146531 (Эксплуатация по Южносургутскому месторождению)

Введение

Благодаря текщему ремонту поддерживается в работоспособ-

ном состоянии весь механизированный фонд скважин , удельный

вес которого превышает 80 % в общем фонде скважин . При

таком большом числе текущих ремонтов значительные резервы

добычи нефти обеспечиваются организацией и управлением теку-

щего ремонта скважин .Организация текущего ремонта скважин

должна обусловить минимальный простой скважин в ожидании

ремонта и пребывания в нем , получения дебита нефти , предус-

мотренного технологическим режимом , и достижения запланиро-

ванного межремонтного периода .

Управление текущим ремонтом скважин , начиная с планиро-

вания его объемов на предстоящий год и кончая , анализом годовых результатов , осуществляется путем выполнения опреде-

ленных операций .

Известно , что дебит нефти механизированной скважины по

мере износа насосного оборудования снижается и наступает мо-

мент , когда дальнейшая эксплуатация скважины нецелесообразна .

В это время следовало бы провести текущий ремонт для восста-

новления дебита скважины до первоначальной величины . Однако

неизвестно , при каком дебите это целесообразно сделать . Слиш-

ком ранние и поздние ремонты приводят к увеличению недобо-

ров нефти . В первом случае это связано с увеличением времени

нахождения скважины в ремонте , а во втором - с эксплуатацией

скважины с низким дебитом .

Положительное влияние на проведение ремонтных работ оказывает применение укрупненных норм времени . Наряду с дру-

гими преимуществами они облегчают переход на бригадную форму организации труда и заработной платы при текущем ре -

монте скважин .

Нефтегазодобывающие предприятия оснащены необходимым современным оборудованием , ассортимент которого постоянно

пополняется . Идет постоянный процесс технического перевоору-

жения отрасли , заключающийся в автоматизации технологических

процессов , внедрении автоматизированных систем управления на

нефтегазодобывающих предприятиях .

Работа с новым производительным оборудованием , а также

рациональное использование имеющейся техники требует посто-

янного повышения квалификации рабочих и техников .

Управление качеством текущих ремонтов приобретает особую

актуальность в производственных объединениях , в которых место-

рождения находятся на поздней стадии разработки , а скважины

эксплуатируются механизированным способом . В этих условиях

добыча запланированных объемов нефти достигается проведением

значительного числа ремонтов . Повышение качества этих ремонтов сокращает их число и улучшает эффективность ис-

пользования добывающего фонда скважин.

Качество текущего ремонта скважин можно сформулировать как восстановление до заданного уровня технических , экономических и добывающих свойств скважин , который достигается за счет качественного труда исполнителей всех звеньев, принимающих участие в текущем ремонте . Поэтому необходимо управление качеством труда исполнителей . Такое

управление должно быть неотъемлемой частью системы управ-

ления качеством труда , действующей в нефтегазодобывающем

управлении . В текущем ремонте скважин высокий уровень качества должен закладываться на стадии планирования ремонта

и достигаться в процессе их проведения на основе передовой технологии и бездефектного труда бригад текущего ремонта и

всех с ними связанных звеньев .

1.1. Физико-географическая характеристика месторождения .

Южно-Сургутское месторождение нефти расположено в Ханты-

Мансийском автономном округе Тюменской области в 20 км севе -

ро-восточнее г.Нефтеюганска . Месторождение расположено в меж-

дуречье реки Объ и протоки Юганская Объ .Абсолютные отметки

местности изменяются от + 48 м в водоразделах до +20 м в доли-

нах рек .Климат района резко континентальный .

Месторождение расположено в непосредственной близости от

железной дороги Тюмень - Сургут . С г.Нефтеюганском месторож-

дение связано бетонной дорогой. С 1968 года в районе место-

рождения действует нефтепровод Усть - Балык - Омск .

Месторождение открыто в 1973 году и разрабатывается с

1976 г . НГДУ «Юганскнефть» .

В геологическом строении принимают участие отложения че -

твертичного , палеогенного , мелового и юрских возрастов . Поро-

ды палеозойского фундамента вскрыты на соседних площадях на

глубине 4600 м .

В тектоническом отношении Южно-Сургутское месторождение

приурочено к Сургутскому своду и расположено в юго-восточной

части .

По опорному отражающему горизонту «Б» ( кровля верхней

юры ) месторождение представляет собой моноклинный склон ,

осложненный структурными наносами и небольшими куполами .

Углы падения слоев составляет 3 гр. 50 мин.

В настоящее время установлено , что в пределах Южно- Сургут -

ского , Западно-Сургутского и части Восточно-Сургутского место-

рождений имеет место единая залежь нефти горизонта БС 10 .

Южно - Сургутское месторождение , как и большинство место-

рождений Сургутского свода характеризуется большим диапазо-

ном нефтеносности юрских и меловых отложений . По результа-

там бурения разведочных и эксплуатационных скважин нефтенос-

ность Южно-Сургутского месторождения установлена в отложе-

ниях тюменской свиты ( пласт ЮС2) , васюганской свиты (пласт

ЮС1) и в горизонтах БС 10 .

Низкие значения коллекторских свойств пород обусловлены на-

ряду с факторами уплотнения их литологическими особенностя-

ми , в частности , они связаны с вторичным преобразованием по-

род , а также с высоким содержанием в них глинистого , карбо-

натного и железистотитанистого цемента .

1.2. Характеристика продуктивных пластов .

Пласт ЮС 2

По результатам бурения разведочных скважин было выявлено

довольно сложное геологическое строение пласта ЮС 2 . Литологофациальные особенности пласта , обусловленные накоп-

лением этих отложений преимущественно в обстановке конти -

нентального бассейна , определили в среднем низкие фильтрацион-

но - емкостные свойства коллектора .

В 1979 году в северо - западной части структуры была про-

бурена разведочная скважина № 4 , с целью поиска залежей нефти в отложениях тюменской свиты . При испытании пласта ЮС 2 получен приток безводной нефти дебитом 4,8 м 3 . cут. На

6 мм штуцере . В районе этой скважины запасы нефти отнесены

к категории С 1 . Однако продуктивность рассматриваемых отло-

жений довольно низкая , судить о добываемых возможностях пласта по результатам бурения и испытания довольно трудно .

Необходимо проведение опытно - промышленной эксплуатации .

Литологически пласт ЮС 2 представлен чередованием песча -

ников , алевролитов и аргалитов . Коллекторами нефти и газа яв-

ляются крупнозернистые алевролиты и мелкозернистые песчаники

средней сортировки . Породообразующие минералы представлены

кварцем и полевыми шпатами . Содержание слюд в обломочной

части невысоко , как правило , это мусковит . Обломки пород це-

ментируются , главным образом , глинистым материалом каолини-

том , хлоритом , реже - карбонатами и железисто - титанистыми об-

разованиями . Тип цемента - порово –пленочный . Пласт характе-

ризуется повышенной глинистостью . Общая карбонатность срав-

нительно небольшая .

Пористость принята 15,2 % , среднее значение проницаемости

составляет 5,9 * 10 ^ 3 мкм ^2 . В целом по коллекторским свой-

ствам пласт ЮС 2 характеризуется как коллектор невысокого ка-

чества . Водоудерживающая способность , т.е. комплексный пока-

затель литолого - физических свойств пород , в связи с невысоки-

ми значениями Кпр , весьма значительная и в среднем составляет

53,5% .

Низкие значения коллекторских свойств пород обусловлены наряду с факторами уплотнения их литологическими особеннос-

тями , в частности , они связаны с вторичным преобразованием

пород , а также с высоким содержанием в них глинистого , карбо-

натного и железисто - титанистого цемента .

Пласт ЮС 1

Залежь нефти приурочена к песчаным отложениям пласта ЮС1

и стратиграфически приурочена к васюганской свите . Литологически отложения пласта ЮС1 представлены песчаниками с прослоями аргалитов мощностью до 1 м . Довольно сильная

глинизация песчаников обусловила низкие емкостные свойства

коллекторов , что привело к отсутствию залежи нефти на своде

структуры . В то же время улучшение коллекторских свойств в

юго - восточном крыле обусловило здесь наличие залежи нефти

несмотря на более низкие гипсометрические отметки . Водонефтяной контакт по залежи пласта ЮС1 принят на отмет-

ке 2787 м .Залежь пластовая , сводовая , размеры 9,5 х 5,2 км .

Запасы категории С1 выделены в пределах практически всей

залежи , лишь в южной ее части небольшая часть запасов отнесе-

на к категории С 2 . Рекомендуется разбуривать пласт ЮС1 по

равномерной сетке скважин с плотностью 20 га / скв . Система заводнения блочно - квадратная . Для разбуривания выделен пер-

воочередной участок в пределах которого наличие рентабельных

толщин наиболее достоверно .

Коллекторами нефти пласта ЮС 1 являются песчаники и алев-ролиты , сцементированные глинистым материалом , карбонатными

и железисто - титанистыми образованиями . Пласт ЮС1 слагается в

основном мелкозернистыми песчаниками с той или иной при-

месью крупнозернистого материала . В пласте широко развиты

глинистые породы , которые образуют непроницаемые разделы в

песчаниках и алевролитах . По минеральному составу породы пласта ЮС1 полимиктовые , в которых наряду с кварцем и поле-

выми шпатами имеются обломки эффузивных , глинистых , кварце-

вополевошпатовых пород , сланцев и слюд .Встречаются выветрен-

ные обломки полевых шпатов и эффузивов , замещенные глинис-

тыми минералами . Слюды часто гидротированы , по ним развива-

ются псевдоморфозы сидерита и хлорита . Сильно развита пири-

тизация , которая существенно снижает фильтрационно- емкостные

свойства песчано-алевролитовых пород . Среднее значение порис -

тости 17% , проницаемости - 22,0 х 10 ^ 3 км ^ 2 . Водоудерживаю -

щая способность - 34,4% .

Пласт 3 БС 10 .

Залежь нефти в пласте 3БС 10 установлена на юго-восточном

крыле структуры .В данном районе структуры глинистая перемыч-

ка, разделяющая пласты 1БС 10 и 2 БС 10 отсутствует , в то же время нижняя часть пласта 2 БС 10 опесчанивается и представле-

на монолитным телом , мощностью до 15 м .От верхнего единого

пласта 1-2 БС 10 она отделена глинистой перемычкой мощностью 8- 10 м . Залежь нефти приурочена к рассматриваемому пласту .

Отметка ВНК принята равной 2363 м . Размер залежи 4,1 х 6,4 км .

Тип залежи - пластовая , сводовая . Емкостно - фильтрационные

свойства пласта 3 БС 10 практически одинаковые с пластом

2БС 10 .

Пласт 2 БС 10 .

Для пласта 2 БС 10 , приуроченного к подошве горизонта

БС10 характерно довольно частое переслаивание песчаников с

аргалитами и алевролитами . От пласта 1 БС 10 он отделен гли-

нистой перемычкой , мощность которой изменяется от 20 до 0 м.

На западном и восточном крыльях структуры наблюдаются зоны

полной глинизации песчаных отложений пласта 2 БС 10 . На юго-

западном крыле структуры установлена зона слияния песчаных отложений пласта 1БС 10 и 2 БС 10 , что свидетельствует о том ,

что залежи нефти пластов 2 БС 10 и 1 БС 10 представляют собой

единую гидродинамическую систему с единым ВНК , принятым на отметке 2346 м . С запада , северо - запада , северо - востока за-

лежь пласта 2 БС 10 ограничена зонами замещения проницаемых

отложений . На севере залежь пласта 2 БС 10 соединяется с за-

лежью аналогичного пласта Западно -Сибирского месторождения .

Размеры залежи 19,7 х 20,5 км . Тип залежи - пластовая , сводовая

с литологическим экраном .

Пласт 2 БС 10 сложен песчаниками , алевролитами , уплотнен-

ными глинами . Пласт разделен глинистыми прослойками на 5 - 14

песчаных пропластков , толщиной от 0,4 до 9,2 м . Коллекторами

пласта являются кварц и полевые шпаты , обломки пород состав-

ляют 10-12 % , слюда и хлорид 1-3 % . В нижней части пласта увеличивается количество каолинита . Цемент порово - пленочный ,

сложного состава . На обломках зерен встречаются хлоритовые пленки . Состав алевролитов аналогичен песчаникам ,с учетом раз-

меров зерен . Для низа пласта характерны прослои песчаников с кальцитовым цементом , которые не являются коллекторами Южно-Сургутского месторождения .

Количество их возрастает в западном и северо-западном на-

правлении . Среднее значение пористости принято равным 23,0 %.

Проницаемость изменяется от 0 , 2 до 880 х 10 ^ -3 , cреднее ее

значение 114 х 10 ^ - 3 мкм ^ 2 . К северу и западу от централь-