Ликвидация АСПО на Ван-Еганском месторождении

Тип работы:
Дипломная
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

Введение

Основными особенностями Ван-Еганского месторождения являются: наличие большого числа продуктивных пластов по всему нефтегазоносному диапазону разреза осадочного чехла от васюганской свиты юры до покурской свиты верхнего мела, широкий спектр фазовых состояний залежей углеводородов, а также значительная сложность строения и высокая неоднородность большинства продуктивных пластов.

Согласно технологической схемы Ван-Еганское месторождение должно было разбуриваться 8 сетками скважин. Однако на данный момент пробурено только 3 сетки. Этаж нефтеносности составляет 53 продуктивных горизонта значительная часть которых оказывается незадействованными.

При этом многие скважины эксплуатируются с обводненностью 90% и более. Проблема очень актуальна на месторождении, разрабатываемого с применением заводнения для поддержания пластового давления, особенно при наличии хорошей гидродинамической связи нагнетательных и добывающих скважин.

Таким образом, ремонтно-изоляционные работы являются неотъемлемой частью мероприятий, проводимых нефтедобывающими предприятиями на поздней стадии разработки месторождении. Во многих случаях современные технологии ограничения водопритоков позволяют решить возникшие проблемы.

Повсеместное использование для водоизоляционных работ цементных растворов как наиболее доступных и дешевых, не может быть эффективным из-за их физико-химических свойств. К ним относятся низкая фильтруемость вследствие их дисперсности, высокая плотность, которая может вызвать поглащение цементных растворов и гидроразрыв пласта, высокая фильтратоотдача, низкая механическая и ударная прочность, низкая карозионная стойкость и др.

Среди существующих методов изоляции водопритоков огромный потенциал применения имеют технологии селективной изоляции воды, поскольку большинство старых месторождений характеризуется наличием зон с низкой степенью выработки запасов и высокой обводненностью продукции.

Проблема ограничения прорыва подошвенной или закачиваемой воды в добывающих скважинах является актуальнейшей задачей, в связи с ежегодным ухудшением структуры сырьевой базы и состояния фонда добывающих скважин.

В тоже время применяемые технологии водоизоляции на основе различных вязкоупругих, гелеобразующих, эмульсионных, биополимерных составов по ряду объектов зачастую не полностью решают задачи устойчивого во времени отсечения водопритоков в добывающих скважинах. Это связано в первую очередь с значительной деструкцией полученных систем во времени в зависимости от температуры и достаточно больших величин скоростей фильтрации в ПЗС при создаваемых депрессиях.

Дипломный проект выполнен в соответствии с «Методическими указаниями…» [1], «Правилами…» [2], «Правилами…» [3] и «Классификатором…» [4].

Общая часть

Характеристика района работ

В административном отношении Ван-Еганское месторождение размещается на территории Гослесфонда Радужинского лесничества Мегионского лесхоза Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшие населенные пункты — г. Радужный расположен в 35 км к северо-востоку от месторождения, пос. Варьеган (40 км к западу от месторождения) и г. Нижневартовск (75 км к юго-западу от месторождения) (рис. 1. 1). Географо-экономические условия ведения работ представлены в таблице 1.1. [1,5].

Таблица 1.1. Географо-экономические условия ведения работ

Наименование

Географо-экономические условия

Сведения о рельефе, заболоченности, степени расчлененности и абсолютных отметках, сейсмичности района

Рельеф территории плосковолнистый, местами с невысокими гривами. Уклоны поверхностей изменяются от 1,5о и менее. Площадь дренирована многими реками-притоками Агана. Наибольшей заболоченностью и развитием озер отмечаются бассейны рек Ванъеган и Ван-Гунъеган. Болота открытые, с мощной (до 7 — 10 м) торфяной подушкой. Сейсмически спокойный район.

Среднегодовые, среднемесячные и экстремальные значения температур

Среднегодовая температура воздуха — 4,2 оС, средняя температура воздуха наиболее холодного месяца января — 22,9 оС, а самого жаркого июля +16,7 оС. Наиболее высокие температуры наблюдаются в июле (+35 оС), наиболее низкие - в январе (- 49 оС)

Количество осадков

Среднегодовое количество осадков около 450 мм, большее количество выпадает весной и осенью.

Преобладающее направление ветров и их сила

Преобладающее направление ветров — западное и северо-восточное. В январе - западного, юго-западного, в июле - северного направления. Средне годовая скорость ветра - 3,4 м/сек, средняя за январь - 3,6 м/сек и средняя в июле - 3,1 м/сек.

Толщина снежного покрова и его распределение

Толщина снежного покрова достигает 0,70 - 0,80 м на открытых пространствах и 1,20 - 1,60 м в лесу. Снежный покров держится с конца октября до конца апреля.

Геокриологические условия

Мерзлые породы представлены только реликтовой мерзлотой, кровля которой залегает на глубинах 150 - 230 м, а подошва опускается до 400 - 450 м и более. Мерзлые породы отсутствуют под поймами крупных рек и иногда под первой надпойменной террасой.

Продолжительность отопительного сезона

257 дней

Растительный и животный мир, наличие заповедников

Лесные массивы располагаются на большей части площади работ и представлены елью, березой, сосной, кедром, осиной. Высота деревьев достигает 20 м, диаметр стволов 0,26 м. На заболоченных участках растительность представлена угнетенным лесом. Животный мир более разнообразен: из млекопитающих встречаются лоси, олени, зайцы, лисы, из птиц - утки, гуси и др.

Ведущие отрасли народного хозяйства

Нефтедобыча. Часть населения занята на предприятиях лесной и рыбоконсервной промышленности, а также в сельском хозяйстве.

Наличие материально-технических баз

Месторождение находятся в районе с развитой производственной инфраструктурой, ближайшими крупными населенными пунктами являются районный центр г. Нижневартовск и г. Мегион.

Действующие и строящиеся газо- и нефтепроводы

Через площадь работ проходит межпромысловый нефтепровод к Белозерному ЦПС в г. Нижневартовске, газопровод Вынгапуровское месторождение - Белозерный ГНЗ.

Источники тепла и электроснабжения

Электроснабжение района осуществляется Тюменской ТЭЦ и Сургутской ГРЭС.

Вид связи

Радиосвязь

Пути сообщения. Наличие аэродромов, ж/д, станций, речных пристаней, портов;
расстояние от них до места работ

Основными видами транспорта в районе являются автомобильный и авиационный. Зимой, после достаточного промерзания заболоченных участков, возможно передвижение по просекам на тракторах и вездеходах. Доставка срочных грузов производится вертолетами.

Условия перевозки вахт

Воздушный и автомобильный транспорт

Данные по другим полезным ископаемым, а также по обеспеченности строительными материалами

Данные о наличии в районе работ других полезных ископаемых отсутствуют.

2. Геологическая часть

2.1 Тектоника

В тектоническом отношении Ван-Еганское месторождение тяготеет к центральной части Западно-Сибирской плиты. В структурно-тектоническом строении принимают участие три структурно-тектонических этажа: геосинклинальный складчатый фундамент, промежуточный комплекс отложений триасового возраста и осадочный чехол мезозойско-кайнозойского возраста [1,5].

Складчатый фундамент отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты и представлен эффузивными, изверженными, сильно дислоцированными осадочными и метаморфическими породами, для фундамента характерно блоковое строение и нарушенность разломами. Скважина 116 на рассматриваемом месторождении вскрыла породы складчатого фундамента и промежуточного комплекса

В тектоническом отношении Ван-Еганское месторождение приурочено к одноименной структуре III порядка, осложняющей южную часть Ван-Еганского вала. Согласно тектонической карты мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы [8] площадь района работ расположена в пределах Варьеганского мегавала, имеющего меридиональное простирание и являющегося северным продолжением Нижневартовского свода. Варьеганский мегавал ограничен с запада Пякупурским мегапрогибом, с севера — Ампутинским мегапрогибом, с востока — Тюменским мегапрогибом. Варьеганский мегавал осложнен положительными структурами II порядка: Варьеганским валом на севере и на юге Малочерногорским куполовидным поднятием и отдельными структурами III порядка: Верхне-Айеганской, Гуньеганской, Южно-Югорской, Щербаковской и другими [1,5].

Варьеганский вал простирается в субмеридиональном направлении, размеры его 125 * 20 км, осложнён положительными структурами Ш порядка: в северной части - Северо-Варьеганским, в центральной части крупным Варьеганским, в южной Ванъеганским, а также мелкими Ай-Еганским, Северо-Югорским куполовидным поднятиями. Эй-Еганская структура расположена в центральной более приподнятой части Восточно-Варьеганского метапрогиба и отделяется от Гунъеганского и Южно-Югорского поднятий узкой котловиной.

Ванъеганское поднятие было выявлено и подготовлено под глубокое бурение в результате площадных сейсморазведочных работ МОВ, выполненных сп 15/65-66., 5/56-67, 5,7/69-70, закартировано этими работами в масштабе 1: 50 000 по аптскому горизонту «М» и верхнеюрскому горизонту «Б». Структурный план горизонта «Г» получен позднее, в результате дополнительных пересмотра и пересчета сейсмических материалов партиями тп 15/73-74 и сп 101/77-78 [1,5].

Ванъеганская структура характеризуется довольно сложным строением и формой. В центральной части простирание поднятия меняется с северо-северо-западного на северо-восточное. Такое поведение обусловлено, вероятно, влиянием разнонаправленных тектонических подвижек крупных блоков пород вдоль региональных разломов. На структурной карте по отражающему горизонту «Б» предполагаемое тектоническое нарушение выделяется вдоль восточного склона Ванъеганской структуры. Выкопировка из тектонической карты Центральной части Западно-Сибирской плиты представлен на рис. 2.1 [5].

2.2 Литолого-стратиграфическая характеристика пород рассматриваемого разреза месторождения

Геологический разрез Ван-Еганского месторождения является типичным для Нижневартовского района и представлен мощной (более 3000 м) толщей терригенных пород мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающих на размытой поверхности доюрского (палеозойского) фундамента [1,5].

Последний вскрыт разведочной скважиной № 116 на глубине 3092-3251 м, в верхней его части выделяется кора выветривания мощностью до 45 м. Выше залегают песчано-глинистые отложения юрского возраста (тюменская, васюганская, георгиевская и баженовская свиты). Меловая система представлена отложениями мегионской, вартовской, алымской, покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит. Выше меловых залегают глинисто-песчаные отложения поленгена и завершают разрез четвертичные отложения, залегающие на размытой поверхности олигоцена [1,6].

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов, литологическая характеристика пластов Ван-Еганского месторождения представлены в таблице 2.1 - 2.2 [1,5,6].

Таблица 2.1. Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициенты кавернозности пластов

Глубина залегания по вертикали, м

Стратиграфическое подразделение

Коэффициент кавернозности в интервале

от (верх)

до (низ)

название

индекс

0

100

Четвертичные отложения

Q

1,50

100

140

Туртасская свита

Р3trt

1,30

140

220

Новомихайловская свита

Р3nm

1,30

220

300

Атлымская свита

P3atl

1,45

300

400

Тавдинская свита

P3tvd

1,50

400

520

Люлинворская свита

P3llv

1,19

520

650

Талицкая свита

P3tl

1,23

650

800

Ганькинская свита

К2gn

1,30

800

1120

Березовская свита

К2brz

1,74

1120

1220

Кузнецовская свита

K2kz

1,42

1220

1700

Покурская свита

К1−2pkr

1,07

1700

1770

Алымская свита

К1alm

1,18

1770

2280

Вартовская свита

К1vrt

1,05

2280

2680

Мегионская свита

К1mg

1,03

2680

2700

Баженовская свита

J2bg

1,01

2700

2750

Георгиевская свита

J2gr

1,00

2750

2870

Васюганская свита

J1vs

1,00

2870

3130

Тюменская свита

J1tm

1,00

3130

3280

Котухтинская свита

J1kt

1,00

Таблица 2.2. Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал по

вертикали, м.

Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки

(структура, текстура, минеральный состав и т. п.)

от

(верх)

до

(низ)

Q

0

100

Суглинки серые, пески кварцевые желтовато-серые, супеси, илистые глины, присутствуют остатки растительности.

Р3trt

100

140

Глины, алевролиты зеленовато-серые тонкослоистые, с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых тонкозернистых песков. В породах присутствуют диатомовые и палинокомплекс.

Р3nm

140

220

Глины, алевролиты с прослоями песков и бурых углей. Встречаются отпечатки листьев, семена, макроспоры и палинокомплекс: Betula gracilis — Juglans sieboldianiformis.

P3atl

220

300

Пески кварцевые с прослоями алевролитов и глин.

P3tvd

300

400

Верхняя подсвита литологически представлена глинами зеленовато-серыми, листоватыми, алевритистыми с прослоями алевролитов.

Нижняя подсвита представлена глинами серовато-зелеными, листоватыми, алевритистыми с прослойками алевритов.

P3llv

400

520

Опоки, глины опоковидные с редкими прослоями глауконитовых песчаников; глины серые, опоковидные.

P3tl

520

650

Верхняя подсвита сложена глинами темно-серыми с мелкими линзами алевритов и кварцево-глауконитовых песчаников.

Нижняя подсвита литологически представлена глинами темно-серыми с буроватым оттенком, алевритистыми.

К2gn

650

800

Глины серые, иногда с зеленоватым оттенком, прослои известковистые, алевритистые, с пиритизированными водорослями, с единичными обломками гастропод.

К2brz

800

1120

Верхняя подсвита сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, темно-серыми, слабоалевритистыми, с редкими прослоями опоковидных глин и опок.

Нижняя подсвита представлена опоками серыми и голубовато-серыми, переходящими в глины темно-серые и черные.

K2kz

1120

1220

Глины серые и зеленовато-серые, с зернами глауконита; по всему разрезу отмечаются остатки пиритизированных водорослей, чешуя рыб, встречаются моллюски.

К1−2pkr

1220

1700

Верхняя подсвита сложена песчаниками зеленовато серыми, а также нередко углистыми. Отмечаются прослои ракушняков, гравелитов и конгломератов.

Нижняя подсвита представлена песчаниками серыми, мелкозернистыми, с единичными прослоями серых алевритовых глин, обогащенных растительным детритом.

К1alm

1700

1770

Песчаники серые, светло-серые, мелкозернистые, алевритовые локально карбонатные, крепкосцементированные, с намывами углисто-слюдистого материала.

К1vrt

1770

2280

Песчаники серые, светло-серые с коричневатым или буроватым оттенком, средне- и мелкозернистые, крепкосцементированные глинистым и глинисто - карбонатным цементом.

2.3 Сведения о физико-механических свойствах горных пород по разрезу скважины, давлениях и температуре по разрезу скважины

Коллекторы пласта представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Пласт характеризуется высокими значениями песчанистости (0,76) и расчлененности (5,7), отсутствием в половине скважин глинистого раздела между нефтенасыщенными и водонасыщенными коллекторами [1,5].

Пористость горных пород варьируется в пределах — 17-24%; плотность — 2100-3100 кг/м3; проницаемость — 0,234 — 0,844 *10-12 м2; твердость — 14-230 МПа; разрез представлен мягкими и средними породами.

Сведения о физико-механических свойствах горных пород, давлениях и температуре по разрезу скважины приведены в таблицах 2. 3-2.4 [1,5].

2.4 Нефтегазоносность

Физико-химические свойства пластовых, разгазированных нефтей и нефтяных газов Ван-Еганского месторождения изучены по результатам экспериментальных исследований образцов 108 глубинных проб из 55 скважин. В целом по месторождению изученность пластовых флюидов можно считать близкой к оптимальной [1,5,6].

Отбор глубинных проб из скважин проводился пробоотборниками типа ВПП — 300 и ПД — 3 М при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном (жидком) состоянии. Лабораторный анализ глубинных проб выполнялся на стандартной аппаратуре высокого давления типа УИПН и АСМ — 300.

Пласт БВ101. Залежь пласта БВ101охарактеризована глубинными и поверхностными пробами из скважин 702П, 707Р, 39. Величина пластового давления колеблется в диапазоне 23,8-24,6 МПа, пластовая температура +71 оС. Давление насыщения нефти газом определено равным 9,6 МПа. Газосодержание при условии промысловой сепарации изменяется от 83,0 до 96,9 м3/т и в среднем составляет 88,9 м3/т. Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании равен 1,173. Плотность пластовой нефти 825 кг/м3, плотность товарной нефти при условии дифференциального разгазирования 830 кг/м3. Вязкость пластовой нефти 1,32 мПа с [5,6].

Компонентный состав газа после однократного разгазирования следующий: содержание углекислого газа колеблется в пределах 0,03 — 0,46% мольных и в среднем составляет 0,22% мольных. Мольная доля азота равна 2,33, метана 60,60%. Плотность газа 1065 кг/м3, относительная плотность по воздуху 0,884 доли единиц.

Компонентный состав нефти определялся методом жидкостной хроматографии, молярная доля углекислого газа в пластовой нефти составляет 0,06%, азота - 0,50% [5].

Таблица 2. 3. Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделения

Интервал по вертикали, м

Краткое название горной породы

Плотность, кг/м3

Пористость, %

Проницаемость,

10-12 м2

Глинистость,

%

Карбонатность,

%

Твердость,

МПа

Абразив-

ность

Категория породы по

промысловой

классификации

(мягкая, средняя и т. д.)

Коэффициент Пуассона

Модуль Юнга, Па

От

До

Q

0

100

Пески

2160

21

0,234

7

1−2

-

III-VIII

М

-

-

Р3trt

100

140

Глины

2160

21

0,234

90

1−2

-

-

-

Р3nm

140

220

Глины

2160

21

0,234

90

1−2

-

-

-

P3atl

220

300

Пески

2160

28

0,844

90

-

-

-

-

P3tvd

300

400

Глины

2160

28

0,844

90

1−2

-

-

-

P3llv

400

520

Опоки, глины

2100

24

0,490

70

1−2

-

-

-

P3tl

520

650

Алевролиты, пески, глины

2160

21

-

7−90

1-4

29−182

-

-

К2gn

650

800

Глины

2160

21

0,234

90

1−2

-

-

-

К2brz

800

1120

Глины

2160

21

0,234

6−16

3-7

14−230

С

-

-

K2kz

1120

1220

Глины

2160

28

0,234

6−16

3-7

-

-

Таблица 2.4. Градиенты давлений и температура по разрезу

Индекс стратиграфического

подразделения

Интервал по вертикали, м

Градиент давления

Пластовые

от

до

Пластового

Гидроразрыв пород

Горного

температуры,

С0

источник

получения

МПа/м

источник

получения

МПа/м

Источник получения

МПа/м

источник

получения

от

до

от

до

от

до

Q — К2gn

800

1120

0,01

0,010

РФЗ

0,02

0,020

РФЗ

0,24

0,24

РФЗ

3

РФЗ

К2

1220

1700

0,010

0,0104

РФЗ

0,02

0,020

РФЗ

0,24

0,24

РФЗ

18

РФЗ

К1−2pkr

1700

1770

0,0104

0,0103

РФЗ

0,017

0,017

РФЗ

0,24

0,24

РФЗ

21

РФЗ

К1alm

1770

2280

0,0103

0,0101

РФЗ

0,016

0,017

РФЗ

0,24

0,24

РФЗ

48

РФЗ

К1vrt

2280

2680

0,0101

0,0106

РФЗ

0,016

0,0165

РФЗ

0,24

0,24

РФЗ

63

РФЗ

К1mg

2680

2700

0,0106

0,0104

РФЗ

0,016

0,016

РФЗ

0,25

0,25

РФЗ

66

РФЗ

J2bg

2700

2750

0,0101

0,0104

РФЗ

0,016

0,0165

РФЗ

0,25

0,25

РФЗ

68

РФЗ

J2gr

2750

2870

0,0101

0,0104

РФЗ

0,016

0,016

РФЗ

0,25

0,25

РФЗ

72

РФЗ

J1vs

2870

3130

0,0101

0,0104

РФЗ

0,016

0,016

РФЗ

0,26

0,26

РФЗ

72

РФЗ

J1tm

3130

3280

0,0101

0,0104

РФЗ

0,016

0,016

РФЗ

0,26

0,26

РФЗ

72

РФЗ

J1km

800

1120

0,0101

0,0104

РФЗ

0,016

0,016

РФЗ

0,26

0,26

РФЗ

72

РФЗ

Молекулярная масса пластовой нефти 157,25. Содержание метана 25,02% мольных. Геологический разрез Ван-Еганского месторождения представлен на рисунке 2.2. Характеристика пластов по нефтеносности представлена в таблице 2.5 [1,5,6].

2.5 Водоносность

Коллекторы, содержащие пластовые воды представлены терригенными горными породам. Пластовые воды гидрокарбонатонатриевые и хлоркальциевые минерализация от 14 до 40,0 г/л. Плотность воды варьируется в пределах от 1000 до 1024 кг/м3. Промышленная добыча пластовых вод не используется. Воды характеризуются большим содержанием анионов CL (40-60 (мг/л)) и катионов Na+К+1(17-35 (мг/л)). В качестве источника питьевого водоснабжения не используются. Водоносность представлена в таблице 2.6 [1,5].

2.6 Возможные осложнения при бурении скважин

Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины.

К наиболее распространенным видам осложнений относятся осложнения, вызывающие нарушения целостности стенок скважины, поглощения бурового раствора, нефте-, газо- или водопроявления.

Основные причины поглощения бурового раствора. Поглощение бурового раствора объясняется превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение) и характером объекта поглощения.

Газо-, нефте- и водопроявления. В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины - возникает газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а затем воды или нефти с образованием водяного или нефтяного фонтана.

Выбросы происходят не только в результате проникновения газа в скважину под превышающим пластовым давлением. Газ может постепенно проникать в раствор в виде мельчайших пузырьков через плохо заглинизированные стенки скважины или вместе с выбуренной породой.

Грифоны и межколонные проявления. Под грифонами, происходящими в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин, следует понимать фонтанные газо-, нефте- и водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или контакту цемент-порода, за пределами устья скважины. Фонтанные нефте-, газо- и водопроявления в кольцевом пространстве между эксплуатационной и технической колонной, а также между технической колонной и кондуктором, обычно называют межколонными проявлениями. Грифоны и межколонные проявления обычно взаимосвязаны и обусловливают друг друга.

По причинам возникновения все случаи грифонообразования, а также межколонных проявлений связаны с некачественной изоляцией высоконапорных пластов, необоснованно выбранной глубиной спуска кондуктора и низким качеством его цементирования. Эти причины, а также негерметичность обсадных колонн, могут привести к прорыву пластовой жидкости (газа) на поверхность и образованию грифонов у устья скважины [4].

3. Технологическая часть

3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

Ван-Еганское месторождение отрыто в 1974 году в районе Тюменской группы месторождений и в 1978 году введено в пробную эксплуатацию; промышленная разработка начата в 1986 году [1,6,7].

С 1991 года эксплуатация Ван-Еганского месторождения осуществляется на основании «Технологической схемы разработки…», утвержденной протоколом ЦКР МНП № 1392 от 28. 11. 1990 года по варианту 6 со следующими основными принципиальными положениями [6]:

— выделение 11 основных эксплуатационных объектов (пласты А12, А5, А7, Б3, Б4, Б5, Б6, Б7, Б80−1, Б82, Ю11+2) в том числе три возвратных - пласты А5, А7, Б5;

— разработка объектов А12, Б7, Б82 на упруго-водонапорном режиме. По остальным объектам применение развивающейся системы разработки — приконтурное заводнение (в сочетании с барьерным заводнением по объекту Ю1) с последующим переходом на блоковую трехрядную систему. На поздней стадии разработки переход на площадную семиточечную систему (пласты А5, Б3, Б4, Б6, Ю11);

— разбуривание основных объектов осуществляется от центральной части к северу и югу; бурение проектных скважин возвратных объектов осуществляется до нижележащих пластов; скважины пластов А5, А7 на первой стадии эксплуатируются на пласте Б4, скважины пласта Б5 эксплуатируются (в центральной части в контуре пласта Б7) на пласте Б7, в остальной части на пласте Б6;

— общий проектный фонд составляет 1550 скважин, в том числе 618 добывающих (588 нефтяных и 30 газодобывающих), 480 нагнетательных, 14 газоводонагнетательных, 310 резервных и 128 скважин опытно-промышленных участков. Проектные скважины размещаются по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м.

По результатам ГИС и испытания транзитных скважин предусматривается размещение 10 — 12 проектных скважин на пласт БВ80.

По второстепенным объектам предусмотрен следующий порядок и объемы разбуривания [6]:

— по объекту ПК1−2 предусмотреть бурение 10 элементов девятиточечной системы (36 добывающих 10 нагнетательных скважин) в 1996-1998 годах, проведение работ с применением паротепловых обработок призабойных зон в сочетании с паротепловым термощелочным воздействием на пласт;

— по объекту ПК6−7 предусмотреть бурение обращенного семиточечного элемента площадной системы с расстоянием между скважинами 400 м. и контрольную скважину в приделах элемента (7 добывающих и 1 нагнетательная) в 1991-1992 годах. Две скважины (№№ 930, 932) бурить в приделах объекта горизонтальными скважинами. Провести термогазохимическое воздействие не менее, чем на двух скважинах. В двух скважинах провести закачку растворителя (дегазированную нефть меловых отложений, ШФЛУ);

— по объекту ПК14 предусмотреть бурение 4 скважин в 1991-1992 годах. Опытная эксплуатация скважин №№ 900, 148б, проведение на них комплекса гидродинамических исследований, отбор глубинных и устьевых проб жидкости. На скважинах №№ 920, 921, 922 провести отработку способов изоляции подошвенной воды;

— по объекту АВ11 предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации 9 скважин (8 добывающих и 1 нагнетательная) в 1992-1993 гг. ;

— по объекту АВ3 предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации пяти добывающих скважин в 1991-1992 гг. ;

- по объекту БВ102 предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации 9 скважин (8 добывающих и 1 нагнетательная);

— БВ102 предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации 20 скважин (18 добывающих и 2 нагнетательных);

— по объекту БВ11 предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации 9 скважин (8 добывающих и 1 нагнетательная);

— по объекту БВ16−21 предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации 18 скважин (16 добывающих и 2 нагнетательных).

Согласно технологической схемы, в разработку должно быть вовлечено 149,7 млн. т. балансовых запасов нефти, принятый конечный коэффициент нефтеизвлечения равен 0,426, извлекаемые запасы — 63,7 млн. т.

В 2007 году протоколом № 565 ТО ТКР по ХМАО на период 2007-2009 гг. утвержден «Анализ разработки Ван-Еганского месторождения (группы пластов АВ, БВ и ЮВ)», в котором выполнен анализ текущего состояния разработки, анализ выполнения проектных решений и решений ТКР ХМАО, даны рекомендации по эксплуатации месторождения на период до утверждения новой «Технологической схемы…» [7].

В новом проектном документе основные проектные решения «Технологической схемы…» 1990 года остались без изменения. Были внесены корректировки по проектным объемам бурения, а также по применению новых технологий заканчивания скважин при эксплуатации пластов (бурение горизонтальных скважин и вторых горизонтальных стволов).

Утвержденный третий вариант предусматривает [7]:

— бурение 41 наклонно-направленной скважины;

— бурение 56 горизонтальных скважин с длиной горизонтального участка в пласте до 500 м;

— 376 переводов скважин (КР-9);

— 75 мероприятий по гидроразрыву пласта (КР 7-2, КР 7-3);

— бурение вторых горизонтальных стволов (КР - 6) с длиной горизонтального участка в пласте до 500 м. — 32 шт. на действующем фонде и 43 шт. на переводимом фонде.

— уровни добычи нефти на трехлетний период:

2258,3 тыс. т в 2008 г. ;

2213,4 тыс. т в 2009 г. ;

2289,1 тыс. т в 2010 г.

Для увеличения нефтеотдачи пластов запланировано применение технологий по закачке химреагентов по выравниванию профиля приемистости. Для их адаптации к конкретным условиям следует провести опытно-промышленные работы на различных объектах. Это позволит выявить особенности применения каждой из технологий и определить наиболее оптимальные условия их использования. По результатам ОПР может быть проведена корректировка намеченных мероприятий и учтена в последующих проектных документах [7].

В 2008 году выполнена «Технологическая схема опытно-промышленной разработки пластов Ван-Еганского месторождения», протокол ЦКР Роснедра № 3520 от 27. 12. 2008 года, в котором предложены варианты опытно-промышленной эксплуатации участка пластов БВ10. Приняты следующие проектные решения [8]:

— предусматривается бурение 2 добывающих скважин, которые исследуются и находятся в пробной эксплуатации в течении года;

— через год бурятся 2 нагнетательные скважины сложного профиля, в которые в течение 7 лет закачивается вода с температурой 200оС, за тем оторочка проталкивается по пласту холодной водой;

Максимальные уровни за срок опытно промышленных работ:

- добыча нефти 60,6 тыс. т. ;

— добыча жидкости 130,9 тыс. т;

— закачка рабочего агента 148,0 тыс. м3;

— фонд скважин в пределах участка ОПР 5 ед. в т. ч. :

— добывающих — 3;

— нагнетательных — 2;

— фонд скважин для бурения 4 ед. в т. ч. :

— добывающих — 2;

— нагнетательных — 2;

В 2008 году выполнен «Анализ разработки Ван-Еганского месторождения (пластов ПК3−21 покурской свиты в пределах Ван-Еганского лицензионного участка)», протокол ТО ЦКР Роснедра по ХМАО № 811 от 18. 07. 2008 года, в котором проведен анализ результатов опытно-промышленной эксплуатации и выполнения проектных решений «Тех. схемы…» 1990 года. Принят 1 вариант со следующими показателями [7]:

— режим разработки по все объектам с заводнением;

— максимальные уровни:

добыча нефти — 2410,9 тыс. т/год;

добыча жидкости — 6864,8 тыс. т/год;

закачка воды — 7920,6 тыс. м3;

добыча газа — 99,3 млн. м3.

— фонд скважин за весь срок разработки:

фонд скважин всего — 613 скв;

в т.ч. добывающих — 462 скв;

нагнетательных — 151 скв.

- фонд скважин для бурения:

фонд скважин всего — 559 скв;

в т.ч. добывающих — 409 скв;

нагнетательных — 150 скв.

Таким образом, действующими проектными документами являются: «Анализ разработки Ван-Еганского месторождения (пласты группы АВ, БВ, ЮВ)» протокол № 565 ТО ТКР по ХМАО от 27. 01. 2007 г., «Технологическая схема опытно-промышленной разработки участка залежи пластов БВ10 Ван-Еганского месторождения» протокол ЦКР Роснедра № 3520 от 27. 12. 2008 года, «Анализ разработки Ван-Еганского месторождения (пластов БВ в пределах Ван-Еганского лицензионного участка)» протокол ТО ЦКР Роснедра по ХМАО № 811 от 18. 07. 2008 года.

По состоянию на 01. 01. 2010 года накопленная добыча нефти по месторождению составила 40 147,461 тыс. т, что составляет 15% от начальных извлекаемых запасов категории В+С1 (без учета пластов группы ПК).

Основная часть накопленной добычи нефти приходится на пласт БВ82 и составляет 14% от всей добытой нефти; по другим пластам добыча в процентном отношении составила: БВ6 — 13,6%, БВ3 — 12,9%, АВ70 — 12,5%, БВ5 — 10,3%, АВ12 — 7,9%, БВ4 — 6,5%, ЮВ11−2 — 6,1%, БВ7 — 6,0%, БВ101 — 3,6%, АВ6 — 2,4%. Суммарная накопленная добыча по остальным объектам составляет 4,2%.

В 2009 году было добыто нефти 1941,232 тыс. т, жидкости 20 046,406 тыс. т. Распределение годовой добычи по пластам следующее: АВ12 — 16,9%, БВ3 — 15,9%, АВ70 — 12,7%, БВ6 — 10,5%, БВ5 — 8,2%, ЮВ11−2 — 7,9%, БВ101 — 4,7%, АВ6 — 4,3%, БВ102 — 4,1%; БВ4 — 3,8%, АВ11 — 2,9 [8].

По остальным пластам суммарный отбор составляет 8,1%.

Коэффициент извлечения нефти за 2009 год составил 0,165. Средний дебит по нефти составил 21,9 т/сут, по жидкости 225,8 т/сут.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки Ван-Еганского месторождения за 2008, 2009 и 2010 годы приводится на рисунке 3. 1, на рисунке 3.2. приведены характеристики вытеснения по объекту БВ102.

Годовая добыча нефти по месторождению на протяжении рассматриваемого периода — с 2008 по 2010 г. Находиться в пределах проектных данных [8].

3.2 Анализ состояния разработки месторождения и эксплуатационного фонда скважин

По состоянию на 01. 01. 2010 г. эксплуатационный фонд Ван-Еганского месторождения составил 322 скважин, в том числе фонтанных - 60, оборудованных электроцентробежными насосными установками (УЭЦН) — 220, установками электропогружных насосов американской фирмы «Centrilift» — 17, фирмы REDA-6, фирмы ESP-8, внутрискважинным газлифтом (ВСГ) — 1, бескомпрессорным газлифтным способом (БКГ) — 7, штанговыми винтовыми насосами (ШВН) — 3 скважины [8].

Действующий фонд фонтанных скважин на месторождении составляет 16 скважин, остальные скважины находятся в бездействии. Фонтанная эксплуатация производится по 2,5″ лифтовым колоннам насосно-компрессорных труб, спускаемых на глубину от 2201 м до глубин интервала перфорации. Регулирование отборов производится с помощью устьевых штуцеров диаметром 7-25 мм.

Среднeсуточный дебит фонтанных скважин пл. гр. БВ по нефти составил 25 т/сут., по жидкости — 180,6 м3/сут. Средняя величина обводненности добываемой продукции составляет 86% [8].

Среднeсуточный дебит фонтанных скважин пл. гр. ЮВ по нефти составил 43,5 т/сут., по жидкости — 62,5 м3/сут. Средняя величина обводненности добываемой продукции составляет 15,2%.

Действующий фонд скважин, оборудованных отечественными электроцентробежными насосами, составляет 193 скважины. Для подъема жидкости на поверхность применяется отечественное и импортное добывное оборудование. Применяются насосы производительностью 18-700 м3/сут и напором 700-2300 м.

Из импортного оборудования применяются электропогружные насосы американской фирмы «Centrilift» типа FC 160-1200, FC 290-1200, FC 300-1450. Тип применяемых насосов фирмы ESP — TD 3000, TD 4300, фирмы REDA-DN 4300.

В целом по месторождению 21% фонда скважин оборудовано насосами низкой и средней производительности 18-80 м3/сут. Из них 4. 7% скважин пласта гр. ПК, 9,8% скважин пласта гр. АВ, 7,8% скважин пласта гр. БВ, 2,1% скважин пласта гр. ЮВ [8].

Высокопроизводительным насосным оборудованием оснащено 38% действующего фонда скважин. Из них 4,7% скважин пласта гр. ПК, 15,5% скважин пласта гр. АВ, 23,3% скважин пласта гр. БВ, 1% скважин пласта гр. ЮВ.

Графически распределение скважин по типоразмерам насосов представлено на рис. 3.3 [8].

Максимальное количество электроцентробежных скважин (29%) обору-дованых насосами типа УЭЦН производительностью 400-500 м3/сут. и напором 700-2300 м. Импортными насосными установками оборудовано 13% скважин, в т. ч. 50% скважин пласта гр. АВ, 43,3% скважин пласта гр. БВ [8].

Насосным оборудованием производительностью 125-250 м3/сут. оборудовано 27% скважин, 2. 6% скважин пласта гр. ПК, 8,8% скважин пласта гр. АВ, 18,7% скважин пласта гр. БВ, 1% скважин пласта гр. ЮВ [7,8].

Внедрение импортного добывного оборудования на Вань-Еганском месторождении было начато в 1998 г. По контракту было закуплено 34 погружных установок американской фирмы «Centrilift» в коррозионно-стойком исполнении.

Оборудование было изготовлено для условий эксплуатации скважин с высоким содержанием песка. Содержание мехпримесей в продукции скважин, находящихся в эксплуатации составляло 13-801 мг/л.

Опыт насосной эксплуатации скважин на месторождении показал достаточно высокую надежность импортных установок, за период эксплуатации межремонтный период (МРП) составил до 1011 суток и выше.

По технологическим режимам эксплуатации скважин, глубина спуска УЭЦН составляет по пластам 500-1500 м, средняя величина динамического уровня колеблется в пределах 245-1235 м. Средняя глубина погружения насоса под динамический уровень по пластам составляет 265-555 м [7,8].

Причины простоя и бездействия скважин.

На дату проведения анализа работы скважин, в простое находились 12 скважин, в бездействии — 70 скважин. В простое находились 11 скважин, оборудованных электропогружными установками, одна скважина с БКГ [7,8].

Простои скважин в текущем месяце, декабре 2010 г. были обусловлены следующими причинами: сменой насоса (50%), ГДИ (16,7%), изоляцией контурных вод (8,3%), проведением комплексного ОПЗ (8,3%), ГРП с возвратом (8,3%), обводнением (8,3%).

Анализ показал, максимальное количество простоев скважин связано с причиной снижения изоляции до нуля (53,2%).

С причиной отсутствия подачи связано-17%, оптимизацией с увеличением типоразмера насоса - 8,5%, заклиниванием насоса — 6,4%, из-за обводненности — 4,3%, заколонными перетоками — 2,1%, неисправностью струйного насоса -2,1%, ожиданием возврата (приобщения) - 2,1%, остановкой по геологическим причинам-2. 1% и снижением дебита жидкости — 2,1% [7,8].

Время простоя соответственно по вышеизложенным причинам составило:

· снижение изоляции до нуля — 122,5 сут. (25 случая);

· отсутствие подачи - 65 сут. (8 случая);

· оптимизация с увеличением типоразмера насоса - 26 сут. (4 случая);

· заклинивание насоса — 10,5 сут. (3 случая);

· простои из-за обводненности - 44 сут. (2 случая);

· заколонные перетоки - 21 сут. (1 случай);

· неисправности струйного насоса - 11 сут. (1 случай);

· ожидания возврата (приобщения) - 23 сут. (1 случай);

· остановки по геологическим причинам - 27 сут. (1 случай);

· снижения дебита жидкости — 6,5 сут. (1 случай).

В среднем период одного простоя скважины по причинам простоя составил [7,8]:

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой