Эксплуатация по Южносургутскому месторождению
Введение
Благодаря текщему ремонту поддерживается в работоспособ-
ном состоянии весь механизированный фонд скважин , удельный
вес которого превышает 80 % в общем фонде скважин . При
таком большом числе текущих ремонтов значительные резервы
добычи нефти обеспечиваются организацией и управлением теку-
щего ремонта скважин .Организация текущего ремонта скважин
должна обусловить минимальный простой скважин в ожидании
ремонта и пребывания в нем , получения дебита нефти , предус-
мотренного технологическим режимом , и достижения запланиро-
ванного межремонтного периода .
Управление текущим ремонтом скважин , начиная с планиро-
вания его объемов на предстоящий год и кончая , анализом годовых
результатов , осуществляется путем выполнения опреде-
ленных операций .
Известно , что дебит нефти механизированной скважины по
мере износа насосного оборудования снижается и наступает мо-
мент , когда дальнейшая эксплуатация скважины нецелесообразна .
В это время следовало бы провести текущий ремонт для восста-
новления дебита скважины до первоначальной величины . Однако
неизвестно , при каком дебите это целесообразно сделать . Слиш-
ком ранние и поздние ремонты приводят к увеличению недобо-
ров нефти . В первом случае это связано с увеличением времени
нахождения скважины в ремонте , а во втором - с эксплуатацией
скважины с низким дебитом .
Положительное влияние на проведение ремонтных работ оказывает
применение укрупненных норм времени . Наряду с дру-
гими преимуществами они облегчают переход на бригадную форму
организации труда и заработной платы при текущем ре -
монте скважин .
Нефтегазодобывающие предприятия оснащены необходимым современным
оборудованием , ассортимент которого постоянно
пополняется . Идет постоянный процесс технического перевоору-
жения отрасли , заключающийся в автоматизации технологических
процессов , внедрении автоматизированных систем управления на
нефтегазодобывающих предприятиях .
Работа с новым производительным оборудованием , а также
рациональное использование имеющейся техники требует посто-
янного повышения квалификации рабочих и техников .
Управление качеством текущих ремонтов приобретает особую
актуальность в производственных объединениях , в которых место-
рождения находятся на поздней стадии разработки , а скважины
эксплуатируются механизированным способом . В этих условиях
добыча запланированных объемов нефти достигается проведением
значительного числа ремонтов . Повышение качества этих ремонтов
сокращает их число и улучшает эффективность ис-
пользования добывающего фонда скважин.
Качество текущего ремонта скважин можно сформулировать как
восстановление до заданного уровня технических , экономических и
добывающих свойств скважин , который достигается за счет
качественного труда исполнителей всех звеньев, принимающих участие в
текущем ремонте . Поэтому необходимо управление качеством труда
исполнителей . Такое
управление должно быть неотъемлемой частью системы управ-
ления качеством труда , действующей в нефтегазодобывающем
управлении . В текущем ремонте скважин высокий уровень качества
должен закладываться на стадии планирования ремонта
и достигаться в процессе их проведения на основе передовой
технологии и бездефектного труда бригад текущего ремонта и
всех с ними связанных звеньев .
1.1. Физико-географическая характеристика месторождения .
Южно-Сургутское месторождение нефти расположено в Ханты-
Мансийском автономном округе Тюменской области в 20 км севе -
ро-восточнее г.Нефтеюганска . Месторождение расположено в меж-
дуречье реки Объ и протоки Юганская Объ .Абсолютные отметки
местности изменяются от + 48 м в водоразделах до +20 м в доли-
нах рек .Климат района резко континентальный .
Месторождение расположено в непосредственной близости от
железной дороги Тюмень - Сургут . С г.Нефтеюганском месторож-
дение связано бетонной дорогой. С 1968 года в районе место-
рождения действует нефтепровод Усть - Балык - Омск .
Месторождение открыто в 1973 году и разрабатывается с
1976 г . НГДУ «Юганскнефть» .
В геологическом строении принимают участие отложения че -
твертичного , палеогенного , мелового и юрских возрастов . Поро-
ды палеозойского фундамента вскрыты на соседних площадях на
глубине 4600 м .
В тектоническом отношении Южно-Сургутское месторождение
приурочено к Сургутскому своду и расположено в юго-восточной
части .
По опорному отражающему горизонту «Б» ( кровля верхней
юры ) месторождение представляет собой моноклинный склон ,
осложненный структурными наносами и небольшими куполами .
Углы падения слоев составляет 3 гр. 50 мин.
В настоящее время установлено , что в пределах Южно- Сургут -
ского , Западно-Сургутского и части Восточно-Сургутского место-
рождений имеет место единая залежь нефти горизонта БС 10 .
Южно - Сургутское месторождение , как и большинство место-
рождений Сургутского свода характеризуется большим диапазо-
ном нефтеносности юрских и меловых отложений . По результа-
там бурения разведочных и эксплуатационных скважин нефтенос-
ность Южно-Сургутского месторождения установлена в отложе-
ниях тюменской свиты ( пласт ЮС2) , васюганской свиты (пласт
ЮС1) и в горизонтах БС 10 .
Низкие значения коллекторских свойств пород обусловлены на-
ряду с факторами уплотнения их литологическими особенностя-
ми , в частности , они связаны с вторичным преобразованием по-
род , а также с высоким содержанием в них глинистого , карбо-
натного и железистотитанистого цемента .
1.2. Характеристика продуктивных пластов .
Пласт ЮС 2
По результатам бурения разведочных скважин было выявлено
довольно сложное геологическое строение пласта ЮС 2 .
Литологофациальные особенности пласта , обусловленные накоп-
лением этих отложений преимущественно в обстановке конти -
нентального бассейна , определили в среднем низкие фильтрацион-
но - емкостные свойства коллектора .
В 1979 году в северо - западной части структуры была про-
бурена разведочная скважина № 4 , с целью поиска залежей нефти в
отложениях тюменской свиты . При испытании пласта ЮС 2 получен
приток безводной нефти дебитом 4,8 м 3 . cут. На
6 мм штуцере . В районе этой скважины запасы нефти отнесены
к категории С 1 . Однако продуктивность рассматриваемых отло-
жений довольно низкая , судить о добываемых возможностях пласта
по результатам бурения и испытания довольно трудно .
Необходимо проведение опытно - промышленной эксплуатации .
Литологически пласт ЮС 2 представлен чередованием песча -
ников , алевролитов и аргалитов . Коллекторами нефти и газа яв-
ляются крупнозернистые алевролиты и мелкозернистые песчаники
средней сортировки . Породообразующие минералы представлены
кварцем и полевыми шпатами . Содержание слюд в обломочной
части невысоко , как правило , это мусковит . Обломки пород це-
ментируются , главным образом , глинистым материалом каолини-
том , хлоритом , реже - карбонатами и железисто - титанистыми об-
разованиями . Тип цемента - порово –пленочный . Пласт характе-
ризуется повышенной глинистостью . Общая карбонатность срав-
нительно небольшая .
Пористость принята 15,2 % , среднее значение проницаемости
составляет 5,9 * 10 ^ 3 мкм ^2 . В целом по коллекторским свой-
ствам пласт ЮС 2 характеризуется как коллектор невысокого ка-
чества . Водоудерживающая способность , т.е. комплексный пока-
затель литолого - физических свойств пород , в связи с невысоки-
ми значениями Кпр , весьма значительная и в среднем составляет
53,5% .
Низкие значения коллекторских свойств пород обусловлены
наряду с факторами уплотнения их литологическими особеннос-
тями , в частности , они связаны с вторичным преобразованием
пород , а также с высоким содержанием в них глинистого , карбо-
натного и железисто - титанистого цемента .
Пласт ЮС 1
Залежь нефти приурочена к песчаным отложениям пласта ЮС1
и стратиграфически приурочена к васюганской свите . Литологически
отложения пласта ЮС1 представлены песчаниками с прослоями
аргалитов мощностью до 1 м . Довольно сильная
глинизация песчаников обусловила низкие емкостные свойства
коллекторов , что привело к отсутствию залежи нефти на своде
структуры . В то же время улучшение коллекторских свойств в
юго - восточном крыле обусловило здесь наличие залежи нефти
несмотря на более низкие гипсометрические отметки . Водонефтяной
контакт по залежи пласта ЮС1 принят на отмет-
ке 2787 м .Залежь пластовая , сводовая , размеры 9,5 х 5,2 км .
Запасы категории С1 выделены в пределах практически всей
залежи , лишь в южной ее части небольшая часть запасов отнесе-
на к категории С 2 . Рекомендуется разбуривать пласт ЮС1 по
равномерной сетке скважин с плотностью 20 га / скв . Система
заводнения блочно - квадратная . Для разбуривания выделен пер-
воочередной участок в пределах которого наличие рентабельных
толщин наиболее достоверно .
Коллекторами нефти пласта ЮС 1 являются песчаники и алев-ролиты
, сцементированные глинистым материалом , карбонатными
и железисто - титанистыми образованиями . Пласт ЮС1 слагается в
основном мелкозернистыми песчаниками с той или иной при-
месью крупнозернистого материала . В пласте широко развиты
глинистые породы , которые образуют непроницаемые разделы в
песчаниках и алевролитах . По минеральному составу породы пласта ЮС1
полимиктовые , в которых наряду с кварцем и поле-
выми шпатами имеются обломки эффузивных , глинистых , кварце-
вополевошпатовых пород , сланцев и слюд .Встречаются выветрен-
ные обломки полевых шпатов и эффузивов , замещенные глинис-
тыми минералами . Слюды часто гидротированы , по ним развива-
ются псевдоморфозы сидерита и хлорита . Сильно развита пири-
тизация , которая существенно снижает фильтрационно- емкостные
свойства песчано-алевролитовых пород . Среднее значение порис -
тости 17% , проницаемости - 22,0 х 10 ^ 3 км ^ 2 . Водоудерживаю -
щая способность - 34,4% .
Пласт 3 БС 10 .
Залежь нефти в пласте 3БС 10 установлена на юго-восточном
крыле структуры .В данном районе структуры глинистая перемыч-
ка, разделяющая пласты 1БС 10 и 2 БС 10 отсутствует , в то же время
нижняя часть пласта 2 БС 10 опесчанивается и представле-
на монолитным телом , мощностью до 15 м .От верхнего единого
пласта 1-2 БС 10 она отделена глинистой перемычкой мощностью 8- 10
м . Залежь нефти приурочена к рассматриваемому пласту .
Отметка ВНК принята равной 2363 м . Размер залежи 4,1 х 6,4 км .
Тип залежи - пластовая , сводовая . Емкостно - фильтрационные
свойства пласта 3 БС 10 практически одинаковые с пластом
2БС 10 .
Пласт 2 БС 10 .
Для пласта 2 БС 10 , приуроченного к подошве горизонта
БС10 характерно довольно частое переслаивание песчаников с
аргалитами и алевролитами . От пласта 1 БС 10 он отделен гли-
нистой перемычкой , мощность которой изменяется от 20 до 0 м.
На западном и восточном крыльях структуры наблюдаются зоны
полной глинизации песчаных отложений пласта 2 БС 10 . На юго-
западном крыле структуры установлена зона слияния песчаных отложений
пласта 1БС 10 и 2 БС 10 , что свидетельствует о том ,
что залежи нефти пластов 2 БС 10 и 1 БС 10 представляют собой
единую гидродинамическую систему с единым ВНК , принятым на отметке
2346 м . С запада , северо - запада , северо - востока за-
лежь пласта 2 БС 10 ограничена зонами замещения проницаемых
отложений . На севере залежь пласта 2 БС 10 соединяется с за-
лежью аналогичного пласта Западно -Сибирского месторождения .
Размеры залежи 19,7 х 20,5 км . Тип залежи - пластовая , сводовая
с литологическим экраном .
Пласт 2 БС 10 сложен песчаниками , алевролитами , уплотнен-
ными глинами . Пласт разделен глинистыми прослойками на 5 - 14
песчаных пропластков , толщиной от 0,4 до 9,2 м . Коллекторами
пласта являются кварц и полевые шпаты , обломки пород состав-
ляют 10-12 % , слюда и хлорид 1-3 % . В нижней части пласта
увеличивается количество каолинита . Цемент порово - пленочный ,
сложного состава . На обломках зерен встречаются хлоритовые пленки .
Состав алевролитов аналогичен песчаникам ,с учетом раз-
меров зерен . Для низа пласта характерны прослои песчаников с
кальцитовым цементом , которые не являются коллекторами
Южно-Сургутского месторождения .
Количество их возрастает в западном и северо-западном на-
правлении . Среднее значение пористости принято равным 23,0 %.
Проницаемость изменяется от 0 , 2 до 880 х 10 ^ -3 , cреднее ее
значение 114 х 10 ^ - 3 мкм ^ 2 . К северу и западу от централь-
ной части фильтрационные свойства пород уменьшаются .
Среднее значение водоудерживающей способности составляет
38,7 % . Для нефтенасыщенных коллекторов оно ниже (36,6 % ) ,
чем для водонасыщенных (44,8 % ) , что согласуется с более луч-
шей их проницаемостью .
Пласт 1 БС 10 .
Выделяется в кровельной части пласта БС10 . На севере залежь
соединяется с аналогичной залежью Западно-Сургутского место-
рождения , на северо- западном крыле ограничено зоной замеще-
ния коллекторов . При проведении разведочных работ Главтю-
менгеологии и Главтюменнефтегаза на восточном участке место-
рождения установлено слияние залежи нефти пласта 1 БС 10 Южно-
Сургутского месторождения с аналогичной залежью нефти
в районе скважин № 77р , 61р , 84р Восточно - Сургутского место-
рождения . В данном районе залежь нефти пласта 1 БС10 ограни-
чена зоной полной глинизации песчаных отложений .Залежи плас-
тов 1 БС 10 и 2 БС 10 гидродинамически связаны между собой и
имеют единую отметку ВНК равную 2346 м .
Размеры залежи пласта 1 БС10 32,2 х 25,5 км . Тип залежи плас-
товая , сводовая с литологическим экраном .
Пласт 1 БС 10 вскрыт на глубине 2310- 2410 м .
Общая мощность пласта 9,2 х 18,2 м . Наибольшая мощность от-
мечается в разрезах скважин южного и юго-западного крыла
структуры .Коллекторами нефти пласта 1 БС 10 служат песчаники и
алевролиты . Литологическая характеристика сходна с характе-
ристикой пласта 2 БС 10 . Коллектора имеют высокие показатели
фильтрационных свойств . Среднее значение пористости - 24 % .
Проницаемость изменяется в широком диапазоне от 1,4 до 2700 х