Телефон: 8-800-350-22-65
WhatsApp: 8-800-350-22-65

Статья опубликована в рамках: Научного журнала «Инновации в науке» № 2(63)

Рубрика журнала: Технические науки

Скачать книгу(-и): скачать журнал

Библиографическое описание:
Гаджиева В.Г., Стрекалов А.В. АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ЮЖНО-СУРГУТСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ // Инновации в науке: научный журнал. – № 2(63). – Новосибирск., Изд. АНС «СибАК», 2017. – С. 44-47.

АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ЮЖНО-СУРГУТСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Гаджиева Виолетта Гришевна

студент, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет,

РФ, г. Тюмень

Стрекалов Александр Владимирович

студент, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет,

РФ, г. Тюмень

THE EFFECTIVENESS ANALYSIS OF DEVELOPMENT AND EXPLOITATION OF SOUTH SURGUT FIELD

Aleksandr Strekalov

doctor of Technical Sciences, Professor of Tyumen Industrial University,

Russia, Tyumen

Violetta Gadzhieva

student, Development and Exploitation of Oil and Gas Fields Chair, Tyumen Industrial University,

Russia, Tyumen

 

АННОТАЦИЯ

Рассмотрены основные моменты проекта разработки Южно-Сургутского месторождения. В результате анализа этого документа были определены причины не достижения проектных показателей и выявлены основные осложняющие эксплуатацию месторождения факторы, такие как: вынос механических примесей, солеотложение и т.п. Предложено ряд мероприятий для более эффективной эксплуатации месторождения и увеличения межремонтного периода скважин.

ABSTRACT

Basic points of the project development of South Surgut field are considered. As a result of the document analysis, causes of failure to achieve project indicators are determined and main factors complicating the field exploitation are identified such as carry-over of mechanical impurities, scaling, etc. A number of measures for more efficient field exploitation and increase of overhaul period of wells are proposed. 

 

Ключевые слова: месторождение, пласт, эксплуатация.

Keywords: field, seam, exploitation.

 

На Южно-Сургутском месторождении пробурено 2604 скважин, в том числе добывающих 1906 ед. В действующем добывающем фонде эксплуатируются механизированным способом 417 скважин.

Технология механизированной эксплуатации на месторождении отработана, добывные возможности скважин установлены.

За период разработки с 1976 г. нефтяные залежи в целом подверглись самым разнообразным воздействиям в процессе строительства и эксплуатации скважин, заводнения коллекторов, применения методов интенсификации притоков и увеличения нефтеотдачи пластов.

В после проектный период 2003-2005 гг. на месторождении проведены гидродинамические исследования по 61 скважине, в т.ч. КПД – 35, КВУ – 24, ИД – 2. Кроме того для анализа и обоснования гидродинамических параметров пласта проведен сбор, анализ и переинтепретация результатов исследований за период 1974 – 2002 гг.

Ниже проведен анализ влияния произошедших изменений на добывные возможности скважин и пластов.

За период разработки Южно-Сургутского месторождения выполнен большой объем работ по гидродинамическим исследованиям всех категорий скважин.

Техника и технология исследования выбиралась в зависимости от категории скважин и режима их работы.

Фонтанирующие скважины до 1990 года исследовались методами снятия индикаторных линий (ИЛ) и кривых восстановления давления (КВД).

Нагнетательные скважины исследовались, в основном, методом снятия кривых падения давления (КПД).

Скважины механизированного фонда исследованы методом волнометрирования путем определения динамических и статических уровней и снятие кривых восстановления уровня (КВУ). В дальнейшем результаты определения Нд, Нст и КВУ использованы для пересчета в забойные, пластовые давления и кривых восстановления давления (КВД). История проектирования Южно-Сургутского месторождения включала несколько проектных документов.

Основная часть объекта БС10 разрабатывалась согласно уточненной технологической схеме разработки (протоколы ЦКР МНП № 903 от 18.03.81 г. и № 923 от 18.08.81 г.) [1] и дополнительной записке к ней (протокол ЦКР МНП №1138 от 20.02.85) [1].

Проектная документация Восточного участка, который был присоединен к Южно-Сургутскому месторождению в 1989 году (протокол ГКЗ СССР №10685 от 7.7.89 г.) [1] связана с проектированием Восточно-Сургутского месторождения. Единственный объект участка, содержащий промышленные запасы нефти – БС101, разрабатывался согласно дополнительной записке к технологической схеме разработки Восточно-Сургутского месторождения (1985 г.) [1].

Для пласта ЮС1 был составлен проект пробной эксплуатации (протокол ЦКР МНП № 1099 от 25.07.89 г.) [1].

Согласно уточненной технологической схеме [1], планировалось разрабатывать выделенные в подсчете запасов объекты: БС101, БС102 и БС103 в режиме раздельно - совместной эксплуатации.

Максимальный годовой проектный уровень добычи нефти продуктивного комплекса планировался в объеме 12 млн.т, с выходом на максимум в 1986 г.

Достижение проектного годового уровня добычи жидкости в объеме 40.3 млн.т планировалось осуществить в 2001 г.

В 2002 г. институтом «СибНИИНП» был выполнен «Проект разработки Южно-Сургутского месторождения» (протокол ЦКР № 2956 от 16.01.2003 г.), в котором месторождение впервые рассмотрено как единое  [1].

Работа была принята со следующими положениями:

  • Выделение шести объектов разработки (БС101, БС102, БС103, БС20, ЮС1, ЮС2).
  • Ввод в эксплуатацию на пласт БС101 65 скважин пласта БС102 из длительного бездействия, консервации и пьезометрического фонда.
  • Уплотнение сетки скважин пласта БС101 за счет перевода обводнившихся действующих скважин пласта БС102 по мере их отключения в количестве 60 ед.
  • Ввод в эксплуатацию на пласт БС102184 скважин пласта БС101 из длительного бездействия, консервации и пьезометрического фонда, из них в 49 скважинах – изоляция интервалов пласта БС101.
  • По пласту ЮС1 вывод из бездействия 17 скважин в 2003-2004 гг.
  • Проведение работ по снижению забойных давлений в скважинах пласта ЮС1.
  • Мероприятия по сокращению водопритоков.
  • Мероприятия по физико-химическим МУН на объекте БС10.
  • Регулирование объемов закачки с целью поддержание 100%-й компенсации.
  • Бурение с 2008 г. 297 боковых стволов на пласт БС10.

В 2004 г. в разработку введен пласт БС1, который является продуктивным на севере Южно-Сургутского месторождения. Основная площадь его нефтеносности находится в пределах границ Сайгатинского лицензионного участка, запасы нефти подсчитаны и поставлены на государственный баланс РФ в соответствии с выполненным подсчетом запасов Сайгатинского месторождения на 1.01.2005 г. [1].

Проектных документов на разработку пластов БС1 и ЮС3 до настоящего времени не составлялось.

Таким образом, с момента ввода месторождения в разработку был составлен ряд проектных документов для отдельных пластов Южно-Сургутского месторождения. Составленный и утвержденный ЦКР “Проект разработки Южно-Сургутского месторождения” (2003 г.) - первый единый проектный документ на разработку месторождения в целом.

Выбор конструкции скважин, цементирование обсадных колонн осуществляется с учётом геологических условий, из назначения, способа эксплуатации. [5]

Бурение скважин на Южно-Сургутском месторождении произведено кустовым наклонно-направленным способом с трехинтервальным профилем скважин.

Согласно рабочим проектам на строительство эксплуатационных скважин на Южно-Сургутском месторождении, «Временной инструкции по креплению нефтяных и газовых скважин на месторождениях западной Сибири» (РД39-2-174-79), выполненной ВНИИКнефть – СибНИИНП в1979 году, приняты следующие конструкции добывающих и нагнетательных скважин:

  • конструкция нагнетательных скважин:
  • направление (диаметр 324 мм) - спускается на глубину 30 м и служит для надёжного крепления верхних интервалов и предотвращения размыва устья скважины; тампонажный раствор за колонной поднимается до устья;
  • кондуктор (диаметр 245 мм) - спускается на глубину до 650 м с учетом перекрытия неустойчивых глинистых отложений люлинворской свиты и изоляции верхних водоносных горизонтов месторождения от загрязнения; тампонажный раствор поднимается до устья;
  • эксплуатационная колонна (диаметр 168 мм). Спускается на глубину залегания продуктивного пласта, подлежащего вскрытию, предусмотренную проектом на строительство скважин (на пласты БС10-11 до 2521 м; на пласты ЮС1 до 2920 м); тампонажный раствор за колонной поднимается до устья;
  • конструкция добывающих скважин:
  • направление (диаметр 324 мм) – спускается на глубину 30 м скважины; тампонажный раствор за колонной поднимается до устья;
  • кондуктор (диаметр 245 мм) - спускается на глубину до 450 м с учетом перекрытия неустойчивых глинистых отложений люлинворской свиты и изоляции верхних водоносных горизонтов месторождения от загрязнения; тампонажный раствор поднимается до устья;
  • эксплуатационная колонна (диаметр 146 мм) - спускается на ту же глубину, что предъявлена к нагнетательным скважинам, тампонажный раствор за колонной поднимается на 100 м выше башмака кондуктора.

При вероятности перевода добывающей скважины под нагнетание её проектируют и строят как нагнетательную с удлиненным кондуктором (650 м) и подъёмом тампонажного раствора до устья.

Параметры обсадных колонн нагнетательных скважин, в интервалах продуктивных пластов, приняты с учётом требований рабочих проектов на строительство скважин:

  • тип резьбового соединения – ОТТМА (БТС);
  • марка (группа прочности) стали – Д;
  • толщина стенки в интервале:

забой – 2650 м                           - 9.0 мм;

2650 м – 2323 м                         - 8.0 мм;

2323 м – 787 м                           - 7.0 мм;

787 м – 445 м                             - 8.0 мм;

445 м – 152 м                             - 9.0 мм;

152 м – устье                              -9.5 мм.

Диаметр эксплуатационных колонн (146 мм) позволяет эксплуатировать скважины имеющимися типами электропогружных насосов.

Для обеспечения качественной изоляции продуктивных пластов, вскрытых скважиной, на эксплуатационной колонне устанавливаются пружины центраторы типа ПЦ 146/191-216-1. Центраторы устанавливаются в интервалах всех продуктивных пластов, вскрытых скважиной. Максимальное количество центраторов на один пласт четыре, два из которых устанавливаются выше пласта, два – ниже. Расстояние между центраторами – не более 10 м. Если мощность нефтенасыщенной части пласта более 10 м, то в интервале его залегания устанавливаются дополнительные центраторы так, чтобы расстояние между ними было около 10 м. [3]

Кроме вышеприведенной оснастки каждая эксплуатационная колонна оборудована башмаком БК-146 и обратным клапаном ЦКОД-146-1.

При цементировании скважин применялся портландцемент ГОСТ 1581-78 для «холодных» скважин (t = 15-400С) и для горячих скважин (t = 40-1000С).

На Южно-Сургутском месторождении скважины имеют следующий профиль:

I-вертикальный участок

II-участок набора кривизны

III-участок естественного спада кривизны

Темп набора кривизны: в зоне спуска насоса не более 2º на 10м, в зоне подвески насоса не более 30' на 10м.

Южно-Сургутское месторождение является одним из крупных месторождений с площадью нефтеносности - 36895 га. Находится в IV стадии разработки залежи горизонтов БС10 и ЮС отмечаются по своим коллекторским свойствам и свойствам нефтей.

Горизонт БС10 - глубина залегания 2350 - 2390м, общая толща - 80м.

Пласт БС101 - глубина залегания 2360м, распространен по всей площади месторождения с нефтенасыщенной толщиной 6м. Практически все запасы чисто нефтяные. По пласту выделяются две зоны: северо-западная прерывистого строения пласта и юго-восточная монолитного строения. Пласт выдержан по толщине нефтеносности 7м.

Пласт БС102 - глубина залегания 2380м. Занимает 80% площади горизонта, нефтенасыщенная толщина сильно расчленена. Выделяются несколько типов строения пласта: монолитное, тонкослоистое, расчлененное.

На юге запасы контактируют с мощной толщей пластовых вод. К центру на север пласт разделяется на два самостоятельных с глинистым разделом 2м. На юго-востоке пласты сливаются. В разделе пласта в кровле и подошве встречаются отдельные линзы.

Пласт БС103 - глубина залегания 2390м, распространен только на юго-востоке, занимает 4% площади, нефтеносная толщина - 8м.

Нефти горизонта БС10 средневязкие, с начальным газосодержанием - 51м3/т, давление насыщения 97мПа, сернистые, парафинистые, слоистые.

Максимальный уровень добычи 11,8 млн.т был достигнут в 1985г. Роста объема бурения не ожидается.

Основной горизонт БС10 разбурен полностью. Обводненность в 1994г. по месторождению составила 79,5%. В целом текущее состояние разработки месторождения оценивается как удовлетворительное.

Фактические показатели разработки месторождения отстают от проектных. Выделяются две группы причин: геологические - неучтено было реальное качество нефти (фактическая доля запасов ВНЗ составила более 40% вместо предполагаемых 11%).

Коллектор краевых вод на западе оказался низко продуктивным, заглинизированным, на северо-западе имеет тонкослоистое строение на юге из-за мощной толщи воды скважины практически обводняются сразу же до 90%; технические - количество скважин, выбывающих из добычи по годам в 2-4 раза больше, чем предусматривалось (из-за обводнения, слома колонн, геологические причины).

Уникальность опыта разработки горизонта БС10 состоит в следующем: весь комплекс мероприятий в масштабах всей залежи был внедрен за короткий срок на ранней стадии. В результате: один объект разделен на два - БС101 и БС102, блоковая трехрядная система заводнения преобразована в блочно-замкнутую, плотность сетки уменьшилась с 36га до 14га/скв. Все эти мероприятия были направлены на вовлечение в разработку нижнего слабо выработанного пласта БС102. Бурение дополнительной сетки скважин увеличило максимальный уровень добычи нефти до 11,8 млн.т.

Форсированные отборы нефти привели к тому, что на сегодняшний день добыча нефти характеризуется высокой обводненностью пластовой жидкости и большим содержанием в ней механических примесей. Вышеуказанные факторы привели к тому, что резко сократился межремонтный период, повысились затраты на проведение ПРС.

Выявив основные причины отказов УЭЦН, а таковыми явились солеотложение, механические примеси, необходимо было разобраться и в причинах возникновения этих вредных явлений, затем были предложены пути борьбы с ними. Самый простой путь увеличения МРП – это возвращение на старые глубины спуска погружных установок (2001г) до 1500 метров, что соответствует снижению температуры среды работы установок, уменьшению депрессии на пласт, что соответственно ведет к уменьшению выноса механических примесей и отложения солей, т.е. можно вернуть те 750 суток МРП 2001г, но это приведет к снижению объемов добычи нефти, поэтому этот путь неприемлем. По Южно-Сургутскому месторождению до 2001г было снижение уровня добычи, но взятый курс на интенсификацию добывающего фонда позволил остановить падение и на протяжении четырех лет поддерживать добычу нефти на прежнем уровне. Снижение МРП в какой-то мере обуславливается закономерностью происходящих процессов, и благодаря выполнению мероприятий, направленных на увеличение МРП, удалось остановить падение МРП. Есть все основания предполагать, что показатель МРП по Южно-Сургутскому месторождению будет расти.

Таким образом, определяем мероприятия по увеличению МРП на Южно-Сургутском месторождении:

  1. работа с призабойной зоной пласта, применение пакерных и безпакерных гидрожелонок;
  2. применение износостойкого оборудования;
  3. применение забойных фильтров для предотвращения попадания механических примесей на прием насосов;
  4. использование шламоуловителей и фильтров ФС-73 на фоне, стимулированном ГРП;
  5. работы по предотвращению отложений солей на рабочих органах погружных установок, путем закачки ингибиторов солеотложений в нагнетаемую в пласт воду или дозированная закачка реагента в затрубное пространство скважин с солеотложением солей;
  6. применение качественного термостойкого кабеля, термостойкого удлинителя, термостойкого ПЭД;
  7. применение низкодебитного оборудования;
  8. установка станций управления Борец 630А с плавным пуском;
  9. правильный расчет потенциала добывающей скважины с оптимальными параметрами спускаемой установки;
  10.  применение новых технологий при глушении скважин;
  11.  обучение обслуживающего персонала прогрессивным методам добычи нефти с помощью ЭЦН.

 

Список литературы:

  1. Авторский надзор за разработкой Южно-Сургутского месторождения - Тюмень, СиБНИИНП, 1996г.
  2. Амиян А.В. Ограничение водопритока и изоляции вод с применением пенных систем, М, ВНИИОЭНТ.
  3. Блажевич В.А., Стрижнев В.А. - Ремонтно-изоляционные работы в скважинах нефтяных месторождений - М, ВНИИОНТ, Нефтепромысловое дело.
  4. Глумов И.Ф., Газизов А.Ш., Кочетков В.Д. Применение нефтесернокислотной смеси для ограничения притока воды в водобывающих скважинах - М, ВНИИОНТ.
  5. Донцов К.М. Разработка нефтяных месторождений.- М., «Недра», 1997, стр. 360.
  6. Ибрагимов Г.З., Хисамутдинов Н.И. и др. Опыт ограничения закачки и отбора воды на поздней стадии разработки месторождения, _ М, ВНИИОНТ, 1990г.
  7. Коршак А.А., Шаммазов A.M. Основы нефтегазового дела. Учебник для ВУЗов. Издание второе, дополненное и исправленное: - Уфа.: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002 - 544 с.
  8. Лысенко В.Д. Разработка нефтяных месторождений. - М: Недра, 1996.

Оставить комментарий

Форма обратной связи о взаимодействии с сайтом