Разработка и эксплуатация нефтеносных скважин

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. КРАТКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ ПРОМЫСЛОВОГО ОБЪЕКТА

На Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения, по данным бурения, осадочная толщина представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем.

Девонская система, в составе среднего и верхнего отделов, залегает на глубинах 1280-1930 метров, и представлена в объеме четырех ярусов, от эйфельского и фаменского, и 14 горизонтов - от бийского до лебедянского включительно. [1]

Нижняя часть разреза, до кыновского горизонта включительно, сложена терригенными породами, песчано-глинистыми, песчано-алевролитовыми, среди которых выделяется ряд пластов коллекторов, разделенных плотными и глинистыми породами. Общая толщина терригенной части девона составляет до 200 метров. Верхняя часть разреза девона от саргаевского горизонта и выше сложена карбонатными породами - известняками, доломитами и их переходными разностями. Общая толщина карбонатной части девона составляет, в среднем, 400-500 метров. В карбонатной толще девона выделяется большое число пористо-проницаемых интервалов.

Каменноугольная система представлена всеми тремя отделами в объеме семи ярусов от турнейского до гжельского, включая 15 горизонтов. Отложения вскрыты на глубинах от 460 до 1280 метров, общая толщина до 820 метров. [1]

Основная часть разреза (более 80 %) сложена различными разностями карбонатных пород, и только бобриковский, елхово-радаевский горизонты нижнего карбона и верейский горизонт среднего карбона сложены терригенными породами - песчаниками, глинами, глинистыми сланцами с прослоями карбонатов и углей.

Отложения турнейского, фаменского и франского ярусов образуют нижний карбонатный комплекс палеозоя. Здесь происходит уменьшение турнейского яруса до 120-200 метров и заметным увеличением толщи карбонатной части девона. [1]

Пермская система представлена двумя отделами. Наиболее полно представлены отложения нижнего отдела, от ассельского до кунгурского ярусов - известняки, доломиты, ангидрит, гипс. Отложения верхнего отдела - красноцветные, песчано-глинистые отложения с прослоями карбонатов, залегают с размывом на породах нижнего отдела. Отложения пермской системы залегают от дневной поверхности до 460 м.

По всей площади дизъюктивных нарушений не зафиксировано, несмотря на большое количество пробуренных скважин. Ловушки нефти являются структурными. Все залежи нефти терригенных отложений являются пластовыми сводовыми литологически осложненными, а в карбонатных отложениях - от массивных до пластовых сводовых литологически осложенных.

На Ново-Елховской площади нефтегазопроявления различной интенсивности и значимости, по данным бурения и керна, зафиксированы в различных интервалах палеозоя - от уфимских отложений на глубинах 200-250 м до живетских (1800-1900 м) включительно. [1]

По распределению пористо-проницаемых интервалов и нефтегазопроявлений в разрезе палеозоя на юго-востоке Татарстана, в т.ч. и на Ново-Елховском месторождении, выделяется три регионально выдержанных водоупора, которые делят разрез палеозоя на три гидродинамически самостоятельные толщи - природные резервуары первого, второго и третьего порядков.

Нижний природный резервуар - терригенные отложения девона. Здесь выделяется более 10 песчано-алевролитовых пластов: Д₀ кыновского горизонта, пласты “а-д” пашийского горизонта (горизонт Д₁) и пласты Д₂-Д₅ живетского и эйфельского ярусов.

Залежи нефти кыновского и пашийского горизонтов являются основным объектом и с 1961 г. находятся в разработке. Водонефтяной контакт (ВНК) для всех пластов объекта общий, все пласты - это единый гидродинамический связанный резервуар. [1]

Отметки ВНК по скважинам в пределах площади колеблются от 1507,2 м до 1520,6 м. Средняя отметка составляет - 1514,5 2,5 м

(табл. 1.1).

Размеры водонефтяной зоны (ВНЗ) различны: по верхним пластам площадь ВНЗ составляет 1-15% от площади нефтенасыщенных коллекторов, а в изолированных линзах она отсутствует. Ширина ВНЗ для пластов Д₀-б составляет от 400 до 1500 метров. Значительные по размерам ВНЗ отмечены по пластам нижнепашийского горизонта (в, г, д).

Таблица 1.1

Средние отметки начального положения ВНК по блокам Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения

Блок	Кол-во скв. с ВНК	Диапазон изменения	Средняя отметка
7	29	1510,9 - 1519,7	1516,2 2,2
8	76	1509,1 - 1520,6	1514,5 2,9
9+11	62	1510,8 - 1520,6	1515,6 2,4
10	21	1512,3 - 1517,0	1514,9 1,0
12	39	1513,0 - 1525,3	1516,4 1,7

Второй природный резервуар - терригенные отложения нижнего карбона и карбонаты турнейского яруса и верхнего девона. [1]

В разрезе нижнего карбона выявлены залежи нефти в терригенных отложениях тульского и бобриковского горизонтов и в карбонатных коллекторах турнейского яруса.

В терригенной части нижнего карбона Ново-Елховского месторождения выделяются два самостоятельных объекта разработки - бобриковские и тульские пласты. [1]

Из четырех пластов, выделенных на месторождении в отложениях тульского горизонта, продуктивными являются два: С_lтл₄ и С_lтл₂ .

Пласт С_lтл₄ залегает над реперным тульским известняком и встречается только на севере месторождения - на Красноярском участке. На остальной части месторождения он представлен глинистыми разностями.

Пласт С_lтл₂ залегает в 2-3 м от подошвы тульского известняка и распространен на западе Ново-Елховской площади.

Между тульским известняком и пластом С_lтл₄ лежат глинистые породы толщиной 2-3 м. Ниже пласта С_lтл₂ разрез представлен пачкой глинисто-карбонатных пород толщиной 4-5 м.

Толщина тульского горизонта в целом составляет 10-12,8 метров и остается постоянной в пределах всего месторождения.

В отложениях бобриковского горизонта на Ново-Елховской площади выделяется один пласт и лишь в редких скважинах появляется 2-3 пласта, т.е. залежи нефти в бобриковских отложениях имеют, в основном, однопластовое строение. [1]

Наибольшая толщина пластов бобриковского горизонта приурочена, как правило, к прогибам, наименьшая - к своду структуры. На размещение залежей нефти бобриковского горизонта по площади большое влияние оказывает литологический фактор. Коэффициент распространения коллекторов бобрикрвского горизонта составляет всего 0,38. Это указывает на то, что на большей части Ново-Елховского месторождения бобриковские пласты замещены глинистыми породами. Толщина продуктивной части пласта почти в 50% скважин не превышает 2 м. Залежи имеют небольшие размеры. Тип залежей пластовый со значительным литологическим ограничением.

Одной из особенностей геологического строения бобриковского горизонта, влияющей на процесс разработки, является наличие размыва елховских глин, а также частичный или полный размыв кизеловских известняков. [1]

ВНК по залежам бобриковского горизонта погружется от залежи к залежи с юга на север. Средняя абсолютная отметка ВНК по залежам нефти бобриковского горизонта Ново-Елховской площади равна - 870,7 м.

Карбонатные породы турнейского яруса обладают довольно высокой степенью неоднородности и сложены чередующимися проницаемими и непроницаемыми породами, не выдержанными по площади и разрезу, в результате чего не имеют пластового характера. В основании кизеловско-черепецкого комплекса залегает хорошо выдержанный пласт, представленный плотными карбонатными породами, толщина его выдержана по площади и составляет 4 м.

Отложения турнейского яруса представлены известняками комковатой структуры. Тип коллектора преимущественно поровый, порово-трещинный. Залежи нефти турнейского яруса приурочены к структурам III порядка, имеющим небольшие размеры. Эти поднятия делятся на два вида: малоамплитудные (10 - 15 м) и высокоамплитудные по ширине - от 1 до 5 км. Иногда поднятия объединяются в единые валообразные структуры, в следствие чего залежи имеют длину до 11 км.

Залежи верхнетурнейского и нижнетурнейского подяруса в большинстве случаев имеют единый ВНК. Глубина залегания турнейских отложений изменяется от 956 до 1142 м. [1]

В зонах распространения «врезов», где часть турнейских отложений размыта, в контуре нефтеносности резко сокращены или полностью отсутствуют эффективные нефтенасыщенные пропластки.

Третий природный резервуар - глинисто-карбонатные отложения верейского горизонта и карбонаты башкирского яруса. Залежи нефти, также как и во втором природном резервуаре, приурочены к небольшим локальным поднятиям, совпадающим в плане друг с другом по этажам, размеры залежей до 25 км², высота залежей до 60 м, нефть тяжелая (915 - 940 кг/м³), высоковязкая (до 80 мПас). [1]

Таким образом, осадочная толща на Ново-Елховской площади представлена терригенно-карбонатными породами девонской, каменноугольной и пермской систем. Основными эксплуатационными объектами месторождения являются отложения кыновского (пласт Д₀) и пашийского горизонта (Д_I) нижнефранского подъяруса верхнего девона, представленные переслаиванием песчаных, песчано-алевритовых и аргиллитовых пород. Значительные запасы нефти также выявлены в разрезе нижнего карбона в терригенных отложениях тульского и бобриковского горизонтов и в карбонатных коллекторах турнейского яруса.

2. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ

Основными объектами разработки на Ново-Елховской площади являются терригенные отложения кыновского и пашийского горизонтов франского яруса верхнего девона - горизонты Д₀ и Д₁ по промысловой индексации. Сложены они песчаниками, алевролитами и аргеллитами, переслаивающимися между собой и переходящими друг в друга. Откладывались они в условиях прибрежно-морских и дельтовых фаций. Минеральный состав - кварцевый, в небольшом количестве присутствуют пелитизированные серпицитизированные полевые шпаты. По гранулометрии - в составе преобладают две фракции: мелкозернистая псаммитовая и крупнозернистая алевролитовая, находящиеся на границе песчаников и алевролитов. [1]

Гранулометрический состав песчаников и алевролитов по территории площади и разрезу продуктивных отложений одинаков, т.е. по литологии пласты объекта неотличимы.

Обоснование кондиций коллекторов и их классификация проведена по методике с применением взаимной парной корреляции по следующим параметрам: пористость, проницаемость, глинистость, остаточная водонасыщенность, остаточная нефтенасыщенность, удельный дебит по нефти, коэффициент вытеснения нефти водой (табл. 2.1).

Одной из главных особенностей геологического строения объекта является его расчлененность, которая на площади достаточно высока: в разрезе выделяются до 9-10 пластов, а для нефтенасыщенной части разреза 6-9 пластов. [1]

Детальная корреляция разрезов скважин с использованием номограмм показала, что в разрезе четко выделяется 7 зональных интервалов, к которым приурочены пласты объекта. Индексация их принята такой же, как и на всем юго-востоке Татарстана: сверху вниз - Д₀ (кыновский горизонт), а, б₁, б₂₊₃ (верхнепашийский подгоризонт), в, г, д.

Таблица 2.1

Граничные значения пород-коллекторов и их классификация для горизонтов Д₀ и Д₁ Ново-Елховского месторождения

Параметры	Не коллектор	Коллектор
	Аргиллиты, алевр-ты, мелко и ср.зернистые, глинистые	1 класс низкопрониц. или низкопродуктивные	2 класс хорошопрониц. или высокопродуктивные
		Крупнозернистые и мелкозернистые песчаники	Мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты
Пористость m, %	менее 14	14-18	более 18
Проницаемость, К, 10-3 мкм2	менее 70	70-200	более 200
Нефтенасыщенность, КН, %	менее 70	70-85	более 85
Глинистость, КГЛ, %	более 5	5-2,5	менее 2,5
Динамическая нефтенасыщ-ть КН, %	менее 10	10-16	более 16
Коэффициент вытеснения КН, %	-	68-72	72-85
Удельный дебит, т/сут·м	менее 0,5	0,5-2,0	более 2,0

Разделы между пластами-коллекторами сложены глинистыми алевролитами и аргиллитами. Средние значения толщин раздела между продуктивными коллекторами Ново-Елховской площади приведена в таблице 2.3.

Наиболее надёжными являются разделы между пластами Д_О - а и б - в. Разделы между другими пластами маломощны, вариация значений толщины почти в два раза больше, чаще случаи отсутствия разделов. Эти данные позволяют выделить в многопластовом объекте три пачки пластов: нижняя, в которую входят пласты «в», «г» и «д» (соответствует нижнепашийскому подгоризонту), среднюю - «а» и «б» (верхнепашийский подгоризонт) и верхнюю - Д_О (нижнекыновский подгоризонт). Эти пачки достаточно надёжно разделены по всей площади.

Таблица 2.3

Изменчивость толщины разделов между пластами

Разделы	Средняя толщина раздела, м	Вариация толщины, %
Д0 - а	5,6	48
а - б1	1,3	77
б1 - б2+3	2,1	76
б - в	5	40
в - г	2,6	73
г - д	3	73



Пласты девонских отложений обладают малой толщиной, но сравнительно хорошими емкостно - фильтрационными свойствами (табл. 2.4).

Таблица 2.4

Средневзвешенные параметры коллекторов Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения

Пласты	Класс коллектора	Нефтенасыщенная толщина, м	m, %	Кн, %	К, 10-3 мкм2
Д0	1	2,5	16	82	140
	2	3,6	20	87	500
А	1	1,9	16	82	140
	2	2,4	20	87	500
б1	1	2	16	82	140
	2	3	20	87	500
б2+3	1	2,4	16	82	140
	2	3,9	20	87	500
В	1	1,9	16	82	140
	2	3	20	87	500
Г	1	4,5	16	82	140
	2	6,1	20	87	500
Д	1	1,8	16	82	140
	2	2,3	20	87	500

В настоящее время интенсивно разрабатываются залежи верхнего и среднего карбона. Основными объектами разработки в них являются залежи нефти терригенных отложений тульского и бобриковского горизонтов и карбонатных отложений турнейского яруса. [1]

По материалам геофизических исследований основными продуктивными пластами тульского горизонта являются С_lтл₄ и С_lтл_2. Толщина тульского горизонта в целом составляет 10-12,8 метров и остается постоянной в пределах всего месторождения. Эффективная нефтнасышенная толщина продуктивных пластов изменяется по площади от 0,8 до 5,6 м, средняя равна 1,9 м, средняя пористость коллекторов тульского горизонта равна 0,212 д.е., проницаемость - 0,534 мкм², нефтенасыщенность - 0,85 д.е..

Продуктивные пласты бобриковского горизонта представлены мономинеральными кварцевыми песчаниками. С учетом размера зерен, сортировки, укладки, строения порового пространства, развития вторичных процессов выделено 6 типов пород. Первые 3 типа - с высокими коллекторскими свойствами, с пористостью 0,24 - 0,25 д.е., проницаемостью 1000 - 3000 мкмІ. 4 и 5 типы - это подгруппа пород коллекторов с пониженными коллекторскими свойствами вплоть до отсутствия нефтенасыщенности.

Общая толщина бобриковского горизонта изменяется по площадям месторождения в широких пределах. Наибольшая толщина приурочена к зонам развития «врезов», здесь она в отдельных случаях достигает 66,8 м. Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщина пластов по Ново-Елховской площади составляет 2,9 м, нефтенасыщенности - 0,835 д.е., пористости - 0,233 д.е., абсолютной воздухопроницаемости - 1,296 мкм². [1]

Общая толщина карбонатных отложений турнейского яруса, также как и бобриковских, изменяется в широких пределах. В зонах развития «врезов» толщина их минимальна, на остальной площади карбонатная толщина кизеловско-черепецких отложений может достигать 38,4 м. Среднее значение нефтенасышенной толщины отложений турнейского яруса по Ново-елховской площади составляет 9,4 м, пористости - 0,132 д.е., проницаемости - 0,11 мкм². (табл. 2.5)



Таблица 2.5

Основные параметры продуктивных отложений турнейского яруса Ново-Елховской площади

Наименование параметра	Значение
Глубина залегания, м	1100
Площадь нефтеносности, км2	251
Тип залежи	Массивная
Коллектор	Порово-трещинный
Нефтенасыщенная толщина пласта, м	9,4
Пористость, %	13,2
Проницаемость, мкм2	0,11
Нефтенасыщенность, %	72
Коэффициенты: песчанистости расчленённости прерывистости	0,58 5,2 1
Продуктивность, т/(сут ·МПа)	1,5
Начальное пластовое давление, МПа	11
Пластовая температура, 0С	25

На долю эффективных прослоев массивной продуктивной толщи турнейских карбонатов приходится 78-80%, что свидетельствует о их литологической неоднородности. [1]

3. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ФЛЮИДОВ

Изучение свойств нефти и растворенного газа Ново-Елховского месторождения проводилось в ТатНИПИнефть и в ЦНИЛе объединения «Татнефть». Исследования пластовой нефти проводились на установках СКБ-5 (1957-65 г.г.), УИПН-2 и АСМ-300. Анализ газов выделенных при разгазировании нефти, проводился на аппаратах ВТИ-2, ЦИАТИМ-51У и хроматографах. Анализ поверхностных проб нефти выполнялся по существующим ГОСТам при стандартных условиях ( 20 ⁰С и 760 мм.рт.ст.).

Нефть терригенных отложений девона Ново-Елховской площади сернистая (0,5-2 %), среднепарафинистая (1,5-6 %), содержание фракций выкипающих до 350 ⁰С (30-45 %), маловязкая (до 4 мПа•с). Различия в свойствах нефти между горизонтами Д₀ и Д₁ хотя и имеются, но несущественны.]

Таблица 3.1

Средние параметры основных свойств пластовой и поверхностной нефти по Ново-Елховской площади

Параметры	Среднее значение
Давление насыщения, МПа	8,24
Газосодержание, м3/т	53,5
Пересчетный коэффициент	0,8795
Вязкость пл. нефти, мПа·с	3,97
Плотность пов. нефти, кг/м3
Д0	862
Д1	863
Содержание серы, % вес	1,6

Для залежей нефти, по которым могут быть рассмотрены варианты разработки на режимах истощения, приводятся зависимости газосодержания (г), объемного коэффициента (b) и вязкости нефти (м) от давления (p) при пластовой температуре (рис. 3.1).

Рис.3.1. Гидродинамические характеристики Ново-Елховской площади, пашийского горизонта

Нефти турнейского яруса по Ново-Елховской площади имеют следующие свойства: давление насыщения нефти изменяется от 1,5 до 5 МПа, среднее значение равно 3 МПа; газовый фактор равен 9,8 м³/т; вязкость пластовой нефти изменяется от 17,5 до 65,9 мПа·с, среднее значение равно 22,9 мПа·с; объемный коэффициент изменяется от 1,011 до 1, 067, среднее значение равно 1,0455; плотность дегазированной нефти при дифразгазировании изменяется от 886 до 912 кг/м³, среднее значение - 903 кг/м³; вязкость поверхностной нефти при 20⁰С изменяется от 24,5 до 207,8 мПа·с, среднее значение - 85,4 мПа·с; при 50⁰С вязкость изменяется от 13,8 до 60,3 мПа·с, среднее значение - 24,1 мПа·с; содержание серы изменяется от 1,6 до 3,1%, среднее значение - 2,7. При разгонке нефти получено фракций до 100⁰С - 4,5% ; до 200 ⁰С - 22,4%; до 350 ⁰С - 45,4%.

Параметры пластовой нефти бобриковского горизонта на Ново-Елховской площади изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 2,03 до 6,8 МПа, среднее значение 4,1 МПа; средняя величина газового фактора составляет 13,4 м³/т; вязкость изменяется от 14,8 до 69,3 мПа·с, среднее значение составляет 31,5 мПа·с; плотность дегазированной нефти при дифразгазировании изменяется от 880 до 918 кг/м³, средняя величина равна 905 кг/м³; средняя величина объемного коэффициента составляет 1,0466, содержание серы в нефти изменяется от 1,5% до 3%, в среднем равно 2,6%, вязкость поверхностной нефти при 20⁰С равна - 162,6 мПа·с; при 50⁰С - 39,8 мПа·с. При разгонке нефти получено фракций до 100⁰С - 5,5%; до 200⁰С - 22,9%; до 350⁰С - 42,8%.

Нефти тульского горизонта по Ново-Елховской площади имеют следующую характеристику: давление насышения по горизонту изменяется от 1,1 до 5 МПа, среднее 1,8 МПа; газовый фактор равен 6,1 м³/т; вязкость изменяется от 20,6 до 68,3 мПа·с, среднее значении - 28,6 мПа·с; объемный коэффициент изменяется от 1,027 до 1,072, среднее значение 1,0466; плотность дегазированной нефти при дифразгазировании изменяется от 891 до 949 кг/м³, среднее значение - 905 кг/м³; содержание серы изменяется от 2,2 до 3%, среднее значение - 2,9%. При разгонке нефти получено фракций до 100⁰С - 6,2%; до 200⁰С - 24,9%; до 350⁰С - 44,9%.

Таким образом, по данным исследования поверхностных и пластовых нефтей нижнего карбона, изменчивость основных параметров нефти по горизонтали небольшая. По своим физико-химическим характеристикам нефти нижнего карбона являются высокосернистыми, вязкими, выход фракций выкипающих до 350⁰С - от 35 до 45%.

Физико-химические свойства пластовых вод

Водоносность продуктивных отложений верхнего девона приурочена к песчано-алевролитовым пластам пашийского и кыновского горизонтов. Дебиты скважин колеблются от 7 до 92 м³/сут при понижении уровня воды в скважинах на 370-400 метров от устья. Наименьшая водообильность приурочена к горизонту Д₀, в связи с небольшой толщиной пластов и их линзовидным, полосообразным распространением. [1]

Подземные воды горизонтов Д₀ и Д₁ представляют собой хлоркальциевые рассолы (по В.А.Сулину) с плотностью 1180-1190 кг/ м³ и вязкостью в пластовых условиях 1,22-1,5 мПас. Общая минерализация составляет 250-300 г/л. Из микрокомпонентов присутствует бром 605-823 мг/л; йод 6,6-10 мг/л; аммоний 173-200 мг/л; бор 9-18 мг/л. Нафтеновые кислоты, сероводород не обнаружены.

Газовый состав подземных вод азотно-метановый, газонасыщение вод составляет 240-460 см³/л, наибольшее газонасыщение приурочено к зонам ВНК.

Единство химического и газового состава подземных вод, примерно одинаковые статистические уровни в скважинах, вскрывших горизонты Д₀ и Д₁ свидетельствуют об одинаковых условиях формирования качественного состава вод и наличии хорошей гидродинамической связи между горизонтами. [1]

В отложениях турнейского яруса водоносными являются трещиноватые и кавернозно-трещиноватые известняки и доломиты. Дебит скважин колеблется от 3 до 18 м³/сут при динамических уровнях до 800 м. Статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках +20-22 м. Режим залежи упруговодонапорный.

По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А.Сулину), пластовое давление колеблется в пределах 11-13,2 МПа. Температура пластовой воды - 25-27⁰С.

Общая минерализация составляет 234,2-244,5 г/л., плотность - 1163,4-1165,6 кг/м³, вязкость - 1,70-1,74 мПа·с, газонасыщенность достигает 0,05-0,45 м³/т. Состав газа - метано-азотный. Объемный коэффициент равен 1,001.

В бобриковско-тульских отложениях водоносными являются песчаники и алевролиты. Дебит скважин колеблется от 2 до 25 м³/сут при динамических уровнях до 800 м, статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках +20-40 м. Начальное пластовое давление находится в пределах 10-12 МПа, температура воды не превышает 25⁰С. Состав газа - метано-азотный. Газонасыщенность составляет 0,18-0,35 м³/т. Объемный коэффициент равен 1,0008.

В связи с закачкой в нагнетательные скважины пресных вод, содержащих сульфаты и сульфатвосстанавливающие бактерии в разрабатываемых горизонтах появляется сероводород. Поэтому необходимо предусмотреть мероприятия по защите нефтепромысловых сооружений от коррозии.



4. ТЕХНИКО - ЭКСПЛУАТАЦИОННАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ФОНДА СКВАЖИН АНАЛИЗИРУЕМОГО ОБЪЕКТА. АНАЛИЗ КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН, ТИПОВ ПРИМЕНЯЕМОГО УСТЬЕВОГО И ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ. РАСПРЕДЕЛЕНИЕ СКВАЖИН ПО ДЕБИТАМ ЖИДКОСТИ, ОБВОДНЁННОСТИ, ГЛУБИНАМ СПУСКА НАСОСОВ

По состоянию на 01.11.2010 г. общий фонд 7 блока Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения составил 241 скважину, среди которых 114 добывающих, 72 нагнетательных, 10 пьезометрических, 4 - в консервации, 41 - ликвидированных. Механизированный фонд скважин составляет 109 скважин. Данные о структуре фонда 7 блока Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1

Структура фонда скважин 7 блока Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения

Категория скважин	Количество
	скважин
Общий фонд Фонд добывающих скважин	241 114
В т.ч.: фонтан	5
ЭЦН	6
ШГН	103
Фонд нагнетательных скважин	72
Прочие скважины	55
В т. ч.: пьезометрические	10
в консервации	4
ликвидированные	41

Весь фонд добывающих скважин 7 блока Ново-Елховской площади эксплуатируется в девонских отложениях. Практически все разрабатываемые объекты являются многопластовыми. В целом по блоку характерно старение фонда скважин, средний возраст скважин составляет 32 года.

Анализ конструкции скважин

Конструкцию скважин выбирают в зависимости от геологического строения залежей, местоположения скважины на местности, требований охраны недр и окружающей среды. [2]

Конструкции скважин применяемые в НГДУ «Елховнефть» приведены в таблице 4.2.

Таблица 4.2

Конструкция скважин

Вариант констр-и скважин	Наименование колонны	Диаметр колонны, мм	Глубина спуска колонны, м	Толщина стенки колонны, мм, марка стали	Уровень подъема цемента за колонной
1	Направление	329,9	40	10Д	До устья
	Кондуктор	244,5	350	7,9Д	- " -
	Э/колонна для:
	добывающих	168,3 (146,1)	На 100 м выше забоя Нижние 100 метров	7,3Д(7Д) 8,9Д(7,7Д)	- " -
	нагнетат. скв.	168,3	до забоя	8,9Д	- " -
2	Направление	426	30	10Д	До устья
	Промежут-й кондуктор	323,9	120	8,5Д	- " -
	Кондуктор	244,5	360	7,9Д	- " -
	Э/колонна для:				- " -
	добывающих	168,3(146,1)	На 100 м выше забоя Нижние 100 метров	7,3Д(7Д) 8,9Д(7,7Д)	- " -
	нагнетат. скв.	168,3	до забоя	8,9Д	- " -
3	Направление	323,9	40	10Д	До устья
	Кондуктор	244,5	350	7,9Д	- " -
	Э/колонна	168,3	До хвост-ка	7,3Д	- " -
	Хвостовик	114,3	До забоя	8,6Д	Не цемент.
4	Направление	426	30	10Д	До устья
	Промежут-й кондуктор	323,9	120	8,5Д	- " -
	Кондуктор	244,5	360	7,9Д	- " -
	Э/колонна	168,3	До хвост-ка	7,3Д	- " -
	Хвостовик	114,3	До забоя	8,6Д	Не цемент.

Наибольшее распространение по Ново-Елховскому месторождению, в том числе и на 7 блоке Ново-Елховской площади, получила следующая конструкция скважин: направление диаметром 329,9 мм, спускаемое в среднем на глубину 40м, кондуктор диаметром 244,5 мм, глубина спуска в среднем составляет 350 м, эксплуатационная колонна диаметром 146 мм, глубина спуска в среднем составляет 1800м.

Анализ типов применяемого устьевого и подземного оборудования

Большая часть механизированного фонда скважин (94%) эксплуатируется штанговыми глубинными насосами, остальная (6%) - электроцентробежными насосами (рис. 4.1). Большое количество скважин, оборудованных ШГН, обусловлено тем, что основная часть скважин 7 блока Ново-Елховской площади относится к категории мало- и среднедебитных, количество высокодебитных скважин, где могли бы использоваться ЭЦН незначительно.

Рис. 4.1. Структура механизированного фонда скважин 7 блока Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения

Из 103 скважин, оборудованных ШГН, 88 скважин оборудовано вставными насосами, и 15 скважин - невставными. Наибольшее распространение среди всех видов насосов получили вставные насосы типа 125-RHAM, 175-RHAM (Рис.4.1). Так как, основной фонд скважин является мало- и среднедебитным, то и насосы подбираются соответственно с малой и средней производительностью.

Тип насоса

Рис. 4.1. Распределение фонда скважин 7 блока Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения по типу применяемого насоса

В качестве привода штанговых глубинных насосов на 7 блоке Ново-Елховской площади применяются станки-качалки различного типа: станки-качалки аксиального типа, дезаксиальные станки-качалки типа СКД, румынские качалки UР, приводы штангового насоса типа ПНШ. Наибольшее распространение получили станки-качалки аксиального типа СК8-3,5-4000 (30,8%). (Рис. 4.3)



Рис. 4.3. Распределение фонда УШГН по типу станка-качалки

Рассмотрим режимы работы скважин, оборудованных УШГН (рис. 4.4, 4.5). Основная часть фонда скважин (58,5%) работают со средней частотой качаний точки подвеса штанг (от 3 до 5 мин^-1), длина хода точки подвеса штанг в большинстве скважин (69,2%) варьирует в интервале от 2 до 3м. Оптимальным режимом работы скважины является режим при минимальном числе качаний и максимальной длине хода точки подвеса штанг, таким образом, основная часть скважин 7 блока Ново-Елховской площади работает в режиме близком к оптимальному.

Рис. 4.4. распределение фонда скважин, оборудованных УШГН по числу качаний точки подвеса штанг

Рис. 4.5. Распределение фонда скважин, оборудованных УШГН по длине хода точки подвеса штанг

Распределение скважин по дебитам жидкости, обводнённости, глубинам спуска насосов

По степени обводнённости добываемой продукции, скважины можно разделить на следующие подгруппы [3]:

0…40% малообводненные;

40…80% среднеобводненные;

80…100% высокообводненные;

В таблице 4.3 приведены данные по обводнённости добывающих скважин 7 блока Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения.

Таблица 4.3

Распределение фонда добывающих скважин по обводнённости

Обводнённость, %	Количество скважин	Доля от общего фонда добывающих скважин, %
? 20	22	19,2
20 ч 40	10	9,0
40 ч 60	22	15,4
60 ч 80	18	20,5
> 80	42	35,9

Рис. 4.4. Распределение фонда добывающих скважин 7 блока Ново-Елховской площади по обводнённости

Анализируя обводненность добываемой продукции скважин 7 блока Ново-Елховской площади (рис.4.4), можно отметить, что около трети фонда скважин (35,9%) имеют высокую степень обводнённости (В>80%), на долю скважин со средней обводнённостью (20%<В?80%) приходится 44,9% от общего фонда добывающих скважин, причём по мере увеличения обводнённости на данном интервале количество скважин возрастает, доля малообводнённых (В? 20%) скважин в общем фонде добывающих скважин составляет 19,2%. Таким образом основная часть фонда добывающих скважин 7 блока Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения относится к категории высоко- и среднеобводнённых, что обусловлено четвёртой стадией разработки Ново-Елховского месторождения.

В таблице 4.4 приведены данные по дебитам жидкости скважин 7 блока Ново-Елховской площади Ново-Елховского месторождения.

Таблица 4.4

Распределение фонда добывающих скважин по дебиту жидкости

Дебит по жидкости, т/сут	Количество скважин	Доля от общего фонда скважин, %
Q?5	41	35,9
5<Q?15	38	33,3
15<Q?35	19	16,7
Q>35	16	14,1

Рис. 4.5. Распределение фонда добывающих скважин по дебитам жидкости

По гистограмме (рис. 4.5) видно, что около трети фонда скважин (35,9%) работают с дебитом до 5 т/сут, на долю среднедебитных скважин (от 5 до 35 т/сут) приходится половина скважин добывающего фонда (50%), причём большая часть из них (26 из 39) имеют дебит от 5 до 15 т/сут, высокодебитные скважины составляют 14,1% от общего фонда скважин. Таким образом основная часть добывающего фонда скважин 7 блока Ново-Елховского месторождения относится к категории мало- и среднедебитных.

Рассмотрим распределение фонда добывающих скважин по дебиту нефти (табл. 4.5).

Таблица 4.5

Распределение фонда скважин по дебиту нефти

Дебит по нефти, т/сут	Количество скважин	Доля от общего фонда скважин, %
Q?5	99	87,2
5<Q?15	11	10,3
15<Q?30	2	1,3
Q>30	2	1,3

Рис. 4.6. Распределение фонда добывающих скважин по дебиту нефти

Ново-Елховское месторождение находится на поздней стадии разработки, характеризующейся высокой степенью выработки запасов, малыми дебитами и высокой обводнённостью добываемой продукции. Как видно из гистограммы (рис. 4.6) в большинстве скважин 7 блока Ново-Елховской площади (87,2%) дебит по нефти не превышает 5 т/сут, 10,3% скважин имеют дебит от 5 до 15 т/сут, скважины работающие с дебитом нефти более 15 т/сут составляют всего 2,6% от общего фонда добывающих скважин.

В таблице 4.5 приведены данные о распределении фонда скважин 7 блока Ново-Елховской площади по глубине спуска насоса.

Таблица 4.6

Распределение механизированного фонда скважин

по глубине спуска насоса

Глубина спуска насоса, м	Количество скважин	Доля от общего фонда скважин, %
?900	3	2,7
900ч1000	4	4,1
1000ч1100	2	1,4
1100ч1200	33	30,1
1200ч1300	47	42,5
>1300	20	19

Рис. 4.6. Распределение механизированного фонда скважин по глубине спуска насоса

Весь фонд добывающих скважин 7 блока Ново-Елховской площади эксплуатируется в девонских отложениях, основная часть скважин (72,6%) при этом имеет глубину спуска насоса от 1100 до 1300 м (рис. 4.6), средняя глубина спуска насоса составляет 1200 м, что соответствует средней глубине спуска насоса в скважинах эксплуатируемых в девоне по Ново-Елховскому месторождению в целом.

Таким образом, проанализировав фонд скважин 7 блока Ново-Елховской площади, можно сделать следующие выводы:

- основная часть фонда скважин 7 блока Ново-Елховской площади работает с дебитами по жидкости до 15 т/сут, по нефти - до 5 т/сут, обводнённостью более 60%, что обуславливает широкое применение штанговых глубинных насосов;

- в связи с малыми дебитами и высокой обводнённостью скважин широкое распространение получили вставные насосы малой и средней производительности (125-RHAM, 175-RHAM);

- учитывая что весь фонд добывающих скважин 7 блока Ново-Елховской площади эксплуатируется в девоне, средняя глубина спуска насоса при этом составляет 1200 м, приводы штанговых насосов подбираются с соответствующей грузоподъемностью. Согласно РД 153 - 39.1 - 252 - 02, на фонде скважин, эксплуатирующих девонские горизонты, оптимальными являются приводы с допустимой нагрузкой на головке балансира 80 кН, что и наблюдается на 7 блоке Ново-Елховской площади, где наибольшее распространение получили станки-качалки типа СК8-3,5-4000.

- анализируя режимы откачки скважин 7 блока Ново-Елховской площади можно отметить, что основная часть добывающих скважин работает в режиме близком к оптимальному (средняя частота качаний (от 3 до 5 мин^-1) при длине хода точки подвеса штанг от 2 до 3 м).

- анализируя конструкцию скважин 7 блока Ново-Елховской площади, можно отметить малый диаметр эксплуатационных колонн, который в большинстве скважин равен 146 мм. В эксплуатационных колоннах такого диаметра затруднено применение двухрядных установок для одновремнно-раздельной эксплуатации пластов.

5. ВЫДЕЛЕНИЕ ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ КАК ГЕОЛОГО-ФИЗИЧЕСКАЯ ОСНОВА ПРИМЕНЕНИЯ МЕТОДА ОРЭ. СОВМЕСТНАЯ И ОДНОВРЕМЕННО-РАЗДЕЛЬНАЯ ЭКСПЛУАТАЦИЯ ОБЪЕКТОВ РАЗРАБОТКИ

Выделение объектов разработки как геолого-физическая основа применения метода ОРЭ

В проектных документах и на практике выделяются эксплуатационные объекты.

Под эксплуатационным объектом понимается продуктивный пласт, часть пласта или группа пластов, выделенных для разработки самостоятельной сеткой скважин. По пластам, объединенным в один объект разработки, должна осуществляться раздельная закачка нагнетаемого агента и раздельный учет добываемой нефти, конденсата, газа, жидкости. Недропользователь обеспечивает ведение по эксплуатационным объектам и объектам разработки учет закачки вытесняющих агентов, добычи углеводородов и внедрение геолого-технических мероприятий. [4]

Объединение тех или иных пропластков, пластов или горизонтов в один или несколько объектов разработки имеет большое значение при разработке многопластовых месторождений. Для таких месторождений рассматриваются варианты совмещенной и самостоятельной разработки пластов с выделением базисных эксплуатационных объектов и площадей, объектов возврата. Различные объединения пластов в объекты разработки для изучения возможных вариантов системы разработки, получают в результате комплексного геолого-физического изучения нефтяных месторождений и на основе опыта разработки месторождения. [4]

Выделение эксплуатационных объектов увязывают с возможностями трансформации системы воздействия в процессе выработки запасов, возможностями внедрения различных методов увеличения нефтеотдачи без ущерба для других объектов. При объединении нескольких пластов, в целях увеличения добычи нефти по месторождению учитывают возможность последующего его разукрупнения.

При выделении эксплуатационных объектов предусматривают возможность контроля над выработкой запасов по каждому объекту из объектов, возможность регулирования этого процесса.

При выделении объектов руководствуются следующими геолого-промысловыми характеристиками:

- тип коллектора, его физическая характеристика;

- различие в составах и свойствах насыщающих флюидов;

- режим работы залежей, размеры, запасы;

- взаиморасположение продуктивных пластов по разрезу.

Совместная эксплуатация объектов разработки

Для принятия решения об одновременно-раздельной эксплуатации пластов (объектов разработки), вскрытых скважиной, в первую очередь надо решить задачу о невозможности эксплуатации пластов общим фильтром. [4]

Различные пласты объединяются в один эксплуатационный объект при обеспечении условий равномерной выработки их запасов и совпадающих сроков их ожидаемого обводнения.

Эксплуатация двух продуктивных пластов общим фильтром возможна для тех пластов, которые имеют сходные геолого-физические параметры коллекторов и насыщающих их флюидов.

К факторам, ограничивающим применение общего фильтра, следует отнести в первую очередь различный тип коллектора пластов (карбонатный и терригенный). Это связано с различиями в поведении данных коллекторов в процессе эксплуатации. Например, им будет свойственна различная динамика обводнения из-за различного типа проницаемости коллекторов (поровый и трещинный). [4]

Существуют ограничения для совместной разработки объектов по проницаемости коллекторов, которые не должны отличаться более чем в 2 - 3 раза. Различие объектов по вязкости насыщающих их флюидов также не должна быть существенной. Большое значение имеет показатель депрессии на каждый пласт, который в свою очередь зависит от величины пластового давления каждого объекта и ограничения величин забойных давлений, которое будет общим для совместно эксплуатирующихся объектов. Наиболее полно характеризует геолого - физические свойства объекта показатель гидропроводности, являющийся комплексной характеристикой коллектора и флюида, заключенного в нем. Показатели гидропроводности и пьезопроводности объединяемых в объект разработки продуктивных пластов не должны существенно различаться. [4]

Продукция скважин характеризуется комплексом физико-химических свойств, различных в зависимости от горизонта. При оценке возможности совместного извлечения флюидов с различными свойствами необходимо учитывать, что в этом случае может происходить образование новых компонентов, затрудняющих последующие процессы её транспортирования и подготовки. Как правило, это происходит при смешении различных типов пластовой воды, в результате чего происходит выпадение нерастворимых осадков солей. Смешение продукции скважин со значительной концентрацией сероводорода в одной из них и ионов двухвалентного железа в попутной пластовой воде другой приведёт к образованию сульфида железа, являющегося сильнейшим стабилизатором эмульсий. В этом случае должна даваться количественная оценка возможности увеличения его концентрации и исходя из этого целесообразности совместного отбора жидкости и последующей её обработки. [4]

По мере поступления дополнительной геологической информации в процессе разработки месторождения выявляется картина участия отдельных прослоев, эксплуатирующихся общим фильтром. Например, лишь сильным понижением забойного давления удается отобрать жидкость

из пласта с пониженным пластовым давлением или из пласта, в котором нефть обладает повышенной вязкостью.

В любом случае в случае одновременной эксплуатации депрессии на различные пласты будут разными, а следовательно, доля их участия в процессе разработки неодинаковая. Обычно это приводит к отставанию выработки запасов нефти из одних пластов и консервации нефти, слабым участием в процессе разработки по тем или иным причинам, преждевременному обводнению других пластов. [4]

Создание независимых систем разработки объектов с использованием технологии одновременно - раздельной эксплуатации позволяет снизить осложнения совместной экслуатации пластов.

Одновременно - раздельная эксплуатация объектов разработки

При существенных различиях свойств пластов и флюидов эксплуатация нескольких пластов одной скважиной производится с помощью оборудования для совместно-раздельной эксплуатации.

Одновременно - раздельная добыча (ОРД) должна обеспечивать извлечение необходимых объемов продукции разделяемых пластов за счет создания для каждого пласта соответствующей депрессии, а одновременно - раздельная закачка (ОРЗ) вытесняющего агента в нагнетательные скважины обеспечивать нагнетание агента в необходимых объемах для поддержания пластового давления в пласты с различными геолого - физическими характеристиками при соответствующем давлении нагнетания. [4]

Одновременно-раздельная эксплуатация объектов разработки обеспечивает разобщение пластов, раздельную их эксплуатацию и учёт добываемой продукции каждого объекта.

ОРД и ОРЗ позволяют проводить разработку одной сеткой скважин одновременно несколько объектов резко различных по коллекторским свойствам, составу флюида и глубине залегания.

Одновременно-раздельная эксплуатация скважин и одновременно-раздельная закачка воды на многопластовых месторождениях является одним из методов по регулированию разработки.

6. ПРОБЛЕМЫ ОДНОВРЕМЕННОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕСКОЛЬКИХ НЕФТЕНОСНЫХ ГОРИЗОНТОВ, ИМЕЮЩИХ РАЗЛИЧНЫЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ, ОДНОЙ СКВАЖИНОЙ. СУЩЕСТВУЮЩИЕ СХЕМЫ ОБОРУДОВАНИЯ СКВАЖИН ДЛЯ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ПЛАСТОВ

Проблемы одновременной эксплуатации нескольких нефтеносных горизонтов, имеющих различные характеристики, одной скважиной

Чем больше пластов и пропластков включено в один объект, технически и технологически труднее осуществить контроль над процессом разработки и влиять на него, ухудшение условий управления разработкой ведет к уменьшению нефтеизвлечения пластов.

Приобщение к терригенным коллекторам карбонатных отложений приводит к отключению карбонатных, совместная обработка карбонатных и терригенных пластов призабойной зоны затрудняет процесс регулирования. [4]

Из-за взаимовлияния пластов близко расположенных между собой происходит отключение из эксплуатации низкопроницаемых. Существуют ограничения для совместной разработки объектов по проницаемости коллекторов, которые не должны отличаться более чем в 2 - 3 раза. Включение разных пластов в один объект разработки, возможно при близких значениях параметров пластов и содержащихся в них углеводородов.

Выделение эксплуатационных объектов необходимо увязать с возможностями трансформации системы воздействия в процессе выработки запасов, возможностями внедрения различных методов увеличения нефтеотдачи без ущерба для других объектов. [4]

Различие объектов по вязкости насыщающих их флюидов также не должно быть существенной.

Большое значение имеет показатель депрессии на каждый пласт, который в свою очередь зависит от величины пластового давления каждого объекта и ограничения величин забойных давлений, которое будет общим для совместно эксплуатирующихся объектов. Существует потенциальная возможность межпластовых перетоков. [4]

Продукция скважин характеризуется комплексом физико-химических свойств, различных в зависимости от горизонта. При совместном извлечения флюидов с различными свойствами необходимо учитывать, что в этом случае может происходить образование новых компонентов, затрудняющих последующие процессы её транспортирования и подготовки. Как правило, это происходит при смещении различных типов пластовой воды, в результате чего происходит выпадение нерастворимых осадков солей.

Смешение продукции скважин со значительным содержанием сероводорода в одной из них и ионов двухвалентного железа в попутной пластовой воде другой приведёт к образованию сульфида железа, осложняющим подготовку нефти. [4]

Учет добычи продукции отдельных пластов при их совместной эксплуатации затруднён.

Существующие схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов

В настоящее время можно выделить две основные технологические схемы оборудования добывающих скважин для внедрения ОРЭ: однорядная установка конструкции ТатНИПИнефть и двухрядные установки.

Двухрядная установка с двумя насосами и станками качалками, обеспечивает раздельную добычу, подъем и, при необходимости, транспорт продукции объектов. Схема двухрядной установки изображена на рисунке 6.1.

Рис. 6.1. Двухлифтовая установка для одновременно-раздельной эксплуатации двух объектов одной скважиной

1 - пакер, 2 - продукция нижнего объекта, 2,3 - соответственно нижний и верхний разрабатываемые объекты, 4 - параллельный двухканальный якорь; 5,6 - насосы соответственно для нижнего и верхнего объектов; 7,8 - колонны НКТ (7-короткая, 8-длинная), 9,10 - приводы для штанговых насосов, 11 - двухканальная устьевая арматура; 12 - линии перекачки.

Установка состоит из подземного и наземного оборудования. В состав подземного оборудования установки входит пакер - 1 для разобщения объектов - 2 и 3, параллельный двухканальный якорь - 4 для ограничения относительного перемещения колонн НКТ, два штанговых насоса - 5 и 6 с подвесками штанг, две колонны НКТ (короткая - 7 и длинная - 8) для раздельного подъема продукции объектов. Наземная часть содержит два привода штанговых насосов - 9 и 10, двухканальную устьевую арматуру - 11 и две линии - 12 перекачки продукции скважины.

При эксплуатации двухрядной установки, в которой объекты разобщены пакером - 1, продукция нижнего объекта - 2 поднимается до устья скважины штанговым насос...