АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАЗРАБОТКИ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ЮЖНО-СУРГУТСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

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 БС_10-11 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.