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