением добычи нефти за последние 3 года. Текущий КИН также выше проектного (+22 %). Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по месторождению представлено в табл. 11.

Таблица 11. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Гагаринского месторождения

Показатель	Един. изм.	2009	2010	2011
		проект	факт	Отклонение,%	проект	факт	Отклонение,%	проект	факт	Отклонение,%
Добыча нефти	тыс. т	128	205	60,47	124	207	67,26	112,2	232	107,04
добыча жидкости	тыс. т	154,1	243	57,43	162,7	259	59,13	156,1	318	103,65
У добыча нефти	тыс. т	878	932	6,09	1002	1139	13,66	1114	1371	23,09
У добыча жидкости	тыс. т	951	1012	6,41	1113	1271	14,19	1269	1589	25,21
Ввод добывающих скв.	шт.	11	11	0,00	5	6	20,00	6	0	-100,00
выбытие добывающих скважин	шт.	3	1	-66,67	0	3	0,00	2	1	-50,00
действующий фонд добывающих скважин	шт.	44	42	-4,55	49	45	-8,16	53	44	-16,98
ср. дебит действующих скважин по нефти	т/сут.	10,1	16,7	65,35	8,1	14	72,84	6,8	15,6	129,41
ср. дебит действующих скважин по жидкости	т/сут.	12,2	19,8	62,30	10,6	17,5	65,09	9,5	21,3	124,21
ср. обводненность продукции скважин	%	17	15,4	-9,41	23,8	19,9	-16,39	28,1	26,9	-4,27
ввод нагнетательных скважин	шт.	1	3	200,00	0	4	0,00	0	1	0,00
фонд нагнетательных скважин	шт.	15	8	-46,67	15	12	-20,00	15	13	-13,33
ср. приемистость нагнетательных скважин	м3/сут.	63	79,6	26,35	61,5	75,3	22,44	60,9	61,8	1,48
КИН	д. ед.	0,07	0,07	5,71	0,08	0,09	13,75	0,089	0,11	22,47
отбор от НИЗ	%	18,9	20,1	6,35	21,6	24,5	13,43	24	29,6	23,33
темп отбора от НИЗ	%	2,8	4,4	57,14	2,7	4,5	66,67	2,4	5	108,33
закачка рабочего агента	тыс. м3/год	300	95,4	-68,20	303	146	-51,98	300	180	-40,10
накопленная закачка рабочего агента	тыс. м3	847	217	-74,39	1150	363	-68,48	1450	542	-62,61
текущая компенсация отбора	%	194,7	24,6	-87,37	186,2	36,2	-80,56	192,2	37,7	-80,39
компенсация отбора с начала разработки	%	96,5	13	-86,53	114,8	17,5	-84,76	114,3	21,3	-81,36

Послепоявления документа «Дополнения к технологической схемеразработки…»в 2012 году прогноз показателей разработки был выполнен отдельно по каждому объекту разработки. Исходя из текущих показателей разработки фаменской залежи и прогноза показателей на 2012 год составлена табл. 12.

Таблица 12. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки фаменской залежи

Показатель	Единица измерения	2012
		проект	факт	отклонение, %
Добыча нефти	тыс. т	93,9	89,8	-4
добыча жидкости	тыс. т	115,2	116,3	1
У добыча нефти	тыс. т	743,4	739,2	-1
У добыча жидкости	тыс. т	830,4	831,1	0
ввод добывающих скв.	шт.	0	0	0
действующий фонд добывающих скважин	шт.	24	23	-4
ср. обводненность продукции скважин	%	18,5	22,8	+23
ввод нагнетательных скважин	шт.	0	1	+100
фонд нагнетательных скважин	шт.	8	8	0
ср. приемистость нагнетательных скважин	м3/сут.	63	58	-8
КИН	д. ед.	0,103	0,103	0
отбор от НИЗ	%	22,5	24,6	+9
темп отбора от НИЗ	%	2,8	3	+7
закачка рабочего агента	тыс. м3/год	96,3	84,2	-13
накопленная закачка рабочего агента	тыс. м3	328,7	318,6	-3
текущая компенсация отбора	%	84	72	-14
компенсация отбора с начала разработки	%	24,2	23,4	-3

По анализу проектных и фактических показателей разработки фаменского объекта, можно сделать следующие выводы:

добыча нефти незначительно ниже проектного показателя, что связано с меньшим фондом скважин, чем предусмотрено проектом (23 вместо 24);

фактическая обводненность продукции скважин на 23 % выше проектной, поэтому необходимо проводить мероприятия по ограничению притока из обводнившихся пропластков;

при соответствии фактического фонда нагнетательных скважин проектному в пласт закачивается недостаточно рабочего агента (на 13 % меньше проектного), что связано как с пониженной приемистостью скважин, так и с частыми простоями скважин.

4.5 Анализ результатов исследований скважин и пластов

Потокометрические исследования

В скв. №№ 402 и 405 работает кровельная часть пласта, в скв. № 427 интервалы перфорации перекрыты НКТ. Скв. № 412 во время свабирования подрабатывала и вышла на фонтан. После дострела интервала 2053-2061,5 м (апрель 2011 г.) исследование повторили. По термометрии приток отмечался из интервалов 2076-2080 м и 2053-2056 м, а также незначительный приток из интервала 2067,5-2069 м.

В скв. № 424 по результатам исследований в июле 2010 г, проведенных после дострела интервалов 2013-2020 м, 2083-2089 м и 2091-2096 м, отмечалась работа дострелянных интервалов и нижнего интервала перфорации.

Исследования скв. № 408 проведены после освоения свабированием в октябре 2009 г. и установлено, что работает кровельная часть нижнего интервала перфорации (1989,5-1993 м). После дострела исследование повторили. Интенсивный приток получен из верхнего интервала перфорации.

Скв. №№ 425 и 420 исследованы в июне и июле 2011 г. соответственно. По результатам исследования скв. № 425 кровля и подошва пласта не работает, а в скважине № 420 работает только подошва пласта.

В скв. № 223 отмечена работа всех перфорированных интервалов, также выявлен заколонный переток ниже интервала перфорации. После установки цементного моста и перфорации заколонной циркуляции к ИП не отмечено. В октябре 2009 г. скважину перевели под закачку. По результатам исследования, проведенного в ноябре 2009 г. закачиваемую воду принимает только ИП 2087-2100 м.

В результате проведенного анализа можно сделать вывод о неравномерности работы продуктивного разреза скважин.

Обработка КВД и ИД.

При проведении исследований в скв. №№ 66 и 9070 коэффициент истощения пластовой энергии соответственно равен 0,0367 и 0,0074 МПа/м³, что свидетельствует о недостаточной компенсации отборов со стороны гидродинамической системы. При работе скв. №№ 66 и 9070 на режимах диапазон изменения дебита нефти составил от 4,2 до 28,9 т/сут. и от 11,6 до 73,3 т/сут. соответственно. Снятые индикаторные диаграммы выпуклые к оси дебитов при забойных давлениях выше давления насыщения нефти газом (14,69 МПа), что указывают на трещиноватость коллектора.

В разведочных скв. №№ 71 (ИП 2110-2112 м) и 162 (ИП 1894-1924 м) полученные индикаторные диаграммы имеют прямолинейный вид. В скв. №№ 71 (ИП 2032-2040 м) и 162 (ИП 1934-1968 м) индикаторные диаграммы имеют выпуклую к оси дебитов форму при снижении забойного давления в диапазоне от 14,26 до 13,29 МПа, что ниже давления насыщения нефти газом (14,69 МПа) и вызвано образованием двухфазного потока нефтегазовой жидкости в призабойной зоне пласта.

После разбуривания залежи и проведения гидродинамических исследований во вновь введенных скважинах (2008-2010 гг.) появилась дополнительная информация о начальных параметрах пласта. Исследования скважин проводились методом восстановления уровня в начальный период эксплуатации. Средневзвешенное значение гидропроводности УЗП равно 27,28 мкм²*см/мПа*с, проницаемость УЗП равна 0,039 мкм².В большинстве скважин произошло снижение коэффициента продуктивности, что, вероятно, связано как со снижением пластового давления в процессе разработки, так и с увеличением обводненности продукции: до 85,4 % в скв. № 223 и до 93 % в скважине № 419. Исключением являются скв. №№ 162 и 409, в которых произошло увеличение коэффициента продуктивности до 34,1 (скв. № 409) - 122,3 (скв. № 162) м³/(сут*МПа), что, вероятно, связано с подключением ранее неработающих толщин. В скважинах №№ 310, 401, 402 и 417 в процессе разработки коэффициент продуктивности фактически не меняется.

В табл. 4.5 объединены результаты потокометрических исследований, а так же обработки ИД и КВД .

Таблица 13. Результаты исследований скважин

№ скв.	Результаты исследований
66	недостаточная компенсация отбора, коэф. истощения = 0,0367 МПа/м3. ИД выпуклая к оси дебита (трещиноватость)
71	прямолинейный вид ИД
162	прямолинейный вид ИД, увеличение продуктивности (подключение пропластков)
223	воду принимает интервал перфорации 2087-2100 м
310	коэф. продуктивности в процессе разработки фактически не меняется
401	коэф. продуктивности в процессе разработки фактически не меняется
402	работает кровельная часть, коэф. продуктивности в процессе разработки фактически не меняется
405	работает кровельная часть
408	интервал притока: верхний интервал перфорации и 1989,5-1993 м
409	увеличение продуктивности (подключение пропластков)
412	интервалы притока: 2076-2080, 2053-2056, и 2067-2069 м
417	коэф. продуктивности в процессе разработки фактически не меняется
419	снижение продуктивности (высокая обводненность)
420	приток из подошвы пласта
424	интервалы притока: 2013-2020, 2083-2089, 2091-2096 м и нижний интервал перфорации
425	кровля и подошва пласта не работает
9070	недостаточная компенсация отбора, коэф. истощения = 0,0074 МПа/м3. ИД выпуклая к оси дебита (трещиноватость)

4.6 Анализ выработки запасов нефти из пластов

Анализ выработки запасов на Гагаринском месторождении выполняется с использованием геолого-технологического моделирования разработки залежи с учетом геолого-промысловых материалов и результатов исследований.

На фаменской залежи нефти выделено 3 фациальные зоны: рифовый гребень, верхняя часть тылового шлейфа и нижняя часть тылового шлейфа. Распределение добывающих скважин в зависимости от вскрытой ими фациальной зоны представлено в табл. 14.

Таблица 14. Распределение добывающих скважин по фациальным зонам

Фациальная зона	Добывающие скважины
Рифовый гребень	162, 404, 405, 409, 415, 416
Верхняя часть тылового шлейфа	310, 400, 401, 406, 407, 408, 412, 414, 423
Нижняя часть тылового шлейфа	224, 417, 418, 419, 420, 424, 425, 427, 9070

По динамике дебитов нефти в первый год работы все добывающие скважины, можно разделить на две группы:

- с резким падением дебита (потери дебита могут достигать 90 %);

- дебит нефти снижается плавно или не изменяется.

Скважины, отнесенные к первой группе, расположены в фациальных зонах верхней и нижней части тылового шлейфа, стабильной производительностью характеризуется зона рифового гребня. Как следствие, на начало 01.01.2012 г. добыча нефти в скважинах зоны рифового гребня (Q_н.нак=408,8 тыс. т.) за весь период разработки значительно превышала добычу скважин вскрывших зоны верхней (Q_н.нак=106,3 тыс. т) и нижней (Q_н.нак=133,6 тыс. т) части тылового шлейфа.

При практически одинаковой величине вскрытия нефтенасыщенных толщин скважинами фациальной зоны рифового гребня (0,615) и зоны нижней части тылового шлейфа (0,676), производительность скважин зоны рифового гребня значительно выше. Отношение текущих и начальных дебитов в первый год работы скважин, расположенных в разных фациальных зонах, отражено на рис. 8.



Рис. 8. Динамика дебитов скважин различных фациальных зон в первый год работ

Анализ карт плотности запасов, текущей разработки, накопленных отборов нефти и закачки воды, распределения фациальных зон и динамики пластового давления показывает:

- сложное геологическое строение оказывает существенное влияние на процесс выработки запасов;

- наиболее производительные скважины расположены в пределах фациальной зоны - рифовый гребень;

- наименее производительной является фациальная зона нижней части тылового шлейфа;

- максимальная плотность запасов (600 - 7500 т/тыс.м²) картируется в районе скв. №№ 415, 162, 404, что соответствует первой фациальной зоне - рифовый гребень;

- реализуемая система ППД в целом не обеспечивает поддержание пластового давления.



4.7 Геолого-гидродинамическая модель

Построение трёхмерной геологической модели Гагаринского месторождения нефти осуществлено в интегрированном программном комплексе IRAP RMS 2010.1.Она построена на основе данных бурения и сейсмических исследований по технологии 3D (2006 г.), использованы также данные предыдущего подсчета запасов, результаты интерпретации ГИС по 61 скважине, исследований керна, данные о траекториях скважин и координат устьев. Размер ячейки по вертикали определён расчленённостью и неоднородностью разреза и минимальными мощностями прослоев. Инкремент по латерали составляет для пласта Фм 5050 м исходя из плотности сетки скважин. Подсчёт запасов нефти на основе трёхмерной геологической модели проведён объёмным методом.

Построение литологической модели залежи.

Целью этого этапа является получение представления о пространственном распределении пород. В данном случае это разделение пород на коллектор - неколлектор. Для литологического моделирования использован метод детерминистской технологии с применением трёхмерной стратиграфической интерполяции.

Моделирование фильтрационно-емкостных свойств.

Целью данного этапа является определение значений петрофизических параметров продуктивных пластов. Для этого используется метод детерминистического взвешивания, при котором интерполяция значений параметра выполняется только в объеме пород, определенных на этапе литологического моделирования как коллектор.

Преобразование геологической модели в фильтрационную.

Для того, чтобы максимально сохранить геологическую неоднородность по разрезу, выделение слоев гидродинамической модели проводилось с учетом их выдержанности в соответствии с геолого-статистическим разрезом, построенном на основе геологической модели по параметру «литология». Перенос и осреднение параметров с детальной геологической сетки на гидродинамическую осуществлялся с использованием следующих алгоритмов:

- параметр песчанистости в каждой ячейке рассчитывался путем осреднения с использованием взвешивания по геометрическому объему;

- параметр пористости получался путем осреднения на основе взвешивания по эффективному объему, причем осреднение происходило только в пределах коллекторов. Рассчитывался поровый объем как произведение эффективного объема и коэффициента пористости. Эффективный объем находился как произведение геометрического объема ячейки и песчанистости;

- насыщенность определялась путем взвешивания параметра по поровому объему;

- абсолютная проницаемость определялась с использованием так называемого метода диагонального тензора.

Внешний вид гидродинамической модели нефтенасыщенности фаменского пласта Гагаринского месторождения изображен на рис. 9.



Рис. 9. Модельнефтенасыщенности пласта Фм Гагаринской залежи

4.8 Выводы по анализу состояния разработки объекта

Фаменский объект Гагаринского месторождения находится на 2-й стадии разработки. Отбор от НИЗ на 01.01.2013 составил 24,6 %.

По результатам потокометрических исследований можно сделать вывод о неравномерности работы продуктивного разреза скважин.

Разбуривание залежи завершилось в 2010 году. Коэффициент нефтеизвлечения соответствует проектному, КИН=0,103.

Средневзвешенное пластовое давление на 01.01.2012 составляет 17,8 МПа, что выше давления насыщения (14,69 МПа), но в зонах отбора пластовое давление зачастую ниже давления насыщения (9,12 МПа в районе скв. № 418). В северной части залежи-зоне рифового гребня, обеспечивающей основную часть добываемой нефти, необходимо повысить пластовое давление, которое ниже давления насыщения. Кроме того, сильно истощена энергия пласта в западной части залежи - район скв. №№ 407, 408, 9070.

Компенсация отбора с начала разработки ниже проектного показателя на 3 % и составляет 23,4 %.Накопленная закачка рабочего агента в пласт также отстает от проектного показателя: 318,6 тыс. м³ вместо проектных 328,7 тыс. м³, что связано с задержкой ввода нагнетательных скважин. На данный момент достигнут проектный фонд нагнетательных скважин, поэтому необходимо повысить приемистость нагнетательных скважин и коэффициент их эксплуатации.

Анализируя схему распределения плотности остаточных запасов видно, что основные запасы сконцентрированы в северной и северо-западной части залежи. Сложное геологическое строение оказывает существенное влияние на процесс выработки запасов.



5. Анализ эксплуатации скважин

5.1 Конструкция добывающих и нагнетательных скважин

Направление I диаметром 530 мм спускается на глубину 15 м для предохранения устья от размыва и перекрытия неустойчивой части разреза. Цементируется до устья тампонажным материалом на основе портландцемента с добавками ускорителя сроков схватывания.

Направление II диаметром 426 мм спускается на глубину 30 м для изоляции интервалов катастрофических поглощений и перекрытия неустойчивой части разреза (четвертичных отложений). Цементируется до устья тампонажным материалом на основе портландцемента с добавками ускорителя сроков схватывания.

Кондуктор диаметром 324 мм спускается на глубину 160 м для изоляции интервалов поглощений в кунгурских отложениях, перекрытия неустойчивых - склонных к обвалообразованиям горизонтов и изоляции пресных подземных вод от нижележащих минерализованных пластовых вод. Цементируют с подъемом цементного раствора до устья. Используют тампонажный портландцемент ПЦТ-1-50 с добавкой 2 % хлорида кальция.

Техническая колонна диаметром 245 мм спускается на глубину 600 м для изоляции интервалов частичных поглощений в кунгурских и артинских отложениях, неустойчивых, склонных к обвалообразованиям горизонтов. Для разобщения вышележащих зон геологического разреза несовместимых по условиям бурения с нижележащими, предотвращение гидроразрыва пород при газонефтеводопроявлениях. Цементируют с подъемом цементного раствора до устья. Обсадная колонна оснащается центраторами, располагаемыми через 50 м. Используют тампонажный портландцемент ПЦТ-1-50 с добавкой 2% хлорида кальция. В процессе цементирования обязательное использование осреднительной емкости типа УСО-20. Колонна используется также для установки противовыбросового оборудования в случае заканчивания скважин по обычной технологии. Испытание на герметичность производится опрессовкой с заполнением тех.колонны водой от устья до глубины 20-25 м, а в остальной части - буровым раствором, которым проводилась продавка тампонирующей смеси. После разбуривания цементного стакана и выхода из-под башмака на 1-3 м тех.колонна повторно опрессовывается с закачкой воды в объеме, обеспечивающим подъём её на 10-20 м выше башмака. Давление опрессовки определяется необходимостью обеспечения герметичности цементной крепи за башмаком колонны при закрытии устья во время фонтанирования.

Эксплуатационную колонну спускают с целью разобщения пластов до проектной глубины. При строительстве всех наклонно-направленных скважин используется эксплуатационная колонна, диаметром 168 мм. Колонна спускается на проектную глубину, перекрывая продуктивный пласт, и скважина цементируется до устья.

Для наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием на Гагаринском месторождении используется эксплуатационная колонна диаметром 178 мм. Колонна спускается с целью разобщения пластов на 2-5 м ниже кровли продуктивного горизонта и цементируется до устья. На месторождении эксплуатационные колонны предполагается цементировать в один прием с применением облегченного тампонажного состава плотностью 1,5-1,55 г/см³ в интервале, расположенном выше продуктивного пласта, и тампонажного состава с низкой водоотдачей, приготовленного на основе ПЦТ G1-СС-1 с плотностью 1,92 г/см³ (с вводом реагентов, отвечающими за седиментационную устойчивость, структурно-реологические свойства, регулятором сроков твердения цементного раствора и проницаемости цементного камня), винтервале продуктивного пласта и (или) на 400 м выше башмака колонны. Для изоляции нефтеносной части продуктивного пласта от близлежащих к зоне перфорации водоносных горизонтов, в оснастку эксплуатационных колонн включается заколонный пакер (интервал установки пакера уточняется по результатам ГИС, кавернометрии).

Программа цементирования эксплуатационной колонны должна предусматривать минимально возможную репрессию на продуктивный пласт и проницаемые коллектора, склонные к поглощению, при закачке и продавке цементного раствора.

Хвостовик - спускают для разобщения продуктивных пластов и извлечения нефти на поверхность. Верх хвостовика устанавливается на 70 м выше «окна» в эксплуатационной колонне, хвостовик цементируется по всей длине.

Хвостовик-фильтр спускают для разобщения продуктивных пластов и извлечения нефти на поверхность. Для всех наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием, в конструкции которых эксплуатационная колонна спускается в кровлю пласта, хвостовик-фильтр спускается до проектного забоя. Диаметр хвостовика - фильтра 114 или 127 мм в зависимости от конструкции элементов технологической оснастки.

5.2 Технология вскрытия продуктивных пластов при бурении и освоении скважин

Первичное вскрытие продуктивных пластов:

Основными причинами снижения проницаемости прискважинной зоны являются репрессия, продолжительность её действия, химический состав рабочих жидкостей и их фильтратов, а также дисперсность твердой фазы в применяемых растворах. Общими требованиями к буровому раствору, предназначенному для вскрытия продуктивного пласта, проведения перфорационных и других технологических операций в скважине являются:

- способность быстро формировать на стенках скважины практически непроницаемую фильтрационную корку, препятствующую проникновению фильтрата в пласт на значительную глубину;

- состав фильтрата бурового раствора должен обеспечивать возможность быстрого расформирования зоны проникновения без заметных остаточных явлений при практикуемых на стадии вызова притока депрессиях на пласт;

- твердая фаза бурового раствора должна полностью растворяться в кислотах, что позволит удалять её из ПЗП;

- гранулометрический состав твердой фазы должен обеспечивать минимальное проникновение её в поры и трещины продуктивного пласта.

Для вскрытия продуктивного пласта наклонно-направленными и наклонно-направленными с горизонтальным участком скважинами применяется безглинистый буровой раствор (ББР) ББР-СКП-МГ, ББР-СКП, инвертно-эмульсионный буровой раствор (ИЭР).

ББР-СКП-МГ, ББР-СКП характеризуются следующими свойствами:

- псевдопластичными реологическими характеристиками для обеспечения необходимой выносной и удерживающей способности бурового раствора и снижения гидравлических сопротивлений при движении бурового раствора;

- высокими смазывающими и гидрофобизирующими свойствами для улучшения условий работы породоразрушающего инструмента на забое, облегчения прохождения бурильной колонны по стволу скважины и предотвращения прихватов;

- высокими ингибирующими свойствами, низкой скоростью проникновения фильтрата бурового раствора в пласт, низким поверхностным натяжением фильтрата на границе с углеводородной жидкостью для сохранения устойчивости глинистых пород,

- незначительным влиянием на фильтрационно-емкостные свойства коллектора при проникновении фильтрата бурового раствора в пласт.

Кроме того, применение этих растворов оказывает минимальное воздействие на изменение проницаемости призабойной зоны пласта за счёт использования в качестве его основы полимерных реагентов полисахаридного ряда, подверженных био- и ферментативной деструкции, а также за счет наличия в составе в необходимой концентрации поверхностно-активных веществ, снижающих поверхностное натяжения фильтрата бурового раствора на границе с углеводородной жидкостью. Растворы обеспечивают сохранение естественных коллекторских свойств продуктивного пласта за счёт быстрой и полной деструкцией реагентов, входящих в его состав после взаимодействия с раствором КДС (комплексный деструктор среды), что в свою очередь позволяет получить проектные дебиты при малых сроках освоения скважин.

ИЭР содержит в качестве олеофильной фазы минеральные, синтетические и растительные органические жидкости, системы на основе нефти и дизтоплива.

ИЭР характеризуется следующими свойствами:

- сохраняет коллекторские свойства продуктивных пластов за счет низкого показателя фильтрации при повышенных перепадах давления (состав фильтрата - масло) и предупреждения необратимой кольматации пласта благодаря отсутствию в рецептуре реагентов с высоким содержанием нерастворимых коллоидных частиц;

- обладает высокой удерживающей и выносной способностью, обеспечивающей качественную очистку ствола наклонных и горизонтальных участков ствола скважины;

- обладает инертностью к разбуриваемым породам, низким поверхностным натяжением фильтрата, низким коэффициентом трения порода-металл и металл-металл и др.;

- являются агрегативно и седиментационно устойчивыми, электростабильными и сохраняют свои исходные реологические параметры при воздействии дестабилизирующих факторов (глины, пресной и минерализованной воды, цемента).

Вторичное вскрытие продуктивных пластов

Комплекс работ по освоению скважин должен предусматривать мероприятия, обеспечивающие:

- приток, близкий к ожидаемому дебиту по нефти и обводненности продукции (на основании данных промысловой геофизики, физических и гидродинамических свойств вскрываемого объекта, интервала и плотности перфорации и др.);

- сохранение целостности скелета пласта в призабойной зоне;

- предотвращение прорыва пластовой воды (подошвенной, нижней и верхней) и газа из газовой «шапки», перетока жидкости между пластами (интервалами перфорации);

- сохранность эксплуатационной колонны;

- предотвращение неконтролируемых фонтанных проявлений;

- сохранность, восстановление или повышение проницаемости призабойной зоны;

- охрану недр;

- охрану окружающей среды и соблюдение техники безопасности.

Вызов притока производят свабированием. Величина депрессии на пласт выбирается с учетом конкретных геолого-физических характеристик пласта, степени его загрязнения в процессе вскрытия и ограничений по допустимому перепаду давления на зацементированное заколонное пространство. Величина депрессии на пласт, исходя из условий герметичности заколонного пространства, ограничивается величиной не более 2 МПа на один метр разобщающей перемычки. Освоение осуществляется до полной замены жидкости перфорации на нефть (два объема скважины). Полноту освоения контролируют путем отбора глубинных проб жидкости. После освоения каждая скважина исследуется на трех режимах.

Учитывая геолого-технологические условия заканчивания скважин на месторождении (тип коллектора, коллекторские свойства, свойства и параметры нефти) рекомендуется после перфорации произвести интенсификацию модифицированным кислотным составом для карбонатных коллекторов, сочетающим свойства гидрофобизатора пористой среды, деэмульгатора нефти и ингибитора солянокислотной коррозии промыслового оборудования.

5.3 Анализ фонда скважин

На 01.01.2013 г. фонд состоит из 34 скважин, в том числе 23 добывающих скважины, 3 скважины ликвидированы и 8 нагнетательных скважин. Состояние фонда скважин на 01.01.2013 представлено в табл. 15.

Таблица 15. Фонд добывающих и нагнетательных скважин

Наименование	Характеристика фонда скважин	Пласт Фм
Фонд добывающих скважин	Пробурено	33 (скв. 68, 69, 70, 71, 162, 223, 224, 310, 400, 401, 402, 404, 403, 405, 406, 407, 408, 409, 412, 414, 415, 416, 417, 418, 419, 420, 421, 422, 423, 424,425, 427, 9070)
	Действующие (все скважины оборудованы ЭЦН)	23 (скв. 162, 224, 310, 400, 404, 405, 406, 407, 408, 409, 412, 414, 415, 416, 417, 418, 419, 420, 423, 424,425, 427, 9070)
	В освоении после бурения	0
	В консервации	0
	Переведены под закачку	5 (скв. 71, 223, 401, 402, 421)
	Переведены на другие горизонты	1 (скв. 403)
	Ликвидированные	3 (скв. 68, 69, 70)
Фонд нагнетательных скважин	Пробурено	3 (скв. 410, 411, 426)
	Переведены из добывающих	5 (скв. 71, 223, 401, 402, 421)
	Всего, в том числе	8
	Под закачкой	8 (скв. 71, 223, 401, 402, 410, 411, 421, 426)
	Бездействующие	0
	В освоении после бурения	0



5.4 Анализ технологического режима работы добывающих скважин

На 01.01.2013 фаменский пласт Гагаринского месторождения разрабатывается 23 добывающими скважинами, причем все скважины эксплуатируются механизированным способом (табл. 15) с использованием УЭЦН.

Третья часть фонда добывающих скважин работает с дебитом в интервале от 10 до 30 т/сут. Средний дебит добывающих скважин 12,4 т/сут.

Средние значения технологических показателей работы добывающих скважин отражены в таблице 16. Доля различных типоразмеров насосов в фонде добывающих скважин представлена на рисунке 10.

Таблица 16. Средние значения основных технологических показателей

Показатель	Минимальное значение	Максимальное значение	Среднее значение
дебит нефти, т	0,4	40	12,4
дебит жидкости, м3	1,1	50,1	17,5
обводненность, %	1,3	91,2	16,3
пластовое давление, МПа	9,1	22,5	13,2
забойное давление, МПа	6,3	13,5	8,2
депрессия, МПа	0,7	9,5	5,1

Рис. 10. Распределение насосов в фонде добывающих скважин



На рисунке 10 видно, что более востребован насос с типоразмером 30 мм (35 % от всего фонда).

Распределение фонда добывающих скважин по дебиту нефти представлено в табл. 17 и на рис. 11.

Таблица 17. Распределение фонда добывающих скважин по дебиту нефти

Дебит нефти, т/сут.	№ скважины	Кол-во скважин	Доля от фонда, %
< 2	407, 418, 419, 425	4	17
2 - 5	406,408, 414, 420, 424	5	22
5 - 10	224, 417, 9070	3	13
10 - 30	310, 400, 404, 412, 415, 416, 423, 427	8	35
> 30	162, 405, 409	3	13
Всего:		23	100

Рис. 11. Распределение скважин по дебиту нефти

Средний дебит жидкости добывающих скважин составляет 17,5 т/сут. В распределении скважин по дебиту жидкости, как и в случае с дебитом нефти, преобладают скважины с дебитом в интервале от 10 до 30 т/сут. - их доля 43 %. Распределение фонда добывающих скважин по жидкости представлено в табл. 18 и на рис. 12.



Таблица 18. Распределение фонда добывающих скважин по дебиту жидкости

Дебит жидкости, т/сут	№ скважины	Кол-во скважин	Доля от фонда, %
< 2	407, 418	2	9
2 - 5	406, 408, 420, 425	4	17
5 - 10	414, 419	2	9
10 - 30	224, 310, 400, 404, 412, 415, 417, 424, 427, 9070	10	43
> 30	162, 405, 409, 416, 423	5	22
Всего:		23	100

Рис. 12. Распределение скважин по дебиту жидкости

Больше половины фонда добывающих скважин имеет обводненность в интервале от 2 до 20 % (доля таких скважин 52 %). Средняя же обводненность продукции добывающих скважин составляет 23 %. Распределение скважин по обводненности добываемой продукции представлено в табл. 19 и на рис. 13.

Таблица 19. Распределение фонда добывающих скважин по обводненности

Обводненность, %	№ скважины	Кол-во скважин	Доля от фонда, %
до 2%	405, 415, 418, 420, 425, 9070	6	26
от 2 до 20 %	162, 224, 310, 404, 406, 407, 408, 409, 412, 416, 423, 427	12	52
от 20 до 50 %	400, 414	2	9
от 50 до 90 %	417, 424	2	9
свыше 90 %	419	1	4
Всего:		23	100

Рис. 13. Гистограмма распределения скважин по обводненности

Больше половины добывающего фонда работает в периодическом режиме. Работа насосного оборудования осложняется достаточно высоким газовым фактором (180 м³/т). Проектное забойное давление по пласту составляет 10,8 МПа. Основные технологические параметры добывающих скважин приведены в табл. 20.

Таблица 20. Параметры технологического режима работы добывающих скважин

№ скв.	Размер, мм	Глубина спуска, м	Параметры насоса	Доп. оборуд.	D шт	дебит	Обводненность, %	Рзаб, МПа	Рпл, МПа	ДР, МПа	Ндин	режим
			L, м	Q, м3/сут	Kпод., д.ед.			нефти, т/сут	жидкости, м3/сут
162	60	1806	1700	60	0,7	Сепаратор газовый+Система телеметрии	6	31,5	40	3	13,46	14,56	1,1	1685
224	18	1953	2000	18	1,8	Сепаратор газовый	6	8,4	11	6	6,71	13,08	6,4	1524	248/496
310	30	1650	1550	30	1,4	Сепаратор газовый	6	12,6	16	3,5	10,22	15,6	5,4	1483	279/465
400	25	1928	1700	25	0,9	Сепаратор газовый+Система телеметрии	6	13,9	21,6	20	9,62	13,48	3,9	1721
404	30	1797	1850	30	0,9	Сепаратор газовый	8	18,7	27	15	6,97	12,36	5,4	1576
405	50	1875	2050	50	1	Сепаратор газовый	5	40	50,1	2	9,86	12,15	2,3	1083
406	30	1721,2	1500	30	0,2	Сепаратор газовый	6	2,7	3,5	5,9	7,5	12,77	5,3	1355	465/279
407	30	1984	2000	30	1,5	Сепаратор газовый	6	1,5	1,9	5	8,66	12,2	3,5	1031	32/712
408	30	1907,3	2100	30	0,2		6	2	2,5	4	6,96	9,53	2,6	1233	372/372
409	35	1858	1900	35	1,2	Сепаратор газовый+Система телеметрии+Сква-жинный трубопровод	8	31,4	43,5	11	11,06	12,56	1,5	1026
412	20	1624	1600	20	0,9	Сепаратор газовый+Система телеметрии	6	14,1	18	3,5	10,54	12,16	1,6	1227
414	20	1930	1850	30	0,4	Комплексный геофизический прибор без движения под насосом	6	2,7	6	44	4,82	12,16	7,3	1571	372/372
415	60	1850	1700	60	0,5	Сепаратор газовый	6	22,7	28,6	1,5	7,68	16,01	8,3	1292
416	18	1855	1900	18	1,8	Сепаратор газовый+Система телеметрии	6	25,2	31,7	2,3	6,39	15,85	9,5	1395
417	30	1790	1700	30	1,1	Сепаратор газовый	6	6,6	17	52,3	8,19	15,5	7,3	1425	372/372
418	25	1731,5	1750	25	1,1	Блок подачи реагента УБПР+Сепаратор газовый	6	0,9	1,1	1,5	8,39	9,12	0,7	1141	32/712
419	30	1870	1850	30	1,7		6	0,4	5,5	91,2	7,84	15,2	7,4	1300	80/664
420	25	1804	1400	25	0,8	Комплексный геофизический прибор без движения под насосом+Сепара-тор газовый	6	2	2,5	1,3	6,93	11,67	4,7	1391	96/648
423	25	1808	1550	25	1,7	Автономный прибор в контейнере под насосом+Сепара-тор газовый	6	24,6	35,5	15	7,8	11,93	4,1	1429	620/124
424	60	1694	1550	60	1	Сепаратор газовый+Система телеметрии	8	2,3	13	78	7,48	22,49	15	1395	150/594
425	25	1753	1550	25	0,6	Сепаратор газовый+Система телеметрии	6	1,6	2	2	6,74	10,64	3,9	1312	96/648
427	30	1781	1800	30	0,5	Сепаратор газовый+Система телеметрии	8	10,5	13,5	4	6,27	15	8,7	1482
9070	20	1800	1750	20	1,1	Блок подачи реагента УБПР+Система телеметрии+Сква-жинный трубопровод	4	8,8	11	1,8	8,33	9,54	1,2	1286	372/372

Подавляющее большинство скважин имеет забойное давление значительно ниже проектного(10,8 МПа). Для оптимизации работы скважин следует уменьшить депрессию на этих скважинах. Так как снижение депрессии уменьшит дебит скважины, потребуется замена насосного оборудования на менее производительное. В качестве дополнительного оборудования на Гагаринском месторождении для защиты от свободного газа на скважинах с УЭЦН используются газовые сепараторы.

5.5 Анализ технологического режима работы нагнетательных скважин

Для поддержания пластового давления в фаменской залежи используют пресную воду. Для организации ППД применяют как воды близлежащих водоносных горизонтов, нефтепромысловые сточные, так и пресные. Все нагнетательные скважины оборудованы воронкой Крылова. Режимы работы нагнетательных скважин представлены в табл. 21.

Таблица 21. Технологический режим работы нагнетательных скважин

№ скв	Нсп.нкт, м	Тип пакера	L пак, м	Назем.оборуд.	Ру, МПа	Приемистость, м3/сут	Причина простоя
				Армат.	Dшт
71	2002	ПМР-122-52-70-ЯГ1	1982	АДРК 65х140		20,9	75
223	2000	ПМР-122-70	1980	АДРК 65х140	4	0	105
401	0		0		3	0	0	Проведение ГРП
402	2060	ПВМ 122-500	2050	АДРК 65х140		18	35
410	2077	ПМР-136-70-ЯГ1	2067	АДРК 65х140		0	0	Восстанов-ление приемисто-сти
411	2070	ПМР-136-70-ЯГ1	2050	АДРК 65х140		19	25
421	1915	ПМР-142-70-ЯГ1	1905	АФК 65х210		0	0	Смена пакера
426	2030	2ПОМ-ЯГ-140-1000	2020	АДРК 65х140		15	20

Как видно из таблицы, нагнетательные скважины часто простаивают по причинам ремонта или восстановления приемистости. Характер снижения приемистости нагнетательных скважин весьма разнообразен и зависит от качества применяемых вод.

Ухудшение коллекторских свойств и снижение приемистости происходит в результате сужения поровых каналов и полной закупорки за счет проникновения твердых частиц дисперсной фазы, набухания глинистых частиц при контакте с закачиваемой водой; образования нерастворимых осадков при взаимодействии закачиваемых вод с пластовыми, образования стойких водонефтяных эмульсий, уменьшающих подвижность пластовой жидкости в зоне контакта, отрицательного влияния капиллярных и поверхностных явлений. Поэтому необходимо тщательно подходить к подготовке закачиваемой воды в пласт.

5.6 Применение методов и технологий повышения нефтеотдачи пластов

На фаменском объекте Гагаринского месторождения наиболее часто применяемыми методами повышения нефтеотдачи пластов являются кислотные обработки, кислотные ГРП и дострелы пласта. Также на месторождении проводились работы по изоляции пласта цементом в комплексе с кислотными обработками соляной кислотой. Изоляционные работы проведены в двух скважинах. Все мероприятия характеризуются положительным эффектом по приросту дебита нефти. Технологическая эффективность ранее испытанных на объекте ГТМ приведена в табл. 22. Из всех выделяется технология КГРП, которая по количеству операций превышает другие технологии в 3-12 раз. В связи с этим, более подробно проведен анализ данных по кислотномуГРП, которыепредставлены в табл. 5.9. В целом прирост дебита по жидкости после КГРП составляет 14,7-47,8 м³ /сут., а по нефти соответственно 11,4 - 39,2 т/сут.

Таблица 22. Результаты применения ГТМ на фаменском объекте

ГТМ	Среднее значение прироста дебита нефти, т/сут.	Продолжительность эффекта, лет	Кол-во ГТМ, шт.	Средняя дополнительная добыча на скв, тонн
КГРП	22,6	0,7	12	5695,0
ДОСТРЕЛ+КСПЭО	16,15	1,6	4	5066,9
РИР + перфорация	14,8	2,1	1	6692,1
СКО	5,3	2,3	2	387,1

Таблица 23. Эффект от применения КГРП на фаменском объекте

№ скв.	дата	Режим до ГТМ	Режим после ГТМ	Прирост
		Qж, м3/с	% воды	Qн, т/сут	Qж, м3/с	% воды	Qн, т/с	м3/сут	т/сут
423	22.11.2012	13	2	10,4	38	27	22,4	25	12
414	26.11.2012	1,5	1	1,2	24,5	36,6	12,6	23	11,4
224	19.04.2011	8,6	1,5	6,9	26,5	3,5	21,3	17,9	14,4
412	02.05.2011	1,8	0,5	1,5	31,2	50	13	29,4	11,5
424	23.05.2011	21,5	60	6,5	40	39	19,7	18,5	13,2
425	25.06.2011	3,1	1	2,5	25,2	22,3	15,9	22,1	13,4
400	10.07.2011	6,3	10	4,6	28,6	31,9	16,2	22,3	11,6
420	14.07.2011	2,8	0	2,3	17,5	15,7	13,3	14,7	11
405	09.02.2010	2,5	2,5	1,3	50,3	0,5	40,5	47,8	39,2
9070	12.02.2010	4,3	1	3,1	30	18	19,8	25,7	16,7
418	21.04.2010	2,2	1	1,8	28,8	2	22,8	26,6	21
406	11.05.2010	3,7	0,5	3	28,8	10	20,7	25,1	17,7

5.7 Анализ ремонтов скважин

За 2012 год на фаменском объекте было проведено 13 ремонтов на добывающих скважинах (табл. 24).



Таблица 24. Текущие ремонты скважин на Гагаринском месторождении

№ скв.	Дата ремонта	Тип скважины	Причина ремонта	Объем работ
416	28.01.2012	добыв.	АСПО	спуск ЭЦН с опрессовкой с геоф/прибором на кабеле
421	23.03.2012	нагнет.	восстановление приемистости	подъем пакера, СКГ, СКО, спуск пакера
405	22.04.2012	добыв.	нет подачи	проталкивание пробки в НКТ, прогрев затруба с помощью КОПС, расхаживание
416	14.05.2012	добыв.	АСПО	смена НКТ, спуск с геоф/прибором
426	17.05.2012	нагнет.	восстановление приемистости	СКГ, СКО, смена НКТ - новые
405	21.05.2012	добыв.	авария	подъем НКТ отворотом.спуск ерша, труболовки, подъем ЭЦН, шаблонирование эк, завоз НКТ - новые, спуск ЭЦН.
426	13.06.2012	нагнет.	ЛПП	подъем пакера, СКГ, спуск пакера с опрессовочным узлом, опрессовка
405	21.05.2012	добыв.	авария	подъем НКТ отворотом, спуск ерша, труболовки, подъем ЭЦН, шаблонирование эк, завоз НКТ - новые, спуск ЭЦН.
426	13.06.2012	нагнет.	ЛПП	подъем пакера, СКГ, спуск пакера с опрессовочным узлом, опрессовка
224	26.06.2012	добыв.	АСПО	смена ЭЦН, смена НКТ - новые
411	21.07.2012	нагнет.	ЛПП	перепосадка, подъем пакера, ГИС (профилемер), спуск пакера
72	28.07.2012	добыв.	АСПО	подъем с очисткой от парафина, смена НКТ, спуск ЭЦН
426	01.10.2012	нагнет.	ЛПП	подъем пакера, СКГ, спуск двухпакерной компоновки

Основной проблемой при эксплуатации добывающих скважин являются асфальтосмолопарафиновые отложения(АСПО). Если не предупреждать образование АСПО, то со временем сечение НКТ сужается до такого диаметра, что мощности насоса недостаточно для подъема жидкости до устья скважины. В таком случае АСПО устраняется механическим способом или пропаркой труб.

Основная проблема при эксплуатации нагнетательных скважин - это образование песчаных пробок. Для предотвращения этого нежелательного явления необходимо доводить закачиваемый в пласт агент до нужной кондиции по количеству взвешенных частиц (КВЧ). В случае образования песчаной пробки необходимо промывать забой скважины.

5.8 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Мероприятия по борьбе с асфальтосмолопарафиновыми отложениями

Для предупреждения и ликвидации АСПО на Гагаринском месторождении применяют химический и физический методы воздействия, представленные в табл. 25. На месторождении проводятся промывки горячей нефтью, закачивают в скважины химические реагенты (СНПХ и РТФ-1) через устьевой дозатор. Определяющим условием предупреждения АСПО с помощью ингибиторов является дозирование их в добываемую нефть в необходимом количестве. Эффективность применения реагентов определяется в лабораторных испытаниях и должна быть не менее 70 %. В случае, если эффективность реагента не достаточна, рекомендуется к использованию для депарафинизации НКТ погружные электронагреватели.

Таблица 25. Регламентные работы на скважинах объекта Фм за 2012 год

№	Тип обработки	Кол-во скважин	Вид реагента
1	обработка горячей нефтью без реагента	6 (№№ 162, 406, 412, 415, 416, 427)	-
2	заправка химреагента для устьевого дозатора	1 (№ 162)	СНПХ-7941
3	обработка углеводородным растворителем	11 (№№ 224, 404, 405, 406, 409, 415, 416, 420, 423, 425, 427)	ФЛЭК-Р-020
4	дозированная подача химреагента	5 (№№ 409, 415, 416, 418, 9070)	СНПХ-7963

Влияние газа

Газовый фактор на объекте Фм составляет 180 м³/т. С целью исключения вредного воздействия газа на эксплуатацию скважин в качестве дополнительного глубинного оборудования используются газовые сепараторы. Они установлены почти во всех скважинах, эксплуатирующихся УЭЦН. Применение центробежных сепараторов в скважинах с УЭЦН является надежным средством защиты от вредного влияния свободного газа и может обеспечить удовлетворительную работу скважины в течение длительного времени при объемном газосодержании равном 0,5 доли ед.

Необходимо при этом предусмотреть принудительный сброс газа в затрубное пространство. В процессе эксплуатации скважины часть газа сепарируется из жидкости в зоне приема насоса. Накапливаясь в нем, газ может оттеснить жидкость и, попадая в насос, снизить его подачу или вызвать аварийную работу в режиме сухого трения. Кроме того, газ создает противодавление на пласт, уменьшая приток жидкости. Решает эту проблему применение автоматически работающих устьевых или скважинных обратных клапанов или эжекторов, принудительно отсасывающих газ.

В малодебитных скважинах монтаж на приеме насоса диспергирующих устройств позволяет увеличить допускаемое значение объемного газосодержания от 0,1 до 0,25 за счет образования тонкодисперсной структуры газожидкостной смеси. При этом происходит уменьшение плотности и вязкости откачиваемой смеси, что положительно влияет на работу насоса.

Механические примеси

На вновь вводимых из бурения скважинах и скважинах с пробуренными боковыми стволами в добываемой жидкости может быть повышенное содержание механических примесей. Это осложнит работу насосного оборудования, приведя к быстрому износу. В зависимости от интенсивности, процентного содержания, размеров частиц и дебита скважины подбирается дополнительное оборудование, которое монтируется под насосом - газопесочные якоря и фильтры различных конструкций.

Коррозионный износ

Разрушающие свойства коррозионно-агрессивных элементов в большей степени проявляются при увеличении содержания пластовой воды в продукции скважин, что приводит к интенсивному износу промыслового оборудования. Для предупреждения отказа ГНО, исключению потерь нефти и загрязнения окружающей среды необходимо:

- в процессе эксплуатации скважин вести постоянный контроль за исправностью и герметичностью оборудования и коммуникаций;

- при возникновении проблемы необходимо применять оборудование в износостойком и коррозионностойком исполнении;

- использовать ингибиторы коррозии;

- для защиты глубинного оборудования нагнетательных скважин рекомендуется установить пакеры на всех нагнетательных скважинах;

- применение магнитоактиваторов (МАС) снижает скорость коррозии в 2,5 и более раз. Последние устанавливаются не приеме УШСН и УЭЦН, а в фонтанном лифте - на башмаке НКТ.

Глушение скважин

Глушение скважин включает комплекс работ по выбору, приготовлению и закачке в скважину специальных жидкостей, обеспечивающих безопасное и безаварийное проведение ремонта. Применение пластовых вод, а также водных растворов минеральных солей для глушения скважин при подземном ремонте, вторичном вскрытии пласта, при продавке химреагентов приводит к значительному ухудшению коллекторских свойств призабойной зоны пласта (ПЗП). В итоге возрастает время на освоение скважины и время выхода ее на режим. Результат - значительные потери нефти.

Гидрофобизаторы являются поверхностно-активными веществами, добавка которых в жидкости глушения скважин на солевой основе позволяет сохранить исходные коллекторские свойства ПЗП и исключить затраты, связанные с продолжительным освоением, снижением продуктивности скважин в послеремонтный период и выводом скважин на режим после смены подземного оборудования или обработки ПЗП.

Модифицированные жидкости совместимы с органическими растворителями, используемыми для удаления АСПО, минеральными кислотами и составами на их основе.

Проникновение модифицированной жидкости в принимающие участки порового пространства предотвращает взаимодействие этих участков с водой и образование пленок воды на породе. Происходит гидрофобизация поверхности, за счет чего увеличивается фазовая проницаемость для нефти и, как следствие, увеличение производительности скважин в послеремонтный период. Кроме этого, применение концентрата гидрофобизатора в составе жидкостей глушения при ремонтных работах на скважинах сокращает в несколько раз сроки выхода скважин на режим после ремонта, что позволяет снизить потери нефти в послеремонтный период.

5.9 Сбор и подготовка скважинной продукции на промысле

Для промыслового сбора и транспорта нефти рекомендуется однотрубная герметизированная напорная система сбора. Продукция скважин поступает по выкидным линиям на групповые замерные установки. С АГЗУ нефть направляется на ДНС-1204 «Гагаринское», где проходит 1-ю ступень сепарации, далее поступает в нефтепровод, откачивающий нефть с НГСП-1202 «Озерное». Затем направляются до нефтепровода «ПСП «Геж» - УППН -1105 «Каменный Лог», поступают в него и транспортируются до УППН-1105 «Каменный Лог». Подготовку до товарных кондиций нефть Гагаринского месторождения проходит на УППН-1105 «Каменный Лог». Характеристика нефтепроводов представлена в табл. 26. Система сбора и транспорта нефти Гагаринского месторождения приведена на рис. 14.

Нефть пласта Фм по плотности (816 кг/м³) относится к 0 типу, особо легкая; по вязкости (1,13 мПа*с) - маловязкая. В целом по залежи нефть характеризуется как малосмолистая (6,67 масс.%), парафинистая (4,58 масс.%), малосернистая (0,41 масс.%), 1 класса. Температура застывания находится в диапазоне 3-36,6⁰ С.