Ватьеганское месторождение

Содержание

Введение

1. Общие сведения о месторождении.

1.1 История освоения месторождения

2. Геологическое строение месторождения.

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного разреза месторождения.

2.2 Характеристика продуктивных пластов месторождения.

2.3 Физико-химические свойства и состав пластовых нефти и газов.

2.4 Физико-химические свойства воды.

2.5 Физико-гидродинамические характеристики

3. Приборы, применяемые при исследовании скважин.

4. Анализ текущего состояния и эффективности применяемой технологии разработки.

4.1 Анализ современной структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

4.1.1 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

5. Технология и техника добычи нефти и газа

5.1 Характеристика способов подъема жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования

5.1.1 Фонтанная эксплуатация

5.1.2 Механизированная эксплуатация скважин

5.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

5.3 Требования и рекомендации к системе ППД

6. Требования к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин

6.1 Общие положения

6.2 Требования к конструкциям скважин, технологиям и производству буровых работ.

6.2.1 Требования к конструкциям скважин

6.2.2 Требования к технологиям и производству буровых работ

6.2.2.1 Требования к схеме кустования скважин

6.2.2.2 Требования к технологиям буровых работ

6.3 Требования к методам вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин

6.3.1 Требования к технологиям первичного вскрытия пласта

6.3.2 Требования к технологиям освоения скважин

6.4 Требования к оборудованию для бурения и заканчивания скважин

7. Система контроля и регулирования разработки Ватьеганского месторождения

7.1 Характеристика сложившейся системы контроля разработки

7.2 Учет добываемой продукции и закачиваемой воды

7.3 Контроль энергетической характеристики залежей

7.4 Контроль состава добываемой продукции

7.5 Контроль продуктивности скважин

7.6 Контроль отработки пластов и выработки запасов нефти

7.7 Контроль технического состояния скважин

7.8 Мероприятия по воздействию на призабойную зону пласта

7.8.1 Мероприятия по увеличению дебита скважин по нефти

7.9 Рекомендации по регулированию разработки

8. Техника безопасности и охрана труда

8.1 Анализ и оценка опасности и вредности при обслуживании скважин, оборудованных УЭЦН

8.2 Основные мероприятия по обеспечению безопасных условий труда

9. Охрана окружающей среды.

9.1Охрана систем и водоемов при обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН

9.2 Основные мероприятия по охране природной среды

Заключение

Список литературы

Введение

Ватьеганское нефтяное месторождение в административном отношении находится в Сургутском районе, Ханты-Мансийского автономного округа, Тюменской области, Российской Федерации, приблизительно в 170 км к СВ от г. Нижневартовска и в 30 км к ЮВ от г. Когалым.

Месторождение расположено в районе, где ведется промышленная разработка многих месторождений ближайшими из которых являются: Повховское (в 20 км к СВ), Дружное (в 8 км северо-западнее), Кустовое, примыкающее к месторождению с запада, Восточно-придорожное с юго-востока.

В 30 км к СЗ от района работ проходит трасса газа и нефтепроводов Уренгой-Холмогорское-Федоровское месторождения и ряд трубопроводов местного значения. Через месторождения идут линии трасс ЛЭП-500 «Сургут-Уренгой», ЛЭП-220 «Сургут-Холмогоры».Западнее месторождений через г. Когалым проходит железная дорога Сургут-Уренгой. Город Когалым с месторождением связан бетонной автотрассой местного значения. Транспортировка оборудования и других грузов осуществляется по отмеченной железной и бетонной дорогам.

В орогидрографическом плане территория, где расположено месторождение, относится к центральной части Западно-Сибирской низменности и представляет собой слаборасглиненную равнину с пологими отрицательными и положительными формами рельефа (низкими холмами, низинами и т.п.)

Речная сеть данного района принадлежит бассейну реки Аган - правого притока р. Обь. Непосредственно на рассматриваемой территории протекают реки Ватьеган, Орт-Ягун, Айка-Еган, Тлокты-Еган, Котуха, а также несколько мелких речек и ручьев. Наблюдается множество озер.

Климат рассматриваемого района резко континентальный и характеризуется суровой продолжительной зимой с сильными ветрами, метелями, устойчивым снежным покровом и относительно жарким, но коротким летом. В июле средняя температура составляет +16,9 С, максимальная достигает +38 С, в январе средняя температура составляет - 22,4 С, минимальная - 55 С. Продолжительность морозного периода (с температурами ниже - 15 С) в среднем составляет 120 дней. Снежный покров держится с конца октября до конца апреля. Среднегодовое количество осадков составляет около 450-500 мм, зимой толщина снежного покрова достигает 70-80 см на открытых участках на до 1,5 м в лесу. Максимальная глубина промерзания грунта на площади достигает на отдельных участках 3 м, на открытых озерах и болотах сезонно промерзающие породы. Преобладающее направление ветров зимой ЮЗ-З, летом С-СВ. Среднегодовая скорость ветра составляет 30 мсек.

1. Общие сведения о месторождении

В административном отношении Ватьеганское месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Расстояние до г. Нижневартовск по прямой составляет 150 км, а до г. Когалым 70 км.

В орогидрографическом отношении площадь Ватьеганского месторождения представляет собой слабопересеченную, сильно заболоченную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +66 м. до +92,6 м., увеличиваясь постепенно к северу. Гидрографическая сеть представлена реками Ватьеган, Орт-Ягун, Айка-Еган, Тлокты-Еган, Аган, Котуха, а также множеством озер, мелких речек и ручьев.

Реки спокойные, равнинные, со скоростью течения 0,3-0,8 м/сек на плесах и 0,8-1,2 м/сек на перекатах. Характерна извилистость русла, наличие большого числа притоков, рукавов и песчаных кос. Реки мелководные, глубина их в наиболее сухое летнее время не превышает 0,5 м. Во время паводков уровень воды поднимается до 2,5-5 м. В течении года паводки наблюдаются дважды: весной в связи с таянием снегов и осенью в период частых дождей. Река Аган судоходна в первой половине лета до с. Варьеган, остальные реки для транспортировки грузов по воде не представляют интереса. пластовой нефть буровой скважина

Наиболее крупными из озер являются Кильеэн-Ягун-Лор, Когу-Нерым-Лор, Ай-Нарма, Энтль-Нарма.

Климат района резко континентальный, с продолжительной суровой зимой и относительно коротким летом, Среднегодовая температура - 3 С. Самый холодный месяц - январь (до - 55С), самый теплый - июль (до +34 С).

Среднегодовое количество осадков достигает 500мм., большая их часть выпадает в начале и в конце лета. Зимой выпадает 30-40% от общего количества осадков устойчивый снежный покров образуется в начале ноября. Толщина снежного покрова достигает 1м. (в лесу 1-5 м.), на озерах изменяется от 40 до 90 см. Максимальная глубина промерзания грунта по площади достигает на отдельных участках 3 м. Месторождение расположено в зоне распространения многолетнемерзлых пород (ММП). Верхний современный слой ММП залегает на глубине 10-15 м. Нижний (реликтовый ) слой залегает на глубине от 160 до 360 м. Толщина ММП изменяется от 70 до 1500 м.

Зимой скорость ветра достигает 10-15 м/сек. Весенняя распутица начинается в апреле. Ледостав начинается в октябре, ледоход в мае.

Растительный мир района представлен сосной, кедром, на заболоченных участках развиты угнетенные формы сосны мохово-кустарниковые растительность. В долинах и поймах рек встречается березы и тальник. Коренное население - русские, ханты, манси.

1.1 История освоения месторождения

Поисковые работы на Ватьеганской площади были начаты в 1967 году, когда в сезон 1967-1968 гг. с/п 14/67-68 (ГТПГУ и ХМТГ) были проведены

исследования МОВ масштаба 1:100 000. На их основе в 1968 году был составлен план поисково-разведочного бурения.

Исходя из значительных размеров структуры и возможной литологической невыдержанности нефтенасыщенных коллекторов в рассматриваемом районе, проектом поисково-разведочного бурения предусматривалось бурение одиннадцати скважин, распложенных на двух профилях, ориентированных севера на юг (скв.7, 4, 1, 5, 9, 10) и с запада на восток (скв. 8, 3, 1, 2, 13,). Из них девять скважин предполагалось заложить в контуре сейсмоизогипсы 2800м - по кровле баженовской свиты, оконтуривающей Ватьеганскую структуру, и одну (скв.10) - за ее контуром, с целью уточнения амплитуды прогиба между Ватьеганской и Покачевской структурами.

Бурение поисковых скважин на площади началось 1 августа 1970 года, проектировалось пробурить сначала три скважины - 1, 2, 3, а бурение остальных проводить в зависимости от полученных результатов, однако, по объективным причинам и из-за аварийности работ, первооткрывательницей месторождения стала скважина №5, третья по счету, пробуренная в 1974 году.

В 1972 году на месторождении было пробурено всего пять скважин (6, 2, 5, 4, 3). Результатом работ было открытие залежи нефти в группе пластов АВ_1-3, установление нефтеносности ачимовской толщи и пласта БВ₆. Плохое качество и неполный объем работ по исследованию скважин негативно повлиял на оценки перспектив Ватьеганской площади и с 1972 года поисковое бурение здесь было приостановлено.

После проведения в 1974-1975 годах с/п, 4/74-75 детализированных исследований МОВ ОГТ масштаба 1:50000 бурение на Ватьеганском месторождении в 1978 году было возобновлено. До 1981 года работы шли медленными темпами - было пробурено всего пятнадцать скважин. Однако, несмотря на это, за период с 1976 г. по 1980 г. были получены следующие результаты:

1 В 1976-1977 гг. в южной части площади скв.87 и 85 были открыты небольшие самостоятельные залежи в пластах Ю₁^1а и АВ_1-2.

2 Открыты две залежи в пласте Ю₁^1а на севере - в районе скв. 7, и в юго-восточной части - в районе скв.8, 9, 15, 18. В сводной скв.14 из пласта Ю₁^1а получена вода, что говорит о сложности объекта.

3 В скв.14 получен приток нефти из ачимовской толщи. Коллектора ачимовской толщи вскрыты также скв.11 и 18.

4 Скв. 17 открыта залежь нефти в пласте БВ₁₀.

5 Скв. 14 открыта залежь нефти в пласте БВ6.

6 Скв. 15 открыта залежь нефти в пласте БВ₁.

Все скважины (кроме скв.19) вскрыли нефтяную залежь в пластах АВ_1-2 - основную на месторождении по запасам.

На основании данных поискового бурения и проведенных в 1978-1979 годах силами с/п. 6/78-79 и 8/78-79 детальных работ МОГТ масштаба 1:50 000 в 1981 голу был составлен план промышленной разведки Ватьеганского месторождения.

С 1981 года резко возросла интенсивность геолого-разведочных работ. Их задачей являлось уточнение ВНК по всем открытым залежам, детальное изучение литологии и коллекторских свойств продуктивных горизонтов, их гидродинамики, физико-химических свойств нефти.

До начала пробной эксплуатации месторождения в 1983 году было пробурено 46 скважин и получены следующие результаты:

1 Скв. 25 и 13 - выявлены новые залежи нефти в пластах БВ₇¹ и АВ₈, которые контролируются небольшими поднятиями в районе этих скважин.

2 Более детально изучено строение горизонта Ю₁^1а, залежи нефти в котором приурочены к верхнему зональному интервалу Ю₁^1а. Две основные залежи отнесены к залежам литологически экранированного типа.

3 Уточнено положение залежи нефти АВ_1-2. Выявлено_, что пластово-сводовая залежь имеет сложное геологическое строение, породы-коллекторы обладают значительной литологической изменчивостью как по разрезу, так и по строению.

После начала пробной эксплуатации на месторождении продолжалась детализированная сейсмическая съемка МОВ ОГТ масштаба 1:50 000. Эти работы проводились в разные годы силами с/п. 15/83, 6/84, 80/86, 14/87 и 15/87.

Однако, все эти работы оказались недостаточными для построения детальной геологической модели месторождения из-за чрезвычайной латеральной и вертикальной изменчивости коллекторских свойств основных продуктивных горизонтов. Поэтому, начиная с 1994 года на Ватьеганском месторождении проводится трехмерная сейсморазведка - 3Д.

2. Геологическое строение месторождения

2.1 Литолого-стратиграфическая характеристика осадочного разреза месторождения

В пределах Ватьеганского месторождения глубоким бурением изучены в основном осадочные породы мезозойского и кайнозойского возраста, начиная с верхней части отложений Тюменской свиты. О составе и строении нижезалегающих пород промежуточного комплекса и фундамента можно судить по данным бурения, анализа кернового материала, полученного при бурении скважины 182р, вскрывшей отложения палеозоя, а также по данным бурения на близлежащих площадях.

Наибольшая вскрытость отложений осадочного чехла в пределах Ватьеганского месторождения составляет 3116 м (скв.6).

2.2 Характеристика продуктивных пластов месторождения

Пласт А_1-2.

Пласт А_1-2 характеризуется большой площадью распространения на территории Западной Сибири, но в то же время известен как наиболее неоднородный и низко продуктивный. Особенностью пласта А месторождений Западной Сибири является пониженная нефтенасыщенность пластов, которая на Ватьеганском месторождении составляет 0,60 в чисто нефтяной зоне и 0,57 в водонефтяных зонах. Как показала практика разработки пластов группы А, эксплуатация их сопровождалась поступлением с самого начала рыхлосвязанной воды и лишь после обводненности до 15-20% начался прорыв закачиваемых вод по высокопроницаемым пропласткам.

На Ватьеганском месторождении горизонт А_1-2 представлен чередованием песчано-алевролитового и глинистого материала и характеризуется сильной литологической изменчивостью, как по разрезу, так и по площади. Разбуривание эксплуатационной сеткой скважин Ватьеганского месторождения показало, что какая-либо закономерность в распространении коллектора в горизонте, в изменении эффективных толщин, коллекторких свойств отсутствует. Поэтому по разведочной сетке скважин, невозможно было объективно спрогнозировать продуктивность пласта на разных участках площади. Суммарно нефтенасыщенные толщины по разведочным скважинам изменяются от 1,6 м до 22,8 м, а средневзвешенная по площади составляет 9,1 м. Залежь горизонта А_1-2 осложнена небольшими поднятиями, в связи с чем, толщина пласта в соседних скважинах может отличаться в 2-3 раза. На расстоянии 3-4 км от скважины 25 (чисто нефтяная зона пласта), имеющей нефтенасыщенную толщину 6,2 м в скважинах 34, 15, 26 пласт нефтенасыщен, соответственно, в пределах 3,6, 22,8 и 6,0 м.

Песчанистость горизонта меняется от 23 до 92%, количество проницаемых пропластков колеблется от 2 до 12, средний коэффициент расчлененности равен 6,52, что также подтверждает повышенную неоднородность горизонта.

По подсчету запасов проведенному в 1983 году, пласт А_1-2 содержит 78% балансовых запасов, соответственно из них 81% извлекаемых запасов месторождения, и является основным объектом разработки.

Литологические особенности строения позволяют в пределах чисто нефтяной зоны горизонта А_1-2 выделить пласты А₁³ и А₂, разделенные на большей части площади глинистыми перемычками от трех до двенадцати метров, составляющими в среднем 4,9 м. По данным эксплуатационного бурения наличие раздела в большей части скважин подтверждается.

Пласт А₁³ характеризуется , как правило, малой нефтенасыщенной толщиной от 1,4 до 4 м. Лишь в единичных скважинах толщина превышает пять метров, составляя в среднем 3,5 м. Пласт представлен одним-двумя пропластками, коэффициент песчанистости равен 71%.

Пласт А₂ характеризуется не повсеместным распространением, повышенной прерывистостью, нефтенасыщенная толщина меняется от 20,8 до 1,8 м на расстоянии 3-4 км, средняя нефтенасыщенная толщина равна 7,5 м, коэффициент песчанистости составляет 0,55, коэффициент расчлененности - 4,2. Водонефтяная зона горизонта А_1-2, в основном, представлена пластом А₁³.

В границах горизонта А_1-2 выделяются следующие типы разрезов.

Первый тип характеризуется наличием обоих пластов А₁³ и А₂, представленных песчаниками различной толщины и разделенных глинистыми породами толщиной 0,8-12,2 м. Такое строение отмечается по данным разведочных скважин на большей части чисто нефтяной зоны горизонта А_1-2.

Второй тип - горизонт представлен монолитным песчаником толщиной 15-23 м, пласты А₁³ и А₂ сливаются, отмечается в районе скважин 23, 45 на юго-западном, в районе скважин 41, 15 на юго-восточном крыле залежи и в районе скважины 13, на северном окончании залежи.

Третий тип характеризуется присутствием в разрезе только верхнего пласта А₁³. Пласт А₂ представлен либо маломощными пропластками (скв. 42, 26, 16), либо отсутствует. Такое строение характерно для большей части водонефтяной зоны.

По коллекторским свойствам выделенные пласты также различаются_. По данным геофизических исследований проницаемость пласта А₁³ в три раза ниже, чем по А₂, по данным керновых исследований - в два раза.

Сопоставление интервалов отбора керна и ГИС показало, что керн отобран из наиболее проницаемых интервалов пласта и не отражает средней величины проницаемости горизонта. Средний дебит по пласту А₂ составил 46,2 т/сут, при притоке на метр толщины - 3,4 т/сут (максимальный дебит 110 т/сут, минимальный - 5,6 т/сут ). Опробование пласта А₁³ проводилось в большинстве скважин при неоднократном снижении уровня до 800-1378 м. Учитывая отношение проницаемости и величины полученных дебитов пласты А₁³ и А₂ выделены в самостоятельные объекты разработки.

Фонтанные притоки получены в пяти скважинах. Средний дебит испытанных скважин составил 10,4 т/сут. при колебаниях от 0,2 до 41,0 т/сут., причем в 50% скважин дебит не превышает 5 т/сут. Средний приток на метр толщины пласта равен 2,7 т/сут., в том числе 22% скважин имею приток мене 1 т/м, 56% скважин - от 1 до 2,5 т/сут, и лишь в 22% скважин приток превышает 2,5 т/сут.

Пласт А₃

Залежь пласта А₃ вскрыта скважинами №5, 14, расположенными в своде поднятия размером 8х14 км. Извлекаемые запасы залежи по категории С₁ составляют 6,6 млн. т, т.е. 1,9% всех запасов месторождения.

В разведочных скважинах 5,14 пласт от вышележащего горизонта А_1-2 отделен глинистой перемычкой, соответственно, 10,8 и 2,8 м. По данным эксплуатационного бурения глинистый раздел сокращается до 1-2 м. По литологической и коллекторской характеристикам пласт А₃ сходен с пластом А₂.

Учитывая сходную коллекторскую характеристику пластов А₂ и А₃, небольшую величину раздела между ними, водоплавающий характер залежи пласта А₃, разработку его предлагается проводить скважинами пласта А₂, выделенного в самостоятельный объект.

В скважинах объекта А_2-3 в первую очередь рекомендуется вскрывать пласт А₃ после обводнения которого производить дострел пласта А₂.

Пласт А₈

Залежь нефти пласта А₈ приурочена к небольшой по размерам зоне в районе скважины №13, при испытании которой получен приток нефти с водой, равный 22,3 м³/сут (18,8 т/с). Залежь водоплавающая, ее размеры 5х3 км, извлекаемые запасы отнесены к категории С₁ и составляют 1,3 млн. т. ВНК отбит на отметке 2195 м, что на 300 м ниже отметок ВНК по горизонту А_1-2. С учетом этого пласт А₈ выделен в самостоятельный объект разработки.

Таким образом в пластах группы А выделено три самостоятельных объекта разработки: пласт А₁³ , пласты А_2-3 и А₈.

Пласт Б₁

Продуктивный горизонт Б₁ является вторым по величине извлекаемых запасов объектом разработки (43,3 млн. т по категории С₁ или 12,5% от общих по месторождению).

Горизонт Б₁ нефтеносен в центральной части месторождения, залежь пластово-сводовая, размерами 31,5х14 км. Нефтенасыщенная часть вскрыта пятнадцатью разведочными скважинами. Горизонт представлен 3-7 прослоями песчаников, разделенных глинистыми пропластками толщиной 2,4-8 м. Коэффициент песчанистости самый низкий по месторождению - 0,43, расчлененности - 5,38.

Промышленная нефтеносность доказана результатами испытания семи разведочных скважин.

Опробование проводилось снижением уровня до 500-1200 м. Фонтанный приток получен по скважине 41.

Средний дебит нефти получен равным 20 т/сут. Средняя удельная продуктивность пласта равна 0,06 т/сут атм. Пласт Б₁ выделен в самостоятельный объект разработки.

Пласт Б₆²

Небольшая по размерам залежь пласта Б₆² (размером 6,5х2,2 км) расположена в центре залежи пласта Б₁, вскрыта одной скважиной №14 (получено 3,5 м³/нефти при депрессии 139,4 кгс/см²). ВНК отбит на отметке 2377 м (по пласту Б₁ - 2245 - 2255 м). Залежь содержит 334 тыс.т извлекаемых запасов, средняя нефтенасыщенная толщина - 1,2 м, максимальная - 3,4 м.

Залежь предлагается разрабатывать скважинами пласта Б₁, не выделяя в самостоятельный объект разработки до уточнения ее величины и запасов. Скважины пласта Б₁ в этом районе бурятся со вскрытием Б₆².

Пласт Б₇¹

В пределах контура нефтеносности пласта Б₁ в юго-западной части залежи выделяется залежь пласта Б₇¹ с глубиной залегания 2500 м. Пласт вскрыт двумя скважинами №34, 25. В скважине 25 средний дебит за период притока (12часов) составил 16,3 м³/сут при динамическом уровне 896 м.

Коэффициент продуктивности равен 0,18 м³/сут ат., гидропроводности - 3,3 д.см/сп.

По предварительным данным пласт представлен двумя почти равными по толщине пропластками. Залежь содержит 3,223 млн. т нефти извлекаемых запасов категории С₁ и 2,4 млн. т - категории С₂.

Учитывая разницу в глубинах объектов Б₁ и Б₇¹, залежь пласта Б₇¹ предлагается разрабатывать самостоятельной сеткой скважин, с возможным использованием скважин для повышения степени выработки запасов вышележащего пласта Б₁.

Пласт Б₁₀

На северо-западном окончании основной залежи месторождения, горизонта А_1-2, выделяется структурно-литологическая залежь пласта Б₁₀, вскрытая четырьмя скважинами - №42, 17, 7, 4. Пласт залегает на глубинах 2700-2750 м, имеет среднюю нефтенасыщенную толщину 6,7 м, содержит извлекаемых запасов категории С₁ - 3,3 млн. т, выделенных в районе скважины 17. При опробовании пласта в скважине 17 получен приток нефти равный 5,45 м³/сут при среднединамическом уровне 1316 м. Исследование пласта производилось методом прослеживания уровня жидкости.

Учитывая возможность использования скважин пласта Б₁₀ для выработки запасов горизонта А_1-2, предлагается считать его самостоятельным объектом разработки, в случае подтверждения его промышленной нефтеносности.

Ачимовская толща, пачка II

На Ватьеганском месторождении в ачимовских отложениях выделены две залежи - северная и южная.

Северная залежь представляет собой структурно-литологическую залежь размером 4х5 км, вскрытую одной скважиной №4, по которой при опробовании получен непереливающий приток безводной нефти дебитом 2,2 м³/сут при среднем динамическом уровне 1112 м. Нефтенасыщенная толщина пласта в скважине 4 равна 6,4 м, в среднем по залежи - 2,6 м. Глубина залегания пласта - 2760 - 2790 м.

Южная залежь представляет собой вытянутую в меридиональном направлении структурно-литологическую залежь, шириной 4-11 км, длиной 11 км. Залежь вскрыта пятью скважинами - №29, 18, 14, 41, 16; по трем из них получен приток безводной нефти от 0,9 до 8,2 м³/сут при динамических уровнях 1242 - 1636 м.

Залежь содержит 1,56 млн. т извлекаемых запасов нефти категории С₁ и 5,4 млн. т - категории С₂.

Особенностью ачимовских отложений является переслаивание песчаных и алевролито-глинистых пород и низкая продуктивность.

Для обоснования параметров отделом петрофизики СибНИИНИ изучены 2000 образцов, представляющих эффективную часть разрезов 38 скважин 9 месторождений Сургутского свода, и около 1000 образцов по 24 скважинам 7 месторождений Нижневартовского района.

Преобладающие значения пористости пород составляют 10-26 и 16-20%, средняя пористость - 17%. В целом на Нижневартовском своде коллектора менее изменчивы, чем на Сургутском. 70% пород здесь имеют проницаемость от 3 до 30 мд. (на Сургутском их только 27%). Пород с пониженной проницаемостью от 3 до 0,1 мд ( в Сургутском районе - 55%, на Нижневартовском - 28%). Средняя проницаемость по Нижневартовскому своду более высокая (7,9 мд.), чем по Сургутскому - 4 мд (с Быстринским месторождением - 10,3 мд ).

В промышленной эксплуатации ачимовские отложения находятся на Аганском месторождении Нижневартовского района и на Бистринском месторождении Сургутского района.

На Аганском месторождении ввод в разработку ачимовских отложений начат в 1983 году, было введено 14 скважин. Средний дебит скважин составил 5,1 т/сут, причем по двум скважинам дебиты составили 7,9 и 17 т/сут, по остальным восьми - 3,3 т/сут. Начальные дебиты скважин составляли 10-3 т/сут. В 1984 году введено 25 скважин. Средний дебит скважин за 1984 год составил 8,7 т/сут. Все скважины оборудованы ШГН.

Таким образом, результаты эксплуатации также подтверждают очень низкие фильтрационные свойства пластов ачимовских отложений.

Изучение результатов опробования и освоения показывает, что пласты окончательно не осваиваются компрессированием при пусковых муфтах на глубинах 708-980 м. В большинстве скважин сохраняется столб воды. Поэтому для окончательного решения вопроса о целесообразности ввода пластов Б_18-21 в промышленную разработку необходимо усовершенствовать методы освоения и приобщения пластов, глино-кислотных обработок, ГРП и т.д.

Для решения вопроса о целесообразности ввода в разработку и повышения отдающей способности ачимовских отложений на Ватьеганском месторождении в настоящее время ведутся исследования в «КогалымНИПИнефть».

Пласт Ю₁^1а

Пласт Ю₁^1а содержит четыре залежи, залегающие на глубинах 2830-2860 м. Пласт представляет собой однородное песчаное тело с редкими тонкими глинистыми прослоями.

Залежь пласта Ю₁^1а выделена в юго-восточной части месторождения в районе скважин 23. Это поднятие размером 3,5х3,5 км вскрыто двумя скважинами №23 и 45 с нефтенасыщенной толщиной 4,4-4,8 м. При освоении пласта были проведены повторная перфорация, трехкратное снижение уровня, в результате чего методом прослеживания уровня определен приток нефти равный 26,6 м³/сут при среднединамическом уровне 1340 м, коэффициент продуктивности - 0,2 м³/сут ат, гидропроводности - 3,9 д.см/сп.

Извлекаемые запасы по залежи определены равными 0,508 млн.т и относятся к категории С₁.

Залежь пласта Ю₁^1а в районе скважины 23 разрабатывается самостоятельной сеткой скважин.

Залежь, выделенная по результатам бурения скважины 87, располагается на 5 км южнее скважины 23, относится к пластово-сводовому типу. Залежь представляет собой небольшое поднятие размером 3,5х5,5 км. Пласт Ю₁^1а опробован в скважине 87, имеющей нефтенасыщенную толщину 4,8 м. После двукратного снижения уровня скважина начала фонтанировать (в течение 48 часов), исследована на 3-х режимах (штуцера 4, 6, 8 мм) проведена запись КВД на 8-мимиллиметровом штуцере.

В результате испытания получен дебит безводной нефти, при работе скважины через 8-миллиметровый штуцер, равный 61,8 м³/сут. Коэффициент продуктивности определен равным 0,465 м³/сут. ат., коэффициент гидропроводности - 9,3 д см/сп, по данным КВД коэффициент гидропроводности - 9,9 д см/сп.

Запасы залежи определены равными по категории С₁ извлекаемые 0,607 млн. т, по категории С₂ - 0,577 млн. т.

Залежь пласта Ю₁^1а в районе скважины 87 также предлагается разрабатывать самостоятельной сеткой скважин.

Третья залежь пласта Ю₁^1а выделена на северо-западном крыле месторождения, нефтенасыщенная толщина вскрыта тремя скважинами №7, 13, 24. Залежь структурно-литологического типа, имеет максимальную нефтенасыщенную толщину 3,6 м, среднюю - 2,5 м.

Пласт Ю₁^1а опробован в скважинах 7 (с нефтенасыщенной толщиной 2 м) и 24 (с нефтенасыщенной толщиной 3,6 м). Скважина 7 испытана в течение 68 часов на штуцерах диаметром 4, 6, 8 мм, в результате дебит безводной нефти через восьмимиллиметровый штуцер оставил 48 м³/сут (40,7 т/сут), коэффициент продуктивности определен равным 0,404 м³/сут ат., гидропроводности - 6,8 д.см/сп.

Скважина 24 после 16-тичасовой отработки была исследована в течение 41 часа на штуцерах диаметром 4, 6, 8 мм. Дебит нефти при работе через восьмимиллиметровый штуцер составил 86,4 м³/сут (72 т/сут), коэффициент продуктивности определен равным 1,25 м³/сут ат. (1,04 т/сут ат.), гидропроводности - 29 д.см/сп. (по КВД - 26,1 д.см/сп.).

Учитывая низкую нефтенасыщенную толщину пласта Ю₁^1а на северной залежи, предельные величины толщин, утвержденные ГКЗ, предлагается на северной залежи пласта Ю₁^1а пробурить две девяти точечные ячейки в районе скважин 7 и 24. Вопрос о целесообразности ввода в разработку остальной части залежи решить после ее доразведки, в ходе которой должны быть уточнены коллекторские свойства и толщины пласта на этой залежи.

Наибольшая по толщине залежь в юрских отложениях выделена на юго-западе месторождения. Залежь структурно-литологического типа, размеры 12х13 км со средней нефтенасыщенной толщиной в пределах запасов категории С₁ - 3,9 м (извлекаемые запасы составляют 3,745 млн. т), С₂ - 6,1 м (извлекаемые запасы составляют 5,718 млн. т).

В отличие от остальных южная залежь характеризуется более низкими дебитами. Опробовано шесть скважин, по которым дебит составил от 5 до 16 м³/сут, в среднем 7,9 м³/сут или 6,6 т/сут. Притоки получены при неоднократном компрессировании.

Анализ имеющейся информации по ачимовским и юрским отложениям указывает на то, что пласты обладают очень низкой прдуктивностью. Вызов притока жидкости из пластов сопряжен с большими трудностями, не исключено, что возможны участки залежей с непромышленной нефтеносностью, обладающие нерентабельными дебитами скважин.

Поэтому на южной залежи пласта Ю₁^1а необходимо оценить целесообразность ввода в разработку.

2.3 Физико-химические свойства и состав пластовых нефти и газов

Свойства нефтей и растворенных в ней газов Ватьеганского месторождения были изучены по данным исследования глубинных и поверхностных проб, выполненных в Центральной лаборатории Главтюменьгеологии. Как видно из таблиц 3.6-3.8 охарактеризованность поверхностными и глубинными пробами продуктивных пластов неравномерная. Более полно охарактеризованы пласты АВ_1-2, Ю₁. Пласты БВ₁, БВ₆², БВ₇¹, БВ₁₀ и ачимовская толща (пачка II) глубинными пробами не охарактеризованы. Остальные залежи охарактеризованы только поверхностными пробами нефти.

Нефти и растворенные в них газы в рассматриваемых залежах по своим свойствам различные. Давление насыщения нефти ниже пластового в 2,46 раза для платсов АВ_1-2 и в 2,3 раза для Ю₁. Газосодержание нефтей с глубиной повышаеттся от 43,6 м³/сут до 69,3 м³/сут. Вязкость и плотность с глубиной уменьшаются соответственно с 2,8сп и 0,815 г/см³ для АВ_1-2 до 0,75сп и 0,742г/см³ для Ю₁.

Дегазируемые нефти свех пластов маловязкие, малопарафинистые (1,6-2,9%), среднесернистые (от 0,5 до 0,94%). По углеводородному составу нефть Ватьеганского месторождения относится к смешанному типу.

2.4 Физико-химические свойства воды

На Ватьеганском месторождении гидрогеологические исследования проведены в 24 скважинах. Изучались, в основном, подошвенные и краевые воды, связанные непосредственно с продуктивными пластами АВ_1-2, БВ₁ и Ю₁, в меньшей степени изучены пластовые воды ачимовской толщи и низов вартовской свиты. Всего по Ватьеганскому месторождению проанализированы 24 пробы пластовой воды, в том числе 8 проб из пластов АВ_1-2.

Химический состав вод пластов группы АВ изучался по 9 скважинам, по данным наиболее представительных проб минерализация соответствует 20,5-23,4 г/л, плотность 1,014 -1,017 г/см³. Воды пластов группы БВ имеют более низкую минерализацию (16,5-16,8 г/л) и плотность (1,011-1,010 г/см³).

Следующий водоносный комплекс связан с породами ачимовской толщи. Пробы пластовой воды были отобраны из трех скважин. Общая минерализация в среднем составляет 15,8 г/л, плотность с глубиной не изменяется.

Химический состав воды юрского комплекса изучался по данным 5 анализов. Минерализация по исследованным пробам достигает 25,1 г/л, а плотность увеличивается до 1,018 г/см³.

В целом для вод нижнего гидрогеологического этажа характерна относительно высокая минерализация и повышенное содержание микрокомпонентов. Воды рассмотренных комплексов относятся к водам хлоридо-кальциевого типа.

2.5 Физико-гидродинамические характеристики

По методике СибНИИНП /7/ в лаборатории физики пласта под руководством Паникаровского В.В. были праведены опыты на моделях пласта из естественного керна и нефтях продуктивных горизонтов АВ_1-2, БС₁ и Ю₁ Ватьеганского месторождения. Всего выполнено 10 опытов

Полученных данных недостаточно для построения графиков зависимости коэффициента вытеснения нефти водой от проницаемости образцов керна. Результаты лабораторных исследований-используются для привязки к соответствующей статистической зависимости коэффициента вытеснения от проницаемости образцов для отдельных групп пластов месторождения Сургутского и Нижневартовского районов. Данные опытов по пластам АВ, БВ и Ю₁ на Ватьеганском месторождении хорошо согласуются с результатами по определнию этого параметра соответственно плстов АВ₁³-АВ_2-5 месторождений Нижневартовксого района, БС_10-11 на северном погружении Сургутского свода и Ю₁ месторождений Среднего Приобья:

=-0,01610(lg K)² + 0,1610lg K + 0.3704;

=-0,0273(lg K)² + 0,1867lg K + 0,4053;

=-0,0300(lg K)² + 0,1942lg K + 0,4290,

где К - проницаемость образцов керна, мД.

Между изучаемыми параметрами имеется тесная корреляционная связь: корреляционные соотношения равны соответственно 0,92, 0,9 и 0,89, поэтому указанные зависимости могут быть использованы при расчете среднего коэффициента вытеснения нефти водой продуктивных пластов.

Наиболее точные результаты при обосновании среднего коэффициента вытеснения нефти водой получаются при расчете по графикам зависимости коэффициента вытеснения нефти водой от проницаемости образцов керна с учетом массовых анализов керна и толщины пропластков, из которых отобран керн.

По Ватьеганскому месторождению керн в достаточном количестве исследовался только по пластам АВ_1-2 и Ю₁^1а, а по остальным продуктивным пластам керн изучен в небольшом объеме с близкими значениями проницаемости образцов или совсем не исследовался. В связи с этим при геологическом и экономическом обосновании коэффициента нефтеизвлечения Ватьеганского месторождения /2, 3/ для учета неоднородности пластов по проницаемости средний коэффициент вытеснения нефти водой от средней проницаемости продуктивных пластов А месторождений Среднего Приобья (для пластов АВ₃ и АВ₈) и БС северной части месторождений Сургутского свода (для пластов БВ₁, БВ₆², БВ₇¹, БВ₁₀ и ачимовской толщи). Указание зависимости получены по данным обоснования средних коэффициентов вытеснения нефти водой соответственно 42 м 12 продуктивных пластов и имеют следующий вид:

=-0,01980(lg K)² + 0,2021kgK + 0,2721;

=0,0945lg K + 0,4691,

где К - средняя проницаемость пластов, мД.

На основе анализа имеющихся геолого-промысловых данных были приняты следующие средние значения проницаемости для пластов АВ₃ - 170мД, АВ - 120мД, БВ₁ - 80мД, БВ₆² - 30мД, БВ₇¹ - 47мД, БВ₁₀ - 49мД и ачимовской пачки - 18мД.

При обосновании среднего коэффициента вытеснения нефти водой указанными способами получены следующие величины:

АВ_1-2 - 0,64; АВ₃ - 0,62; АВ₈ - 0,61; БВ₁ - 0,65; , БВ₆² - 0,61; БВ₇¹ - 0,63; БВ₁₀ - 0,63; ачимовская пачка - 0,59; Ю₁^1а - 0,62.

В лабораторных условиях с образцами керна и пластовыми жидкостями продуктивных пластов Ватьеганкого месторождения опыты по определению фазовых проницаемостей и кривых капиллярного давления в зависимости от водонасыщенности модели пласта не проводились.

3. Приборы, применяемые при исследовании скважин

Скважинные приборы для глубинных измерений подразделяют на автономные (с местной регистрацией) и дистанционные, обеспечивающие передачу сигнала по грузонесущему электрическому кабелю и регистрацию показаний в наземной аппаратуре. Местная регистрация осуществляется пишущим пером на диаграммном бланке, перемещаемом с помощью часового привода. Обрабатывают такие записи с помощью различных приспособлений для линейных измерений: микроскопов, компараторов (обычно полевых компараторов типа К-7 с четырех или десятикратным увеличением) и отсчетных столиков.

Спуск приборов в работающие скважины с избыточным давлением на устье осуществляют с использованием лубрикаторов, устанавливаемых на фонтанные арматуры. Лубрикатор представляет собой трубу, имеющую на одном конце фланец, а на другом - сальник для уплотнения проволоки или кабеля, на котором спускается прибор в скважину. Автономные приборы спускают на проволоке диаметром 1,6 - 2,2 мм с помощью лебедки ЛС - 16 , ЛСГ - 1, установки для исследования скважин типов Азинмаш -8 А, Азинмаш-8 В, 3УИС, дистанционные приборы - на кабеле с помощью автоматической исследовательской станции АИСТ, в которой кроме каротажной лебедки имеется наземная измерительная аппаратура. Глубина спуска приборов контролируется по показаниям механического счетчика или электрического счетчика глубин. В высокодебитных скважинах к глубинному прибору подвешивается грузовая штанга. Для предотвращения аварийных ситуаций, с повреждением брони кабеля или образованием петель на проволоке, применяют устройство (УЛА -1), устанавливаемое между лубрикатором и фонтанной арматурой.

Прямые измерения давления скважинными манометрами геликсными (автономными типа МСУ, МГН-2, МГТ-1, дистанционными типа МГН -5), пружинно-поршневыми (автономными типа МГН-1, МПМ-4 и дистанционными типа МГД -36) дифманометрами (прямого действия ДГМ -4М и компенсационными «Онега -1», «Ладога-1»). Диаметр корпуса их 25-36 мм, верхние пределы измерения абсолютного давления до 100 Мпа, наибольшее рабочее давление дифманометров 40 Мпа, область рабочих температур от- 10 до + 400 С. Для измерения дебитов (расходов) применяют дистанционные дебитомеры (типа РГД -2М, «Кобра-36Р», ДГД -6Б, ДГД -8)и расходомеры (типа РГД-3, РГД-4, РГД-5). Диаметр корпуса дебитомеров 26-42 мм, пределы измерения 5 -200 м3/сут, 50 Мпа, 120 С. В дебитомерах применяют пакеры зонтичного и фонарного типов, раскрываемые с помощью двигателей, а также абсолютные пакеры, раскрываемые с помощью насосов. Расходомеры обычно являются беспакерными. ВНИИКАнефтегаз разработал расходомер «Терек -3» с зонтичным бесприводным пакером для измерения расходов горячей воды. ВНИИнефтепромгеофизикой разработаны термокондуктивные скважинные расходомеры типа СТД (СТД-2, СТД-4, СТД-16) как индикатор движения жидкости, особенно в диапазоне малых скоростей. Диаметры их 16 - 36 мм, чувствительность 0,5 м3/сдут. Они могут быть использованы также для измерения температуры до 80 С.

В последнее время находят применение комплексные приборы: скважинные расходомеры-влагометры ВРГД-36, «Кобра-36РВ», дистанционный прибор ДРМТ -3 (для измерения до 60 Мпа и температуры до 180 С в фонтанных и насосных скважинах), комплексная аппаратура «Поток 5» (для измерения давления до 25 Мпа, температуры до 100 С, расхода 6-60 или 15 -150 м3/сут и влажности жидкости до 100 %, диаметр корпуса 40 мм, имеется локатор сплошности, обеспечивающий точную привязку данных к разрезу скважины).

4. Анализ текущего состояния и эффективности применяемой технологии разработки

4.1 Анализ современной структуры фонда скважин и показателей их эксплуатации

По состоянию на 01.01.2002 г. общий фонд пробуренных и принятых на баланс добывающими предприятиями скважин составлял 3364 единиц, в том числе стволов и 46 разведочных скважин. Распределение фонда по предприятиям показано в таблице 3.4. В пределах лицензионных участков Ватьеганской площади пробурены 122 разведочные скважины.

Интенсивное разбуривание месторождения было начато в 1985 г. Объемы проходки вплоть до 1991 г. составляли 800-1100 тыс. м в год, что позволило ежегодно вводить в среднем по 400 новых скважин. В 1992-1995 г.г. объемы бурения сократились до 150 тыс. м, а в последующие три года - до 60-80 тыс. м в год. Соответственно замедлились и темпы ввода новых скважин: вначале до 120-140, а в 1995-1999 г.г. до 40 скважин в год (табл. 4.1, рис. 4.1). С 2000г. темпы разбуривания месторождения вновь возросли, ввод новых скважин в 2000 г. составил 73 единицы, а в 2001 г. -108.

Сначала освоения месторождения в его разработке участвовали 3364 скважины (98 % пробуренных), в том числе добыча нефти осуществлялась из 3321 скважины, под закачку воды использовали 613 скважин, из которых 569 первоначально отрабатывалась на нефть (см табл. 4.1).

Наблюдаемое количественное несоответствие между фактической принадлежностью части скважин и их проектным назначением обусловлено двумя основными причинами. Во-первых, большинство проектных скважин пласта АВЗ были сразу освоены на объект АВ1-2 (причины излагаются ниже), и, во-вторых, 117 скважин либо поочередно, либо одновременно, эксплуатировали 2 и более объектов.

Рисунок 4.1 а) Динамика ввода скважин в эксплуатацию б) Динамика пробуренного и действующего фонда скважин

На 01.01.2002 г. в действующем добывающем фонде числились 2182 скважины, в том числе в 23 скважинах совместно эксплуатировались два и более объекта. Закачка воды велась в 517 скважин, 563 нагнетательных скважин находились в отработке на нефть. В бездействии и консервации находились 580 добывающих и нагнетательных скважин (501 добывающая и 79 нагнетательная). За весь период разработки на месторождении ликвидированы 54 скважины, в контрольный и пьезометрический фонд переведены 85 скважин. Легко видеть, что как по предприятиям, так и по месторождению в целом 89% фонда обслуживают два наиболее крупных и освоенных объекта, которые в основном и определяют большинство интегральных и дифференциальных показателей разработки всего месторождения. Распределение скважин, участвовавших в добыче нефти по ее накопленной величине, показано на рис. 4.2а.

Рисунок 4.2 Распределение скважин Ватьеганского месторождения по величине: а) накопленной добычи нефти; б) накопленной добычи жидкости; в) накопленной закачки воды.

Практически вся накопленная на дату анализа добыча нефти (порядка 95%) получена из 60 % перебывавших в эксплуатации скважин. Остальные 40% (более 1300 единиц) отобрали примерно 3,5 млн. т нефти или около 3 тыс. т на скважину, Доля высокопроизводительных скважин (суммарная добыча более 50 тыс. т) составляет 18%, в их число входят 315 скважин, отобравших 100 и более тыс. т нефти каждая. В среднем, на одну скважину, участвовавшую в добыче, приходится по 33,8 тыс. т нефти.

Дифференциация скважин нагнетательного фонда по объемам накопленной закачки выражена слабее (рис. 4.2в). Около 30 % скважин характеризуются средней величиной объема закачки до 200 тыс. м³, или в 5-10 раз ниже, чем по наиболее 'приемистым' скважинам. Доля последних в нагнетательном фонде составляет всего 7 %. В среднем в каждую скважину закачано 463 тыс. м³ воды.

Основные показатели эксплуатации скважин действующего добывающего и нагнетательного фонда за декабрь 2001 г. приведены на рис. 4.3. Средние дебиты нефти и жидкости составили 10.1 и 40 т/сут при диапазоне изменения 0.03-179 и 0.3-399 т/сут соответственно. Более половины добывающих скважин работали с дебитом нефти менее 5 т/сут. Практически все скважины добывали обводненную продукцию (безводный фонд составлял 0.7 %). С обводненностью до 20 % работали 343 скважины (16% действующих), с обводненностью 80-99% - 789 скважин (36%).

Приемистость нагнетательных скважин варьировала от единиц до 1447 м³/сут при средней величине 180 м³/сут. Половина скважин нагнетательного фонда работала со средней приемистостью порядка 60 м /сут.

В 2001 г. было введено из бурения в добычу 107 новых скважин (44 - в ООО «ЛЗС» и 63 - в СП 'Ватойл'). На рис.4.4 представлены начальные показатели работы данного фонда.

Основными способами эксплуатации скважин на месторождении на дату анализа являлись установки ЭЦН и ШГН, причем доля ШГН составляла более 47% (1052 скважин) доля ЭЦН - 80% (1158 скважин). Основная часть добычи нефти получена за счет ЭЦН и чуть более 20% - установки ШГН.

Рисунок 4.3 Распределение скважин Ватьеганского месторождения по величине: а) дебита нефти; б) дебита жидкости; в) обводненности; г) приемистости.

Рисунок 4.4 Показатели работы новых скважин, введенных в 2001 г.

Основную часть фонда составляют скважины оборудованные ШГН - 51,8%, ЭЦН - 48,1% и две скважины объекта АВ1-3 фонтанируют.

Объект АВ1-3

Бурение эксплуатационных скважин на горизонты АВ1-2 и АВЗ было начато в 1983г. и проводилось высокими темпами вплоть до 1991г. Максимальное количество - 327 новых скважин - было введено в добычу в 1989г. В последующие годы объемы бурения и ввод новых скважин снизились, в 1999 г. было введено всего 36 новых добывающих скважин. В 2000 - 2001 г.г. введено соответственно 50 и 72 новых скважин. Наибольшее количество нагнетательных скважин было введено также в 1989 г. - 61. Целевое бурение проектного нефтяного фонда специально на пласт АВЗ было завершено в 1989 году.

По состоянию на 01.01.2002г. по объекту АВ1-3 числилось 2096 добывающих и 470 нагнетательных скважин. На объект было переведено с нижележащих горизонтов 85 добывающих и 3 нагнетательные скважины. В целом по объекту АВ1-3 в бездействии находились 143 добывающих и 37 нагнетательных скважин. По ООО «ЛЗС» эти показатели составляют, соответственно, 112 и 37, по СП «Ватойл» -.29 добывающих скважин. На участке ЗАО «Еганойл» в бездействии числялись 2 скважины. В консервации по АВ1-3 находилась всего 191 скважина (186 добывающих и 5 нагнетательных). По ООО «ЛЗС» в консервации были 185 добывающих и 5 нагнетательных, по СП «Ватойл» одна скважина в консервации.

На участке, разрабатываемом ООО «ЛЗС», расположена основная доля скважин горизонта: 81% добывающих и 82% нагнетательных. За СП «Ватойл» числятся примерно 18% добывающих и 18% нагнетательных скважин, за ЗАО «Еганойл» - менее 1% добывающих. Значительное количество скважин в нагнетательных рядах на дату анализа находилось в отработке на нефть (486 скважин или около 50 % от имеющегося нагнетательного фонда в целом по объекту). По участкам ООО «ЛЗС», СП «Ватойл» эти показатели составляют, соответственно, 416 скв., 70 скв.

В среднем по объекту на 01.01.02 дебиты одной скважины по нефти составляли 10.5 т/сут, по жидкости 46,5 т/сут. Средние дебиты были несколько меньше по ООО «ЛЗС» - 9,1 т/сут и 38,3 т/сут и примерно вдвое выше по СП «Ватойл» - 16 т/сут и 79,5 т/сут и ЗАО «Еганойл» -17,8 т/сут и 60,4 т/сут, соответственно.

По пласту в целом, так же как и по ООО «ЛЗС» (ЗАО «Еганойл» включен в ООО «ЛЗС»), более половины скважин были низкопродуктивными (менее 5 тонн нефти в сутки) - 58% от действующего фонда, причем дебиты нефти ниже 1 т/сут имели 17% от действующего фонда скважин. С дебитами нефти от 5 до 20 т/сут работало по объекту в целом 20,3% скважин и по ООО «ЛЗС» 23,6 %, с дебитами от 20 до 100 т/сут - 14,2 % (от добывающего фонда) и 13,2% (от действующего фонда). Дебиты нефти более 100 т/сут имели всего 8 скважин (0,5 %). Таким образом, основной добывающий фонд горизонта АВ1-3 низкопродуктивный и дает менее 5-10 т/сут нефти на скважину. Число скважин в группах при переходе к более высоким значениям дебита резко уменьшается.

По ЗАО «Еганойл» более половины действующих скважин компании (10 скважин) имели дебиты от 5 до 30 т/сут и 3 скважины (21%) давали от 30 до 60 т/сут нефти. В фонде ЗАО «Еганойл» нет ни одной скважины с дебитом нефти выше 60 т/сут.

В СП «Ватойл» ситуация несколько более благоприятна. Дебиты нефти менее 5 т/сут имели 43,2 % скважин, в том числе менее 1 т/сут - 12,3%. От 5 до 20 т/сут давали 32,3 % скважин, от 20 до 100 - 22,7 %, более 100 т/сут - 1,8%.

Дебиты скважин объекта АВ1-3 по жидкости изменялись в пределах от нескольких т/сут до более 398 т/сут. На 01.01.02 г. к наиболее высокодебитным относились 13 скважин СП «Ватойл», которые отбирали по 300 - 398 т/сут жидкости, в том числе скважины 2082 (398 т/сут), 2289 (380,6 т/сут), 2351 (374,8 т/сут), и скважины 2206 (302 т/сут), 5294 (355,9 т/сут) на участке ООО «ЛЗС».

В отличие от дебитов скважин по нефти, распределение скважин по дебитам жидкости характеризуется зависимостью с двумя максимумами, расположенными в области как минимальных (5 т/сут и ниже), так и средних (в диапазоне от 20 до 100 т/сут) значений. Относительный минимум приходится на группу скважин с дебитом по жидкости от 10 до 20 т/сут. Такая закономерность характерна для всех участков, разрабатываемых компаниями. Почти 40 % от общего количества скважин являются низкодебитными (до 10 т/сут). В ООО «ЛЗС» доля таких скважин несколько выше -43,2%. По объекту в целом и ООО «ЛЗС» количество скважин в группах резко снижается в области значений выше 200 т/сут.

В СП «Ватойл» доля низкодебитных по жидкости скважин относительно меньше, чем в ООО «ЛЗС», и составляет 26 %. В то же время, процент средне- и выеокодебитных (от 50 до 200 т/сут) скважин больше - 43%. Кроме того, СП «Ватойл» располагает относительно наибольшим фондом скважин, дающих более 200 т/сут жидкости (30 скважин или 9 % от действующих добывающих скважин компании).

Распределение добывающего фонда по способам эксплуатации отражает сложившуюся структуру дебитов скважин по жидкости. С самого начала разработки добывающие скважины эксплуатировались механизированным способом, и лишь малая доля их - всего 104 скважины - некоторое время фонтанировали. Последние фонтанные скважины были переведены под насосную эксплуатацию в 1997 году. В настоящее время весь добывающий фонд механизирован, основными способами эксплуатации являются установки ЭЦН и ШГН, и на объекте АВ1-3 две скважины фонтанируют.

В целом по объекту АВ1-3 на 01.01.02 число скважин с ШГН составило 785 (47,3% от общего числа действующих скважин), с ЭЦН - 871 (52,5 %). Подобное распределение характерно для СП «Ватойл», где больше половины действующего фонда работало с ЭЦН, тогда как на участках смежников большую долю составляли скважины с ШГН. В ООО «ЛЗС» действовало 624 скважины с ЭЦН (47% от общего числа действующих скважин), в ЗАО «Еганойл» -16 скв. (71%) ЭЦН и 7 скв. (30%) ШГН.

Средние дебиты скважин за декабрь 2001 г., оборудованных ШГН, во всех компаниях примерно одинаковы и составляли по ООО «ЛЗС» - 2,5 т/сут нефти (6,5 т/сут жидкости), СП «Ватойл» -2,8 т/сут (5,4 т/сут) и ЗАО «Еганойл» -1,9 т/сут (7,5 т/сут). Дебиты скважин с ЭЦН в ООО «ЛЗС» составляли в среднем 16,6 т/сут нефти (74,3 т/сут жидкости), тогда как в СП «Ватойл» они были выше - 20,8 т/сут (106,5 т/сут).

Характер обводнения скважин в пределах объекта изменяется в самых широких пределах - от длительной работы скважин с относительно низкими величинами обводненности (не более 10 - 15%) до быстрой, фактически мгновенной, обводненности до величин 60, 70 и более процентов, причем последний случай является достаточно широко распространенным.. В пределах месторождения достаточно сложно выявить закономерность положения скважин, характеризующихся тем или иным характером обводнения (он зависит от целого набора геолого-физических и технических факторов), однако краткий анализ показал, что первый тип динамики обводнения чаще встречается в скважинах, эксплуатировавших только верхний пласт АВ1, тогда как второй характеризует те скважины, где вскрыт пласт АВ2₅ либо весь продуктивный интервал АВ1-2.

Безводную нефть дают лишь единичные скважины, находящиеся на участке ООО «ЛЗС». Число скважин с невысокой обводненностью до 20% составляет на дату анализа по объекту 157 скважин (9,4 %). 1226 скважин или 73,2 % от общего числа имеют обводненность от 50 до 90% и около 22 % обводнены более чем на 90%. По отдельным предприятиям картина отличается от общей незначительно. Для всех предприятий характерно, что практически весь добывающий фонд дает нефть с водой и более половины скважин имеют обводненность выше 50%. В СП «Ватойл» доля скважин с низкой обводненностью выше, чем в среднем по горизонту, но и высокообводненных скважин также больше.

За период разработки объекта в эксплуатации на нефть перебывало всего 2502 скважины. В среднем на одну скважину, участвовавшую в разработке, отобрано 38,6 тыс.т нефти против 76,5 тыс.т удельных извлекаемых запасов, приходящихся на одну скважину (с учетом добывающих, нагнетательных и резервных) по проекту . Для ООО «ЛЗС» средний отбор на скважину составляет 36,2 тыс.т, СП «Ватойл» - 50,3 тыс.т и ЗАО «Еганойл» - 27 тыс.т.

По величине накопленного отбора нефти скважины распределены крайне неравномерно. Наибольшие объемы нефти были получены из нескольких скважин на юго-востоке центральной части залежи на территории деятельности ООО «ЛЗС» и СП «Ватойл», где добыча на одну скважину достигла 402 - 517 тыс.т (скв. 1994, 622, 1979-ООО «ЛЗС» и 1927,1928,8733- СП «Ватойл»). Более 200 тыс.т нефти дали 95 скважин.

Согласно данным отчетности предприятий доля проблемных скважин в структуре добывающего фонда достаточно стабильна ж составляла в 1998 году 55% (1400 скв), в 1999 году 52% (1344 скв), в 2000 году 52% (1362 скв). Можно говорить и об определенной стабильности «нерентабельной» составляющей проблемного фонда при колебаниях цены на нефть. Расчеты показали, что при снижении цены с 19 до 15 долларов/баррель, то есть на 20%, фонд нерентабельных скважин возрастет на 100 единиц или на 10%. Аналогично, при увеличении цены до 23 долларов/баррель фонд нерентабельных скважин уменьшится на 120 единиц или 12%.

Диапазон дебитов нефти достаточно широк. Минимальные значения по объектам составляют от 0,02 т/сут (скв. 4608, БВ1-2) до 0,3 т/сут (скв. 4460, АВ8), максимальные 2,2 т/сут (св. 8141, АВ8) - 4,4 т/сут (скв. 5191, АВ1-3).

Средние нерентабельные дебиты нефти по объектам и недропользователям практически одинаковы и составляют 1,1 -- 1,4 т/сут. Дебиты жидкости по этой группе скважин меняются в достаточно широких пределах от 0,2 т/сут (скв. 4372, объект БВ1-2) до 214 т/сут (скв. 5191, объект АВ1-3), их средние значения по объектам и недропользователям варьируют от 2,8 т/сут (ЮВ1, ЛЗС) до 29,4 т/сут (БВ1-2, Ватойл). На рис.3.26 представлены гистограммы распределения нерентабельных скважин по дебитам нефти и жидкости.

Почти 40% скважин работали с дебитами нефти менее 1 т/сут, более половины отбирали от 1 до 2,5 т/сут и лишь 7% скважин имели суточную производительность более 2,5 т/сут, в том числе 1 скважина более 4 т/сут.

Анализ данных по дебитам жидкости позволяет в первом приближении обозначить основные факторы, обусловившие нерентабельность эксплуатации рассматриваемых скважин.

Определяющим фактором для скважин с дебитами жидкости менее 3 т/сут, а они составляют почти 40% нерентабельного фонда, является их низкая продуктивность. Такие скважины убыточны даже при безводной эксплуатации. Еще 40% нерентабельных скважин, имеющих дебиты жидкости от 3 до 10 т/сут, составляют промежуточную группу, для которой и продуктивность и обводненность оказывают существенное влияние на их экономический статус. Для скважин, имеющих дебиты жидкости более 10 т/сут, основным фактором пребывания в группе нерентабельных является высокая обводненность добываемой продукции.

4.1.1 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

В период с начала разработки по 1989 г. включительно проектными для месторождения являлись показатели, рассчитанные в Технологической схеме разработки 1984 г. (протокол ЦКР МНП № 1173 от 25.12.1985 г.) и в дополнении к ней (БашНИПИнефть, 1987 г. протокол Главгеологии МНП № 14 от 19.02.1988 г.), определившем проектные решения и уровни добычи по первоначально не рассматривавшемуся объекту АВ8. В этот период основные несоответствия достаточно быстро обнаружились между реальными и предполагавшимися продуктивными характеристиками пластов. Фактические дебиты новых скважин по жидкости и нефти оказались заметно ниже проектных (на 40-50%). Для поддержания проектных уровней добычи с 1986 г. были увеличены объемы эксплуатационного бурения и уже к 1990 г. фонд пробуренных скважин превышал проектный на 25%. Тем не менее за рассмотренный период фактическая накопленная добыча нефти все время отставала от проектной и на 01.01 1990 г. была ниже на 10%.

В 1989 г. фактическая годовая добыча жидкости впервые достигла проектного уровня, а добыча нефти превысила проектную на 7% за счет более низкой средней обводненности скважин. К этому времени заканчивается период интенсивного разбуривания месторождения и из стадии освоения оно переходит в стадию поддержания стабильного уровня добычи нефти, продолжающуюся с колебаниями вплоть до настоящего времени. Среднегодовая фактическая добыча в период 1990-1998 г.г. составила 7950 тыс. т с отклонениями от плюс 14% до минус 11%. К моменту перехода месторождения во вторую стадию разработки проектный фонд предусмотренный техсхемой (без учета резервных скважин) был разбурен на 52%. Неразбуренными оставались обширные периферийные зоны месторождения, содержащие запасы преимущественно более «низкого качества», чем центральная часть.

Основные проектные показатели разработки были скорректированы на период 1990-1995 г.г. в рамках работы по авторскому надзору. В течение двух первых лёт указанного срока фактическая добыча нефти даже превышала проектную несмотря на незначительное отставание в отборе жидкости. С этого же времени фактические средние дебиты скважин по жидкости соответствуют откорректированным проектным, а по нефти превышают их на 3-5%. Вместе с тем из-за значительного снижения темпов бурения, набранное к 1990 г. превышение фонда над проектом, быстро теряется и в период после 1991 г. отставание фактического действующего фонда от проектного все более увеличивается, достигая почти 10% к 1996 г. Еще более значительное отставание от проекта наблюдается по нагнетательному фонду скважин. Причем в отличие от добывающего, фактический нагнетательный фонд был ниже проектного с самого начала разработки месторождения. В период 1990-1995 г.г. по отношению к скорректированному (уменьшенному) в авторском надзоре проектному фонду нагнетательных скважин наблюдалось постоянное увеличение несоответствия, составившее к 1996 г. почти 40%. Этим объясняется начавшееся с 1992 г. отставание от проекта объемов закачки, хотя средняя приемистость была по прежнему выше проектной.

В 1996 г. основные проектные показатели разработки месторождения были пересмотрены ИКР Минтопэнерго РФ (протокол № 1954 от 01.12.1995г.). Проектный уровень добычи нефти был снижен с 9,3 млн. т до 8,1 млн. т и в период 1996-1998 г.г. расхождение фактических показателей и проектных имело в целом несущественный характер. Отметим лишь, что в эти годы фактическая обводненность впервые превысила проектную, причем это превышение имеет тенденцию роста.

В связи с образованием в 1995 г. двух новых добывающих предприятий (СП 'Ватойл' и ЗАО «Еганойл») и выделением в пределах площади месторождения соответствующих участков деятельности, проектные показатели на период 1996-2000 г.г. были утверждены ЦКР Минтопэнерго РФ как в целом по месторождению, так и по каждому предприятию отдельно. Проектные уровни до 2015 г. были утверждены ЦКР Минтопэнерго РФ в 1999 г. (протокол № 2464 от 27.10.99г. и протокол №2401 от26.08.99г.), где были скорректированы показатели 1999 г. и 2000 г.

В период 1999 - 2001 г.г. фактическая добыча нефти и жидкости превышали проектные показатели. Фактические средние дебиты скважин по жидкости и по нефти превышали проектные на 17-25 %. После 1998 г. сохранялся рост обводненности и превышение ее над проектной. Вместе с тем наблюдается снижения темпов бурения в период после 1991 г и только в 2001 г. объемы эксплуатационного бурения превысили проектные.

Следствием чего является превышение проектного действующего фонда скважин над фактическим с 1990 г. по 2001 г. включительно. Кроме того, наблюдается значительное отставание от проекта нагнетательного фонда скважин, хотя тенденция отставания от проекта объемов закачки начатая в 1992 г. после корректировки проектных показателей, в 1999 г., не сохранилась. В период с 1999 по 2001 г.г. фактическая годовая закачка превышает проект.

При сопоставлении проектных и фактических объемов годовой добычи нефти по недропользователям видно, что как ООО 'ЛЗС', так и СП 'Ватойл' в 1996-2001 г.г. ежегодно в различной степени превышали утвержденные цифры, а имевшее место незначительное невыполнение проектных объемов по месторождению в целом полностью относится на счет ЗАО «Еганойл».

Можно констатировать, что в пределах лицензионного участка ООО «ЛЗС» в рассматриваемый период времени расхождения фактических и проектных показателей по добыче и закачке в целом минимальны и лежат в пределах точности прогноза. В основном наблюдается превышение фактических показателей над проектными. Отставание по эксплуатационному разбуриванию, наблюдавшееся с 1996 г., было преодолено только в 2001 г.

В пределах лицензионного участка СП 'Ватойл' в части показателей добычи отмечалось заметное перевыполнение проектных цифр, кроме 2001г., когда фактическая добыча нефти снизилась на 6 %. Суммарная добыча нефти за три года (с 1999 г. по 2001 г.) практически равна проектной, а фактическая добыча жидкости примерно на 14 % превысила проект. Действующий фонд добывающих скважин в 2001 г. был больше проектного на 13%. Такое превышение проектных уровней добычи по жидкости объясняется постоянным ростом средней продуктивности действующего фонда, особенно за счет вводимых из бурения новых скважин, по которым средний фактический дебит жидкости превышает проектный с 1996г. по 2001 г. включительно. В целом в 1996-2001 г.г. разработка участка СП 'Ватойл' сопровождается мероприятиями, направленными на форсирование отборов жидкости, одним из следствий которых является и более высокая, чем планировалось, обводненность добывающей продукции.

Резюмируя сказанное выше, можно констатировать, что в истории освоения Ватьеганского месторождения выделяются три этапа планирования и осуществления проектных решений и прогноза технологических показателей разработки. Первый этап охватывает период времени с начала проектирования разработки месторождения по 1989 г., когда были проанализированы первые итоги реализации первоначальных проектных решений. Второй этап (1990-1995 г.г.) характеризуется, главным образом, совершенствованием ранее принятых проектных решений в части их увязки с существенно обновившимися данными о геологическом строении месторождения. Проектные показатели на этот период времени были скорректированы с учетом фактических данных о реальной продуктивности скважин и сложившейся ситуации с разбуриванием. Третий этап, начавшийся с 1996 г., можно квалифицировать как период дальнейшего развития уже реализованных и выработки новых проектных решений по разработке месторождения, базирующихся на генеральном пересчете запасов нефти, проведенным по состоянию на 1.01.99г.

Ниже приводятся сведения о соотношении проектных и фактических показателей по основным объектам разработки.

Поскольку в технологической схеме пласты АВ1-2 и АВЗ рассматривались как самостоятельные объекты, в данном разделе информация по их разработке приводится как совместно, так и раздельно.

Эксплуатационное разбуривание залежей АВ1-2 и АВЗ было начато в 1984-85 гг. на первоочередном участке в районе кустовых площадок №№32, 33, 38, 39, 40, 41,42, 46 и 47 по самостоятельной квадратной сетке 5 00x5 00м на каждый объект, согласно технологической схеме СибНИИНП 1984 г [12].

Закачка воды в пласты АВ1-2 осуществлялась с середины 1985 года. Согласно проекту, для закачки используют воды двух типов - сеноманскую и промысловую сточную. Начальная приемистость скважин составляла около 330 м³/сут при давлении на устье 11,5- 12,5 МПа.

Система нагнетания преимущественно рядная, однако ее формирование не завершено до сих пор, и большое количество скважин в нагнетательных рядах либо находится в отработке на нефть, либо простаивает по разным причинам. В пределах месторождения можно выделить 14 рядов нагнетательных скважин. Кроме того, в центральной части месторождения расположено еще несколько десятков нагнетательных скважин, формирующих сочетание площадной и избирательной (очаговой) систем воздействия на пласт. Элементы такой системы формируются в настоящее время также в юго-восточной части залежи, в пределах лицензионного участка деятельности СП 'Ватойл'.

Начальная стадия разработки объекта АВ1-3 продолжалась до 1991 года, когда был достигнут максимальный уровень добычи нефти 7962 тыс. т в год (по пласту АВ1-2 7950,9 тыс.т.). В этот период показатели текущей и накопленной добычи нефти и жидкости практически совпадали с проектными благодаря интенсивному разбуриванию горизонта и формированию системы воздействия на него. Однако проектные отборы нефти на начальной стадии были обеспечены, главным образом, за счет опережающего ввода добывающих скважин в 1987-1989 гг. Впоследствии объемы эксплуатационного бурения были снижены, и проектные показатели по вводу новых скважин не выдерживались. В то же время, средние величины дебита скважин по нефти и по жидкости в эти годы (кроме 1991 г.) были ниже запроектированных. Дебиты новых скважин горизонта АВ1-2 по нефти в первые годы были близки к проектным и составляли от 27 до 32 т/сут, но, начиная с 1986 года, также оказывались постоянно ниже (16,6 - 22 т/сут). Фактическая динамика нарастания обводненности продукции пластов АВ1-2 на начальной стадии оказалась более благоприятной, чем проектная. В то же время, обводненность по АВЗ практически с самого начала его эксплуатации была высокой и составляла от 70 до 88 %, тогда как по проекту на этот период предусматривался постепенный рост с 25 до 73 %. В течение 1985-1991 гг. средняя обводненность продукции горизонта АВ1-2 варьировала от 20,7 % до 25,4 % и в 1991 году составила 23,2%.

Создание системы поддержания пластового давления отставало с точки зрения ввода под закачку новых нагнетательных скважин. Ежегодно вводили всего от одной четвертой до двух третей от запроектированного количества нагнетательных скважин, в результате чего к концу 1991 года под закачкой находилось всего 215 скважин вместо 282 по проекту (пласт АВ1-2). Несмотря на это, объемы закачки воды в пласты горизонта АВ1-2 были постоянно близки к проектным или превышали их вплоть до 1991 года, когда эти показатели практически сравнялись на уровне порядка 14,5 млн. м³ в год. Фактически средняя приемистость скважин в первые годы в два с половиной раза превышала проектную и составляла по пласту АВ1-2 в 1985 году 333 м³/сут и в 1986 году - 272 м /сух. В дальнейшем величина среднегодовой приемистости постепенно снизилась до 216 м /сут. в 1991г. Согласно последней уточненной разбивке пластов АВ1-2 и АВЗ все нагнетательные скважины оказались освоенными в интервале пласта АВ1-2, то есть непосредственно в пласт АВЗ закачки не было. Текущая и накопленная компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях в 1991 году по горизонту АВ1-3 в целом составила 119 и 120 % соответственно.

К концу 1991 года в целом по горизонту АВ1-2 в эксплуатационном фонде числилось 1416 добывающих и 215 нагнетательных скважин. Накопленная добыча нефти составила 29,5 млн. тонн. Накопленное водонефтяное отношение 0,3. В последующие 3 года (1992 - 1994 гг.) произошло резкое падение добычи нефти до 6140 тыс. т/год в 1994г., добыча жидкости поддерживалась на постоянном уровне 10,2 -13,0 млн. т/год. Главными причинами снижения отборов нефти являлись: более низкие, чем по проекту, дебиты скважин по жидкости (до 1991г.); нарастание обводненности, которая достигла в 1994 году 43,4 %; отставание в темпе ввода новых скважин с 1990г. и ускоренное выбытие скважин добывающего фонда. На конец 1994 года общий добывающий фонд составил 1616 скважин вместо 1930 по проекту. Дебиты новых скважин по нефти были до 1997г. постоянно на 5 - 70 % ниже запроектированных. Годовой объем закачки воды, составивший в 1992 году 14,9 млн. м³, был резко снижен до 11,4 млн. м³ в 1994 году (59 % от проектного), что не компенсировало отбора жидкости в пластовых условиях (текущая компенсация 91 %, накопленная 113,9 %).

Затем, начиная с 1994 года и до 1998 г., вследствие наращивания добывающего фонда, увеличения объемов нагнетания воды и проведения геолого-технических мероприятий отборы жидкости постоянно увеличивались при более интенсивном нарастании обводненности. Отмечался рост уровней добычи нефти с 6140 тыс. т в 1994 году до 6848 тыс. т в 1998 году. В то же время, по ряду основных показателей даже проектные цифры, скорректированные в сторону уменьшения Протоколом ЦКР 1995 г. , как правило, не выполнялись. Уровни добычи нефти составляли 95 - 97 % от проектных, количество введенных новых добывающих скважин - от 40 % до 93 %, объемы нагнетания воды составляли в среднем 90 %.

За 1998 год по пласту АВ1-2 в целом было добыто 6848 тыс. тонн нефти (96 % от проекта) и 19352,7 тыс.т. жидкости. Годовой темп отбора нефти составил 2.4 % от начальных извлекаемых запасов (по проекту 3,1 %. протокол ЦКР 1954 от 01.12.95). Среднегодовая обводненность продукции достигла 64,6 % против 56,8 % по проекту (по АВЗ - 79,8 % против 87,9 %). Объем закачки воды - 18,966 млн.м³/год (88 % от проектного), текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях-90,2 %.

В 1999 г. были пересмотрены и утверждены новые проектные показатели до 2015г. (протоколы ЦКР №2462 от 27.10.99г. и №2401 от 26.08.99г.). Пласты АВ1-2 и АВЗ рассматривались в этих проектных документах как единый объект. Фактические уровни добычи нефти в течение 1999-2001г.г. составляли около 94% проектных уровней, и в 2001 г. добыча нефти составила 6465 тыс.т. против 6818 тыс.т. по проекту. Годовая добыча жидкости также превышает проект. Превышение фактических показателей над проектными обусловлено более высокой производительностью новых скважин, чем по проекту (2000-2001г.г.), хотя ввод новых добывающих скважин в 1999г. и 2000г. был ниже проектного на 15%. Только в 2001г. объемы эксплуатационного бурения были увеличены и фактический ввод новых скважин превысил проектный на 20%. Среднесуточные годовые дебиты нефти и жидкости и дебиты новых скважин в течение 1999-2001г.г. были выше проектных, кроме 1999 г., когда дебиты нефти новых скважин были на 30% ниже проекта. Среднегодовая обводненность продукции в 2001г. достигла 76,7 % против 70,7 % по проекту. Объем закачки воды составил 29354,4 тыс.м³/год (на 35 % выше проектного), текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях -100,4 %.

На 1.01.2002 г. накопленная добыча нефти составила 96693 тыс.т. (99% от проекта). Водонефтяной фактор составил 0,5, накопленная компенсация отбора закачкой -102 %. Действующий фонд добывающих скважин составил 1681 скважину (86% от проектного), в том числе 280 нагнетательных в отработке на нефть, действующий фонд нагнетательных скважин составил 419 скважин (на 7 % выше проектного).

Таким образом, в настоящее время разработка залежей горизонта АВ1-3 в целом находится во второй стадии, характеризующейся постоянной добычей нефти. Текущая и накопленная добыча нефти близки к проектным, тогда как фонд добывающих скважин был ниже проектного, а обводненность продукции - выше. Объемы закачки воды и нагнетательный фонд скважин выше проектных значений. Принимая во внимание текущую высокую обводненность продукции и быструю динамику ее нарастания, следует ожидать в ближайшие годы начала падения добычи нефти, то есть перехода к третьей стадии разработки горизонта.

До 1995 года, то есть момента создания компаний СП 'Ватойл' и ЗАО 'Еганойл', разработку всего Ватьеганского месторождения вело ООО 'ЛЗС'. После выделения самостоятельных участков деятельности двух новых предприятий в ведении ООО 'ЛЗС' осталась площадь цехов 1, 2, 3, 5 и 6, на которой было расположено около 82 % от общих начальных геологических запасов и где в 1994 году было добыто 77 % от годовой добычи нефти из горизонта АВ1-3. Геологические запасы на участке цеха 4, отошедшего к СП 'Ватойл', составляют порядка 18 % от общих по объекту, на участке ЗАО 'Еганойл' - менее 1 %. Ниже дается краткий анализ процесса разработки объекта после 1995 года отдельно по площадям, разрабатываемым тремя компаниями.

Участок ООО «ЛЗС»

По площади характер изменения добычи нефти был неодинаков: в центре и на юго-восточной периферии (цеха 1 и 5) уровни добычи в течение нескольких последних лет падали, на севере (цеха 2 и 6) поддерживались примерно на постоянном уровне, а на западе и юго-западе (цех 3) - возрастали.

Анализ динамики добычи по группам скважин с разной величиной накопленной добычи нефти на одну скважину на 01.01.2002г. показал, что темпы добычи нефти из скважин, отобравших более 100 тыс.т нефти (222 скв.), в последние годы снизились из-за резкого обводнения продукции, тогда как среднегодовой действующий фонд оставался постоянным и составлял от 90 до 100 % от общего числа скважин в группах. В группах с добычей от 20 до 100 тыс.т/скв в последние годы число действующих скважин увеличивалось благодаря проводимым геолого-техническим мероприятиям, а обводненность нарастала с небольшим темпом. Текущая добыча из скважин в группах со средним накопленным отбором от 50 до 100 тыс.т/скв была примерно постоянной, а с пониженным отбором от 5 до 50 тыс.т/скв -- заметно увеличивалась как следствие того, что именно на этих скважинах проводилось большинство ГТМ. В группах с добычей от 5 до 10 тыс.т/скв и менее 5 тыс.т/скв число работающих скважин снижалось вследствие остановки низкодебитного высокообводненного фонда. Участие групп скважин в текущей добыче нефти характеризовалось возрастанием доли средне- и низкопродуктивных скважин.

За 2001 год на площади ООО 'ЛЗС' из пластов объекта АВ1-3 было добыто 4370,2тыс.т нефти и 13663.3 тыс. т воды. Среднегодовая обводненность продукции достигла 75,8%, объем закачки воды - 19,219 млн.м³/год, текущая компенсация отбора жидкости закачкой в пластовых условиях 100.9 %.

5. Технология и техника добычи нефти и газа

Ватьеганское нефтяное месторождение освоено путем кустового бурения. Сложившаяся система сбора и промысловой подготовки продукции скважин на участках всех недропользователей практически одна и та же.

5.1 Характеристика способов подъема жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования

За прошедший период эксплуатации объектов месторождения основной объем добычи нефти обеспечен механизированными способами (табл.5.1): электроцентробежными насосами (ЭЦН), штанговыми глубинными насосами (ШГН), установками ЭЖЕ (струйные насосы), диафрагменными насосами (ЭДН) и винтовыми насосами (ЭВН).

Таблица 5.1 Распределение накопленной добычи нефти по способам эксплуатации.

5.1.1 Фонтанная эксплуатация

Добыча нефти фонтанным способом осуществлялась в начальный период разработки месторождения отдельными скважинами. Всего этим способом эксплуатировалось около 200 скважин (около 6 % фонда), в последующем переведенных на механизированную добычу. Фонтанные притоки обеспечили добычу нефти на одну скважину в среднем около 1000 т (табл.5.2). Суммарная добыча нефти по месторождению фонтанным способом составила всего 176 тыс.т или менее 1 % от всего накопленного объема. На 01.01.02 г. этим способом эксплуатировались две скважины (скв.2806 и 5793).

Таблица 5.2 Средняя добыча нефти на одну скважину.

Ограниченный объем добычи нефти фонтанным способом объясняется неблагоприятным соотношением условий фонтанирования скважин и естественных физико-гидродинамических характеристик пластов! Этот вывод подтверждается результатами расчета характеристик фонтанирования по обобщенной методике расчета газожидкостных подъемников, разработанной в РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина (табл.5.3).

Таблица 5.3 Расчет минимального давления фонтанирования.

При поддержании пластового давления (на уровне начального) фонтанирование скважин разных пластов возможно при депрессиях от 0.9 до 4.8 МПа. Однако, проектные уровни добычи могут быть обеспечены при дебитах скважин, полученных в условиях депрессий величиной 7.3-12.6 МПа. Соответственно, забойные давления должны быть существенно ниже предельных минимальных Рзаб фонтанирования, что и обусловило перевод основного фонда скважин на механизированную добычу с начала их эксплуатации.

5.1.2 Механизированная эксплуатация скважин

За прошедший период на месторождении скважины эксплуатировались электроцентробежными насосами, штанговыми глубинными насосами, установками ЭЖЕ, диафрагменными и винтовыми насосами. Практически вся добыча обеспечена скважинами, оборудованными ЭЦН и ШГН (см. табл.5.1). Другие способы, испытывавшиеся в ООО «ЛЗС» (66 скважин) и СП «Ватойл» (22 скважины) не показали преимуществ перед ЭЦН и ШГН из-за высоких требований к условиям эксплуатации.

В 2001 г. 45 % скважин, дававших нефть, были оборудованы ЭЦН, 55 % оборудованы ШГН. Доля среднесуточной добычи нефти скважин, оборудованных ЭЦН, составила 84%, а скважин, оборудованных ШГН - лишь 16 %.

При анализе технических возможностей применения ЭЦН и ШГН по состоянию на 01.01.02 г. были использованы данные, приводимые в технологическом режиме на каждый месяц недропользователями. При анализе общий объем составил 1893 скважины, из них 927 ШГН и 966 ЭЦН.

Основным параметром, характеризующим эффективность использования глубинных насосов, является коэффициент подачи - отношение дебита (реальной подачи насоса) к теоретической при оптимальных условиях эксплуатации. Для установок ЭЦН условно под коэффициентом подачи далее будем понимать отношение дебита к паспортной подаче насоса.

Основным фактором, влияющим на эффективность работы глубинных насосов в условиях Ватьеганского месторождения, можно считать разгазирование нефти и попадание газа в насос. При анализе рассмотрена взаимосвязь коэффициента подачи и погружения насоса под динамический уровень, определяющего давление на приеме насоса.

Давлению на приеме насоса, равному давлению насыщения, при котором происходит выделение газа из нефти, соответствует высота столба жидкости над насосом от 900 м (с учетом затрубного давления и плотности пластовой нефти) до 720 м (также с учетом затрубного давления и плотности водонефтяной смеси). При таком погружении обеспечивается попадание в насос водонефтяной смеси без газа. Реально на месторождении погружение насоса под уровень изменяется от куля (уровень на приеме насоса - по 3 скважинам, оборудованным ШГН) до 2800 м (высокопродуктивные скважины, оборудованные ЭЦН).

При анализе по способам эксплуатации четкой взаимосвязи коэффициента подачи и погружения под уровень не прослеживается. Однако при отдельном рассмотрении выборки по скважинам с низкими коэффициентами подачи (менее 0.5 для ШГН и 0.8 для ЭЦН) может быть отмечена тенденция к снижению коэффициента подачи при уменьшении погружения под уровень для ШГН - при погружениях менее 400 м, для ЭЦН - при погружениях менее 600 м.

Для подъема жидкости используется широкий спектр насосов отечественного и -импортного производства. Доля импортных штанговых насосов составляет 12%, ЭЦН - 18% (87 из 927 и 182 из 966 соответственно).

В среднем при больших глубинах спуска насоса импортные ШГН имеют несколько лучшие показатели по сравнению с отечественными (коэффициент подачи на 25% выше - 0.52 и 0.44 соответственно), что, возможно, объясняется их большей степенью погружения под уровень (538 и 483 м соответственно).

По сравнению с ШГН глубина спуска ЭЦН на 20% больше. По максимальной глубине спуска отечественные и импортные ЭЦН практически не различаются (около 2300 м). Коэффициент подачи отечественных и импортных ЭЦН также близки по значениям. Однако наработка на отказ импортных установок примерно вдвое выше, чем у отечественных

В промысловой практике на Ватьеганском месторождении приняты в качестве минимально допустимых погружений насоса под уровень: ШГН - 300 м, ЭЦН - 600 м. С учетом того, что ЭЦН эксплуатируют в основном скважины со значительной обводненностью, можно считать, что для этих условий выделение газа не ухудшит существенно показатели работы насоса.

Исходя из этих величин, произведена оценка технической возможности увеличения добычи жидкости. Результаты приведены в табл.6.7. При этом предельно допустимый динамический уровень рассчитан исходя из принятого для месторождений Западной Сибири допустимого забойного давления на уровне 0.8 от давления насыщения.

Как видно, условия работы глубинно-насосного оборудования допускают увеличение депрессий в среднем в 1.7-2.3 раза. Такое изменение условий работы глубинно-насосного оборудования в первую очередь возможно в 17% фонда скважин, оборудованных ЭЦН, и в 26% фонда скважин, оборудованных ШГН. В целом это может обеспечить прирост добычи жидкости в 1.7 раза.

Результаты оценки технической возможности увеличения дебитов скважин использованы при формировании предложений по оптимизации работы скважин Ватьеганского месторождения.

При прогнозировании на перспективу использованы оценки дебитов жидкости, полученные с использованием гидродинамической модели по рекомендуемому варианту разработки, и принятые при этом темпы ввода скважин в эксплуатацию.

Как видно, прогнозируется увеличение фонда скважин, оборудованных ЭЦН, который и станет основным способом механизированной добычи на проектный период.

5.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Основные осложняющие факторы при эксплуатации скважин Ватьеганского месторождения связаны с отложениями в НКТ асфальто-смоло-парафиновых веществ (АСПО) и солей. Общее количество скважин с осложнениями оценивается на уровне 20% от действующего фонда. Для примера в табл.6.9 приведено распределение скважин по видам осложнений по ООО «ЛЗС». Как видно из данной таблицы, в 93 % случаев осложнения связаны с АСПО и только в 7 % - с солеотложениями.

Четких зависимостей осложнений от условий эксплуатации скважин и закономерности в расположении этих скважин по площади месторождения не выявлено.

В дополнение к применяющимся тепловым и механическим способам борьбы с отложениями парафина и асфальто-смолистых веществ предлагается использование для их предупреждения ингибиторов. Такими ингибиторами могут быть известные реагенты СНПХ-4204Б и СНПХ-7800 и импортные ХТ-48 и ХТ-54. Выбор реагентов и технологии их применения должен быть конкретизирован по результатам специальных лабораторных и промысловых исследований.

Конкретные мероприятия по предупреждению выпадения солей в НКТ требуют проведения специальных научно-исследовательских работ.

В связи с увеличением обводненносщ продукции и использованием в системе ППД подтоварных вод возрастает коррозионное воздействие на металл оборудования скважин и трубопроводов системы нефтесбора и водоводов. Основное воздействие коррозионных процессов отмечается в поверхностных коммуникациях.

По результатам научно-исследовательских работ, проведенных Управлением научно-исследовательских работ ТПП 'Когалымнефтегаз', интенсивность коррозионного воздействия связывается со структурой газожидкостного потока. По отдельным участкам скорость коррозии оценивалась на уровне до 0.6 мм/год [2]. В лабораторных и промысловых условиях с использованием образцов-свидетелей были испытаны различные ингибиторы коррозии отечественного и импортного производства. В частности, на участке СП 'Ватойл' по результатам испытаний показал высокую эффективность ингибитор 'Kemelix-1116X' с защитным эффектом до 96 % [3].

В проектный период рекомендуется продолжение работ по коррозионному мониторингу с испытанию новых ингибиторов коррозии, в частности, выпускаемых Когалымским заводом химреагнетов ТПП 'Когалымнефтегаз'.

5.3 Требования и рекомендации к системе ППД

Исходной базой для расчетов явились схемы и паспортные данные высоконапорных водоводов с указанием протяженности трубопроводов, их диаметров и толщин стенок, технологические режимы работы нагнетательных скважин, показатели разработки по кустам и др.

Давления на выкиде насосных агрегатов КНС, согласно промысловым данным, составляют: КНС 1,1Р - 14 МПа, КНС 2 - 14.5 МП, КНС 4 - 13.2 МПа, КНС 6 - 12.9 МПа, КНС 7 - 13.5 МПа, КНС 8 - 15.1 МПа, КНС 9-15 МПа.Расчетные участки высоконапорных водоводов ООО «ЛЗС» представлены в табл.5.4

Гидравлические расчеты водоводов действующей системы ППД (текущее состояние) указывают на то, что в большинстве случаев в системе не выдерживается требование «Норм технологического проектирования ВНТП 3-85, п.3.79» о потере напора на участке «КНС-ВРП» на величину не более, чем на 3-5% от рабочего давления КНС. Фактические перепады давления значительно превышают требуемые (до 50-60% от давления КНС). Согласно ВСН 51-2.38-85 скорость воды в трубопроводе должна быть до 1.5 м/с (в случае использования воды, не имеющей коррозионных свойств) или не более 1.0 м/с (при закачке пластовых и сточных вод).

Таблица 5.4 Расчетные участки высоконапорных водоводов Ватьеганского месторождения

Как показывают расчеты по высоконапорным водоводам системы ППД Ватьеганского месторождения, скорости движения воды в трубах во многих случаях в разы превышают критическое значение 1 м/с. Основные из них показаны на рис. 5.1

Рисунок 5.1 Схема водоводов ЦППД-В НГДУ ПН. КНС-1. Расчетный участок 1.

6. Требования к конструкциям скважин и производству буровых работ, методам вскрытия пластов и освоения скважин

6.1 Общие положения

Способы строительства скважин и обустройства Ватьеганского месторождения определяются особенностями орогидрографических, криологических и геологических условий.

Конструкции скважин следует выбирать с учетом геолого-технических условий буровых работ, назначения скважин (добывающая, нагнетательная и т.п.), способа эксплуатации (фонтанный, механизированный, совместная или раздельная эксплуатация), вида скважины (наклонно-направленная, пологая, горизонтальная или многозабойная), схемы заканчивания скважины в продуктивном объекте и типа бурового раствора для вскрытия продуктивной толщи. Конструкция скважины должна. Обеспечивать возможность бурения вторых стволов из обсаженных скважин с минимальными затратами на всех этапах разработки месторождения или отдельных объектов. Следует иметь в виду, что технические решения строительства скважин упрощаются благодаря тому, что в разрезе скважин нет горизонтов с аномально высокими пластовыми давлениями (АВПД) и газоносных пластов.

В целях интенсификации добычи нефти и повышения коэффициента извлечения нефти необходимо предусматривать использование накопленного опыта и современных методов вскрытия пласта, в том числе бурение наклонно-направленных скважин с малыми и большими углами входа в пласт, с несколькими стволами и бурение горизонтальных скважин.

6.2 Требования к конструкциям скважин, технологиям и производству буровых работ

6.2.1 Требования к конструкциям скважин

В соответствии с правилами безопасности конструкция скважин в части надежности должна обеспечивать:

максимально возможное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет оптимальной конструкции забоя и диаметра эксплуатационной колонны; применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, других методов повышения нефтеотдачи пластов; условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины; получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и перекрываемых ими кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых горизонтов и дневной поверхности; максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважин; доведение скважины до проектной глубины;

минимум затрат на строительство и эксплуатацию скважин.

Конструкция скважин должна характеризоваться количеством и размером обсадных колонн, диаметрами ствола под каждую колонну, интервалами цементирования колонн.

Конструкция должна обеспечивать проводку скважины до проектной глубины, надежную изоляцию всех вскрытых горизонтов, прочность и долговечность скважины как сооружения, достижения проектных режимов эксплуатации, возможность проведения ремонтных работ в скважине.

В скважину следует спускать несколько колонн. Для предупреждения обрушения неустойчивых верхних пород, размыва устья и соединения с циркуляционной системой спускается и цементируется до устья направление. Кроме своего прямого назначения, направление яв11яёТсТ^опоЖйтельной' мерой защиты пресных вод от загрязнений в случае недоподъема цементного раствора до устья за следующей колонной (кондуктором). Глубина спуска направления определяется конкретными условиями участка.

Для закрепления верхней части разреза, сложенного неустойчивыми породами, изоляции горизонтов, содержащих пресные воды, спускается и цементируется до устья кондуктор. Глубина спуска его также определяется местными условиями, в том числе возможностью дальнейшего углубления скважины.

Для укрепления всего ствола скважины, разобщения продуктивных и других вскрытых горизонтов, не перекрытых предыдущей колонной, эксплуатации скважины (извлечения или нагнетания жидкости или газа) спускается эксплуатационная колонна. Высота подъёма тампонажного раствора определяется толщиной подлежащих разобщению пластов и некоторыми другими условиями. Тампонажный раствор за эксплуатационной колонной поднимается на 100 м выше башмака предыдущей колонны. В нагнетательных скважинах и добывающих скважинах, расположенных в зоне влияния нагнетания, а также в разведочных скважинах должен обеспечиваться подъём тампонажного раствора до устья.

Эксплуатационная колонна может быть комбинированной и включать хвостовик, оснащённый фильтрами и пакерами.

В случае строительства горизонтальных скважин необходимо осуществлять также крепление неустойчивых отложений в нижней части разреза, расположенной над продуктивными объектами. Для этой цели необходимо предусматривать промежуточную колонну. Такая колонна может служить верхней частью комбинированной эксплуатационной колонны.

Для цементирования обсадных колонн в скважинах следует использовать тампонажный раствор нормальной плотности (1.81 - 1.85 г/см), который должен перекрыть продуктивные пласты и интервал на 150 м выше кровли верхнего продуктивного пласта. При цементировании промежуточных и эксплуатационных колонн интервал непродуктивных отложений следует перекрывать облегченным тампонажным раствором.

Эксплуатационную колонну следует спускать на 50 м ниже подошвы эксплуатационного объекта. Величина зумпфа в 50 м принята с запасом и обусловлена возможностью приема падающих в скважину элементов внутрискважинного оборудования и исключения необходимости проведения ловильных работ.

В зависимости от назначения и вида скважин на месторождении рекомендуется предусмотреть следующие варианты конструкций скважин:

1. Вариант 1 предназначен для обычных наклонно-направленных скважин с условно вертикальным участком в продуктивном пласте для раздельной эксплуатации или закачки воды для каждой группы объектов эксплуатации. Следует отметить, что для разведочных скважин и эксплуатационных скважин с функциями доразведки рекомендуется конструкция, предусмотренная для нагнетательных скважин.

2. Вариант 2 предназначен для добывающих горизонтальных скважин на один объект.

3. Вариант 3 предназначен для сооружения второго ствола из действующей добывающей скважины.

Необходимо отметить особенность конструкции действующей скважины со вторым стволом. Эта особенность состоит в том, что с помощью наддолотного эксцентричного расширителя можно обеспечить применение хвостовика, надёжно цементируемого в надпродуктивной зоне открытого ствола и снабжённого фильтром в продуктивном объекте.

6.2.2 Требования к технологиям и производству буровых работ

1. Требования к схеме кустования скважин

С учётом требований охраны окружающей среды в процессе строительства и эксплуатации скважин и экономии затрат на обустройство промыслов и эксплуатационное обслуживание скважин освоение месторождения будет вестись кустовым методом.

Кустование скважин производится исходя из условий, предъявляемых к профилям стволов скважин. В качестве основного критерия для выбора количества кустовых площадок принято максимальное отклонение проектных забоев наклонно-направленных скважин по кровле продуктивной толщи, равное 1100-1200 м, что соответствует достигнутому буровыми организациями технологическому уровню строительства наклонно-направленных и горизонтальных скважин и обеспечит надежную реализацию проектных профилей.

В процессе строительства кустовых площадок и скважин предусматривается ряд природоохранных мероприятий. С целью сокращения транспортных затрат и исключения нанесения ущерба окружающей среде основная часть оборудования должна быть завезена на кустовые площадки в зимний период автотранспортом большой грузоподъемности. При строительстве кустовых площадок производится отсыпка слоя песка толщиной не менее 1.5 м и щебня толщиной 0.6 м в зоне размещения бурового оборудования и изоляция естественного грунта пластиковыми материалами в зонах вероятных утечек горюче-смазочных материалов, химических реагентов, буровых и тампонажных растворов, а также обваловка кустовых площадок с целью локализации загрязнений при возможных авариях.

Размещение компоновок устьевого оборудования должно предусматриваться в ячейках 6 х 6 х 1.25 м, усиленных цементом для исключения растекания технологических жидкостей и возможности их перекачки для очистки и дальнейшего использования.

С целью обеспечения безопасного ведения буровых работ и ускорения ввода пробуренных скважин в эксплуатацию должно быть предусмотрено батарейное размещение скважин в кусте с расстоянием между скважинами в батарее не менее 5 м, а между батареями - не менее 15м. На одном кусте в зависимости от проектной схемы расположения скважин будет размещено 7-12 скважин. Для исключения возможности пересечения стволов скважин в процессе бурения для каждого куста скважин на стадии проектирования размещения кустовых площадок должны быть определено рациональное направление движения бурового станка с учетом проектных азимутов скважин, очередности их бурения, а также глубины забуривания наклонного ствола отдельных скважин в кусте в соответствии с положениями РД 39-018070-6.027-86 «Инструкция по бурению наклонных скважин с кустовых площадок на нефтяных месторождениях Западной Сибири».

2.Требования к технологиям буровых работ

На основе опыта строительства эксплуатационных скважин ОАО НК ЛУКОЙЛ и других нефтяных компаний при бурении наклонно-направленных и горизонтальных скважин целесообразно использовать способ бурения с гидравлическими забойными двигателями -- турбобуром и винтовым двигателем.

Рекомендуемая технология бурения наклонно-направленных скважин предусматривает набор зенитного угла по среднему радиусу искривления (не менее 143 м), что позволяет использовать отклонители на базе серийно выпускаемых гидравлических забойных двигателей (ГЗД), телесистемы с электромагнитным и гидравлическим каналом связи и существующие геофизические комплексы.

Расчёты отклоняющих и стабилизирующих КНБК, а также бурильной колонны для проводки различных интервалов наклонно-направленных и горизонтальных скважин должны быть проведены с помощью соответствующего программного обеспечения, позволяющего получить оптимальные параметры КНБК и бурильной колонны с учетом конкретных геолого-технических условий бурения. Это обеспечит надежную реализацию проектного профиля, создание рациональных нагрузок на долота и снижение силы сопротивления при движении бурильной колонны в стволе скважины. ^ Снижение момента сил сопротивления проворачиванию обсадной колонны при креплении скважин будет способствовать повышению качества цементирования обсадных колонн.

В процессе проводки скважин должен обеспечиваться оперативный контроль положения ствола скважины в пространстве с помощью высокоточных обычных и гироскопических инклинометров, а также систем контроля параметров в процессе бурения. Обработку результатов измерений целесообразно проводить на основе программного обеспечения с представлением результатов в цифровом, графическом и визуальном виде (на дисплее).

При бурении прямолинейных участков и участков малоинтенсивного увеличения и уменьшения зенитного угла следует использовать неориентируемые компоновки низа бурильной колонны (КНБК) на базе забойных двигателей, включающие калибратор и центраторы, установленные на расчётном расстоянии от долота.

В горизонтальных стволах эксплуатационная колонна или хвостовик оборудуется фильтрами, количество и расположение которых должно соответствовать прогнозному характеру движения нефти и агента, предусмотренного системой поддержания ' пластового давления (ППД). Над верхней границей продуктивного горизонта устанавливается пакер ПДМ для манжетного цементирования. Кроме того, колонна или хвостовик оснащаются надувными цементируемыми пакерами. Такие технология и технические средства используются для того чтобы отключать в процессе эксплуатации объекта отдельные интервалы в обводнённых зонах продуктивной толщи и таким путём повышать содержание нефти в добываемой жидкости.

Работы по вырезанию окна в эксплуатационной колонне действующей скважины следует проводить на основании РД 39-0148052-550-88 «Инструкция по забуриванию дополнительного ствола из обсаженной эксплуатационной скважины» по специальному плану работ.

Для забуривания второго ствола используется съемный отклонитель-уипсток, который ориентируют в нужном направлении с помощью гироскопического инклинометра.

Помимо такой технологии, могут быть использованы другие технологии, предусматривающие не только вырезание окна, но и его калибрование и формирование начального участка нового ствола в породе за один спуск компоновки низа бурильной колонны, а также технология вырезания участка колонны длиной 6-8 м.

Проходка второго ствола из действующей скважины должна осуществляться с применением высокостойких долот, обеспечивающих формирование ствола за минимальное количество долблений, и компоновки, включающей калибратор, короткий забойный двигатель и шарнирную муфту, а также телеметрической системы для управления траекторией скважины. В случаях возникновения непреодолимых трудностей при проходке, связанных с неустойчивостью ствола и нецелесообразностью повышения плотности бурового раствора по соображениям предотвращения загрязнения продуктивного пласта, следует использовать специальные буровые жидкости, обеспечивающие устойчивость глинистых отложений.

После вырезания окна в эксплуатационной колонне действующей скважины и бурения второго ствола следует осуществлять его крепление хвостовиком, верхняя часть которого должна заходить в обсадную колонну основного ствола на 50 м выше интервала «окна» и быть отцентрирована с помощью алюминиевого центратора. Тампонаж верхней части хвостовика длиной 50 м следует осуществлять с применением состава, включающего портланд-цемент и смолы. В интервале надпродуктивной толщи хвостовик цементируется. В интервале продуктивного пласта хвостовик не цементируется и оснащается фильтром.

Углубление скважины в надпродуктивной толще пород на основании опыта строительства скважин, накопленного ОАО НК ЛУКОЙЛ, следует вести с применением глинистого раствора, плотность которого в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчёта создания гидростатического давления столба бурового раствора, превышающего пластов⁰⁶ (поровое) давление на величину, установленную п.2.7.3,3 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности. 1998 г».

На основании опыта, накопленного в Когалымском регионе, в качестве основных реагентов для наработки глинистого раствора в процессе бурения под кондуктор и для обработки раствора в надпродуктивной толще следует применять КМЦ, унифлок и НТФ с учётом местных норм расхода.

В качестве альтернативной системы бурового раствора, особенно при строительстве горизонтальных скважин, следует предусматривать испытание и применение полимерглинистого раствора с низким содержанием твёрдой фазы, параметры которого приведены в табл. 7.11. Этот буровой раствор является экологически чистым, поскольку предусматривает применение нетоксичных реагентов, в том числе акриловых полимеров Кем-Пас и Поли Кем-Д, НТФ, смазывающих добавок LUBE-167 и графит, КМЦ-600, Na2CO3, пеногасителя Пентор-2001 или реагентов, поставляемых фирмой IKF, включая В-полимер, IKcide, IKLUBE, бентонит по стандарту API.

Для применения экологически чистого бурового раствора с низким содержанием твердой фазы буровые установки следует оснащать импортной системой приготовления и очистки раствора фирм Деррик/Ойлтулз или KEM-TRON, состоящей из высокоскоростных вибросит, гидроциклонных установок для песко- и илоотделения и высокопроизводительных центрифуг. Эта система обеспечивает глубокую очистку бурового раствора от взвешенных частиц большого и малого размера и повторное использование бурового раствора и буровых сточных вод (БСВ). Кроме того, хорошая очистка раствора обеспечивает нормальную работу телесистем с гидравлическим каналом связи, удлиняет срок службы бурового оборудования, сокращает расход водыи химреагентов для приготовления раствора. При бурении скважин на месторождении необходимо исключить нефть в качестве смазывающей добавки к буровым растворам.

В условиях значительной глинистости некоторых интервалов разреза для устранения осыпаний требуется комбинированное регулирование свойств бурового раствора с целью предотвращения гидратации, набухания и разупрочнения пород.

С этой целью следует предусматривать использование гидрофобного кольматанта на основе битума, дизельного топлива, ПАВ-эмульгатора типа «Повямы» (отход производства окиси пропилена Кемеровского ПО «Химпром»), технология приготовления которого не требует специального оборудования.

6.3Требования к методам вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин

6.3.1 Требования к технологиям первичного вскрытия пласта

Многолетним опытом бурения наклонно-направленных скважин в Западной Сибири установлено, что суточные дебиты добывающих скважин в значительной мере зависят не только от коллекторских свойств пород продуктивных пластов, но и от качества вскрытия нефтеносных горизонтов при бурении скважин.

Несовершенство вскрытия продуктивного пласта связано с двумя основными причинами:

* промывочные жидкости не удовлетворяют требованиям, предъявляемым к ним с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта, и содержат недопустимое количество твердой фазы, приводящей к кольматации;

* повышение плотности бурового раствора, которое приводит к недопустимой репрессии на пласт.

* Вследствие указанных причин при вскрытии продуктивного пласта происходит ухудшение естественного состояния приствольной зоны, которое вызывается следующими физико-химическими процессами:

* набуханием глинистых частиц, содержащихся в породах пласта при их контакте с фильтратом раствора;

* образованием устойчивых эмульсий при перемешивании фильтрата бурового раствора с пластовой нефтью;

* образованием малорастворимых осадков в порах пласта при взаимодействии фильтрата бурового раствора с пластовой жидкостью;

* проникновением в пласт твердых частиц и закупориванием ими каналов приствольной зоны.

По этой причине при разработке месторождения этому вопросу следует уделять первостепенное внимание.

В связи с изложенным и учитывая, что на месторождениях Западной Сибири накоплен многолетний опыт применения импортной системы очистки буровых растворов фирм Деррик/Ойлтулз и Кем-трон, для повышения качества вскрытия продуктивных пластов следует предусматривать следующие мероприятия:

* использование комплекса глубокой очистки бурового раствора указанных и других фирм;

* применение высокоэффективных реагентов для очистки бурового раствора;

* использование специальных добавок в буровой раствор для временной закупоркн поровых каналов пласта;

* применение промывочной жидкости, жидкая фаза которой по своему химическому составу однородна с пластовой жидкостью.

Помимо этих мероприятий, следует провести испытание технологии вскрытия продуктивных горизонтов при отсутствии репрессии на пласт путем использования технологии вскрытия на равновесии системы «скважина-пласт» и технологии вскрытия пласта на депрессии. Для реализации этих технологий буровая установка должна, быть укомплектована вращающимся превентором отечественного (Изготовители -Воронежский механический завод или Волгоградский завод буровой техники) или импортного производства, закрытой системой циркуляции, азотной компрессорной установкой и другим оборудованием. Отечественный опыт применения таких систем доказал, что срок окупаемости вложений на данную технологию составляет от 1 года до 4 лет.

С целью повышения продуктивности скважин, сохранения естественной проницаемости коллектора следует производить вскрытие продуктивных пластов на малоглинистом буровом растворе на основе гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-10, ГКЖ-11, карбоксиметилцеллюлозы КМЦ-600 (700), смазывающей добавки К-Луб (Оксаль Т-92) и ингибитора КС1.

Для предупреждения осложнений, сокращения затрат времени и средств на их ликвидацию следует также применять материалы и средства, выпускаемые отечественной промышленностью.

В качестве кольматирующей добавки к буровым растворам необходимо использовать наполнители комплексного действия Целотон Ф или «Сломель», что позволит:

* резко ограничить дренаж проницаемых пород при вскрытии зон поглощения;

* контролировать и резко ограничить попадание фильтрата бурового раствора в продуктивные пласты.

При бурении скважин на месторождении следует применять рецептуры буровых растворов с высокими смазывающими и ингибирующими свойствами со смазьшающими добавками типа К-Луб или рыбожировой смазкой. Применение „ указанных буровых растворов с импортными системами очистки позволит снизить объемы шламовых амбаров с 700 до 150 м³ на одну скважину.

Применение смазки типа К-Луб при бурении скважин и снижение объемов приемных амбаров позволит снизить в 2 - 2.5 раза плату за размещение вредных отходов в шламовых амбарах.

Для проходки пологого или горизонтального участка при бурении скважин рекомендуется применять биополимерный раствор, параметры которого определены по методикам Американского нефтяного института.

Приготовление биополимерного раствора, известного под торговой маркой 'Flo-Pro', и его применение следует осуществлять с участием и под руководством компании «Эм-Ай дриллинг флюидз». Для ведения проходки наклонного ствола в продуктивной толще необходимо приобрести следующие реагенты исходя из их расхода (кг) на приготовление 1 м³ раствора: Flo-Vis - 4; Flo-Trol -7; КС1 - 30; КОН - 0.5; M-I-Cide -0.5; СаСОЗ - 85; Na2CO3-0.33.

С целью снижения гидродинамических нагрузок вскрытие пласта следует осуществлять малолитражными забойными двигателями типа Д1-195, ТСШ1-195 или другими с промывкой одним насосом производительностью не более 32 л/с. Ограничение режимов промывки необходимо применять и при добуривании скважины до проектной глубины, а также при дальнейших технологических промывках (после каротажа, перед спуском эксплуатационной колонны и другими операциями). В этот же период должны быть ограничены режимы спуско-подъемных операций и проработки ствола скважины. С этой целью спуск бурильного инструмента в интервале «50 м выше кровли пласта -забой» должен производиться со скоростью не более 0.4 м/с. Вскрытие пласта и добуривание наклонно-направленной скважины следует осуществлять за одно долбление. При бурении горизонтального ствола 109 запланированных скважин необходимо периодически с учётом конкретных геолого-физических условий проводить профилактические технологические промывки раствором с высокой выносной способностью для того чтобы удалить из ствола шлам, накопившийся в зонах уширений, интервалах глинистых пропластков и других частях ствола, благоприятных для формирования скоплений шлама.

После окончания бурения интервала ствола скважины, пе_рекрьтае_могр обсадной колонной, производится комплекс мероприятий по подготовке ствола скважины для обеспечения нормального спуска обсадных труб в скважину до проектной глубины: скорость спуска обсадных колонн с целью исключения гидроразрыва пород также регламентируется: в интервале возможных поглощений, а также продуктивных пластов она не должна превышать 0.4 м/с.

Для предупреждения осложнений ствола скважины подъем бурильного инструмента для проведения геофизических исследований следует проводить не ранее, чем за три часа до начала работ.

6.3.2 Требования к технологиям освоения скважин

В скважинах, где пластовое давление выше нормального гидростатического, следует отдавать предпочтение технологии вызова притока, при которой вторичное вскрытие производится с применением технологической жидкости на углеводородной основе плотностью менее 1.0 кг/л.

Если скважина не выходит после перфорации на режим фонтанирования, необходимо использовать технологию вызова притока методом свабирования.

При реализации этой технологии в скважину с целью контроля освоения следует спустить на якоре на глубину 1900-2500 м автономный цифровой манометр. Свабирование следует производить по цикловой схеме, в соответствии с которой процесс отбора 10-12 м³ жидкости чередуется с ожиданием притока в течение 6-8 часов. Скважина считается освоенной, если она вышла на режим устойчивого фонтанирования или если установился квазистационарный режим притока при снижении уровня до проектной глубины (1000 м) и извлечении из пласта жидкости, объём которой равен объёму пор околоскважинной зоны пласта в радиусе 0.5 м. При отсутствии притока следует провести мероприятия по интенсификации притока и повторить операции по вызову притока.

6.4 Требования к оборудованию для бурения и заканчивания скважин

Технологии бурения и заканчивания наклонно-направленных скважин на месторождении должны соответствовать режимно-технологическим документам, а условия проведения работ - 'Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности' (М., 1998г.).

В-процессе подготовки к бурению персонал -должен быть ознакомлен с особенностями строительства скважин на данном месторождении, должно быть проведено обучение жгл всем ключевым операциям процесса бурения, связанным с осложнениями и аварийными ситуациями.

Технологическим условиям строительства наклонно-направленных скважин на месторождении наиболее полно соответствует буровая установка БУ-3000 ЭУК-М в эшелонном исполнении. Она должна быть укомплектована замкнутой системой сбора буровых сточных вод под вышечно-лебедочным блоком, насосным блоком и циркуляционной системой для обеспечения их дальнейшей утилизации и повторного использования. С указанной установкой используется вышка ВМР-45-200. Оснастка талевой системы -4x5. Следует предусмотреть комплектование БУ-3000-ЭУК комплексом глубокой очистки бурового раствора, что позволит реализовать принцип безамбарного бурения и исключить отрицательное воздействие бурового раствора на окружающую среду.

В случае бурения скважин по тяжёлой конструкции, включающей обсадную колонну диаметром 244.5 мм на глубину 2800 м по вертикали, следует применять буровые установки для кустового бурения завода «Уралмаш» типов БУ 450/270 ЭК-БМ или БУ 5000/320 ЭУК-Я.

Для освоения скважин с проведением полного комплекса работ, включающего вторичное вскрытие продуктивных пластов, интенсификацию и вызов притока путём свабирования, исследование объектов, испытание на приемистость нагнетательных скважин, следует предусматривать использование установки типа А-50У (М).

Проводку второго ствола действующей скважины необходимо осуществлять буровой установкой грузоподъемностью до 120 т, обеспечивающей вращение инструмента с частотой 30-90 об/мин., работу насоса (возможно использование насоса УНБТ-600) с производительностью до 20 л/с и давлением 200-250 кг/см² и оборудованной замкнутой системой циркуляции бурового раствора. Такая буровая установка может быть размещена между действующими скважинами, устья которых расположены на расстоянии 5 м друг от друга.

7. Система контроля и регулирования разработки Ватьеганского месторождения

Контроль за разработкой нефтяных залежей осуществляется в целях:

* оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению;

* получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.

Согласно правилам разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений [38], изучению подлежат:

* динамика текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды и газа и закачки рабочих агентов;

* охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента и степень охвата пластов заводнением;

* энергетическое состояние залежей;

* изменение коэффициентов продуктивности и приемистости скважин;

* изменение гидропроводности пластов;

* техническое состояние эксплуатационных скважин и наличие внутрипластовых и межпластовых перетоков;

* физико-химические свойства добываемой жидкости;

* технологическая эффективность мероприятий по увеличению производительности скважин;

* динамика текущего коэффициента нефтеизвлечения и обводненности продукции.

Система контроля разработки формируется для каждого месторождения с учетом его специфики.

7.1 Характеристика сложившейся системы контроля разработки

Контроль разработки месторождения осуществляется геологической службой предприятий-недропользователей. Промысловые исследовательские работы выполняются ЦНИПРом совместно с подразделениями цеха КПРС. Часть работ выполняется лабораториями КогалымНИПИнефть, Специальные исследования скважин проводятся с привлечением внешних исполнителей - промыслово-геофйзичёской конторы, сервисных организаций (СК 'ПетроАльянс' и др.).

Основные (массовые) работы по контролю разработки: систематический замер дебита жидкости добывающих и приемистости нагнетательных скважин; регулярный замер динамического уровня в добывающих и давления на устье нагнетательных скважин; отбор устьевых проб и анализ обводненности продукции добывающих скважин.

По специальным планам и программам проводятся исследования наблюдательных и пьезометрических скважин, а также скважин при проведении операций по воздействию на призабойную зону пласта.

Работы проводятся в соответствии с требованиями руководящих документов и стандартов предприятий.

7.2 Учет добываемой продукции и закачиваемой воды

Замер дебита жидкости скважин осуществляется на групповых замерных установках (ГЗУ) типа 'Спутник', расположенных на площадках кустов скважин. Прошедший период их эксплуатации не выявил принципиальных осложнений, принятая система размещения ГЗУ и их типы сохраняются на проектный период.

Расход закачиваемой в пласт воды замеряется с помощью счетчиков-расходомеров, устанавливаемых на блоках водораспределительных гребенок (БГ) на площадках кустов скважин.

Показания датчиков ГЗУ и расходомеров на БГ по системе телемеханики выводятся на пульт диспетчерской службы районов обслуживания предприятий-недропользователей.

На проектный период рекомендуется проведение работ по промысловой апробации новых приборов замера расхода жидкости с одновременным определением содержания воды и механических примесей.

Особое внимание следует уделить замеру дебитов скважин, эксплуатирующих совместно несколько пластов (АВ1-2 и АВЗ, АВ8-1 и АВ8-2 и др.). Рекомендуется проведение специальных исследований таких скважин, включая снятие профиля притока механическими дебитомерами (расходомерами), термодебитомерами, индукционными резистивиметрами, влагомерами, плотностемерами в комплексе с ГК, локатором муфт и термометром. По результатам таких исследований должна быть обоснована доля и состав дебита каждого из совместно эксплуатируемых скважиной пластов.

Периодичность замеров дебита жидкости должна обеспечивать достоверную информационную базу для технологического регулирования и установления ежемесячно режима работы каждой добывающей скважины.

7.3 Контроль энергетической характеристики залежей

Контроль энергетической характеристики разрабатываемых залежей сводится к систематическому замеру давлений в остановленных нагнетательных скважинах, статических уровней в остановленных ДббьШающих; скважинах, замеров давления глубинными манометрами в пьезометрических скважинах. Полученные путем замера или расчетом по статическому уровню давления используются для построения карт изобар, оценки текущего среднего пластового давления в зоне отбора и на линии нагнетания.

На 01.01.02 г. на месторождении регулярно проводятся исследования и замеры пластового давления в 81 пьезометрической скважине (64 - на участке ООО 'ЛЗС' и 17 - на участке СП 'Ватойл').

В проектный период замеры пластового давления глубинными приборами должны проводиться на всех вновь пробуренных скважинах перед их вводом в эксплуатацию, в пьезометрических и опорных добывающих и нагнетательных скважинах. В фонд опорных скважин следует включать скважины исходя из равномерного освещения всех объектов разработки по площади. Предлагается состав опорных добывающих и нагнетательных скважин и периодичность их исследований с использованием глубинных приборов уточнять ежегодно по согласованию с организацией, осуществляющей авторское сопровождение проекта разработки Ватьеганского месторождения.

Значения пластового давления, полученные расчетным путем по замерам статического давления в механизированных скважинах, зачастую заметно отливаются от ожидаемых, полученных в результате экстраполяции предшествующих замеров или моделированием на модели (объекта). Реально точность таких расчетов по известной методике СибНИИНП будет сильно зависеть от термобарических условиях в скважине, технологии эхолотирования, давления в затрубном пространстве. Поэтому в проектный период рекомендуется проведение исследований отдельных скважин опорного фонда, различающихся обводненностью продукции и газовым фактором, для уточнения расчетных методик определения пластового давления по статическому уровню применительно к условиям объектов разработки Ватьеганского месторождения.

Для оценки активности водонапорной системы по периферийным участкам месторождения (отдельных объектов и пластов) предлагается увеличить фонд пьезометрических скважин, прежде всего за счет скважин проблемного фонда.

7.4 Контроль состава добываемой продукции

Контроль состава добываемой продукции сводится к отбору и анализу глубинных проб пластовой нефти, отбору и анализу поверхностных проб добываемой продукции, определению физико-химических свойств нефти, газа и воды в лабораторных условиях.

В проектный период рекомендуется отбор глубинных проб пластовой нефти в проектных скважинах в периферийных зонах месторождения для оценки возможного увеличение содержания парафина и асфальто-смолистых веществ. При этом должен быть произведен замер пластового давления (давления на забое в момент отбора пробы), представительная проба должна быть отобрана при давлении выше давления насыщения. Учитывая высокую начальную водонасыщенность пластов, предпочтительны сегрегационные пробоотборники для отбора проб с повышенным содержанием воды. По отобранным пробам определяются давление насыщения нефти газом, газовый фактор (газосодержание), объемный коэффициент, вязкость, фракционный состав нефти, содержание в ней парафина, асфальтенов, смол, серы.

Пр1Г эксплуатации добшающих скважин отбор поверхностных проб должен производиться еженедельно для определения обводненности продукции. Кроме того, по опорным скважинам на начальной стадии обводнения (обводненнность до 10 %) производится определение химического состава вод в объеме шестикомпонентного анализа. В состав опорных скважин должны быть включены скважины с отмеченными отложениями солей в подземном оборудовании.

Рекомендуется проведение специальных исследований скважин с отмеченными отложениями парафина в глубиннонасосном оборудовании с определением фракционного состава нефти, содержания в ней парафина, асфальтенов, смол, серы.

По нагнетательным скважинам предусматривается отбор и анализ проб закачиваемой воды на содержание твердых взвешенных частиц, окислов железа, нефтепродуктов. Такие пробы должны отбираться на устье нагнетательных скважин не реже 1 раза в месяц.

7.5 Контроль продуктивности скважин

Продуктивность скважин оценивается по данным измерений забойного и пластового давления (динамического и статического уровня) и дебита.

По вновь пробуренным скважинам, в соответствии с требованиями РД-153-39.0-109-01 'Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений' (М., 2002 г.), рекомендуется снятие индикаторных диаграмм на 3-4 режимах прямого хода и 1-2 режимах обратного хода. Для повышения точности определения коэффициентов продуктивности и гидроцроводности прискважинной зоны пласта рекомендуется применение комплексных дистанционных глубинных приборов типа 'Фонтан', спускаемых под насос на кабеле на весь цикл исследований.

Текущий контроль продуктивности действующих механизированных скважин производится ежемесячно по результатам отбивки динамического уровня в затрубном пространстве с помощью эхолотов (уровнемеров) с фиксацией дебита жидкости на этот момент на ГЗУ. При существенном снижении продуктивности следует проводить специальные исследования со снятием индикаторной диаграммы на нескольких режимах с использованием глубинных приборов.

Рекомендуется проведение опытных научно-исследовательских работ по апробации в условиях Ватьеганского месторождения методов оценки продуктивности по кривым восстановления давления (уровня) с последующей обработкой результатов методом идентификации.

7.6 Контроль отработки пластов и выработки запасов нефти

Для оценки выработки запасов нефти по отдельным пластам проводятся исследования скважин со снятием профиля притока в добывающих скважинах методами расходометрии и ГИС, профилей приемистости в нагнетательных скважинах, исследования контрольных скважин по оценке изменения положения ВНК, специальные исследования.

В проектный период такие комплексные исследования рекомендуется проводить по специальной программе на опорных добывающих и нагнетательных скважинах. Выбор опорных скважин должен производиться с Использованием результатов моделирования на постоянно-действующей геолого-математической модели месторождения по согласованию с организацией, осуществляющей авторское сопровождение проекта разработки.

Для контроля текущей нефтенасыщенности пластов при низкой минерализации пластовых и закачиваемых вод рекомендуется проведение геофизических методов (ИННК) с закачкой солевых растворов. Такие исследования следует планировать прежде всего по пластам объекта БВ1-2, где наблюдается несоответствие закачки и реакции на нее. Кроме того, рекомендуется комплекс методов, включающий кислород-углеродный метод и ИНГК.

Для контроля эффективности закачки воды (охвата пластов заводнением) и . прослеживания направления потоков в пластах рекомендуется на отдельных опытных участках, включающих нагнетательные и эксплуатационные скважины, проведение гидродинамических исследований методом гидропрослушивания и закачки меченых жидкостей ('трассеров'). Для условий месторождений Западной Сибири в качестве индикатора может быть использован тритий. Выбор участков должен основываться на результатах моделирования с использованием постоянно-действующей модели месторождения.

В дополнение к применяющимся на месторождении для оценки изменения нефтенасыщенности в процессе разработки методами электрометрии (индукционный метод - единственный для оценки насыщения для условий Ватьеганского месторождения) рекомендуется при бурении новых контрольных скважин на участках с разным типом разреза оборудовать их в интервале продуктивных пластов стеклопластиковыми трубами. Такие скважины предлагается разместить в северозападной части залежи объекта АВ1-3, в юго-восточной части (участок СП 'Ватовог', район СКВ.195Р), а также в юго-западной части на участке ЗАО 'Еганойл'. Исследования этих скважин позволят не только оценить изменение насыщенности, но и уточнить положение ВНК. Периодичность исследований зависит от темпов разработки данного участка и будет определяться опытным путем, но не реже 1 раза в год.

7.7 Контроль технического состояния скважин

Для контроля технического состояния скважин, прежде всего для выявления негерметичности обсадных колонн и заколонной циркуляции, проводятся геофизические исследования (высокоточная термометрия, термодебитометрия и др.). Эти исследования проводятся при подземном и капитальном ремонте скважин.

В проектный период исследования, прежде всего методом высокоточной термометрии, рекомендуется проводить при подземном ремонте всех скважин, эксплуатирующихся более 10 лет. Для выявления негерметичности колонны высокоточная термометрия должна проводиться по всему стволу скважины. Рекомендуется провести научно-исследовательские исследования и промысловые испытания способов оценки движения жидкости в заколонном пространстве с установкой радиоактивных меток.

При проведении подземного ремонта должно оцениваться состояние забоя, наличие песчаных пробок.

7.8 Мероприятия по воздействию на призабойную зону пласта

Для повышения продуктивности добывающих скважин в проектный период в качестве основных мероприятий рекомендуются: гидроразрыв пласта (ГРП), глубокопроникающая дополнительная перфорация ранее перфорированных интервалов, химические обработки призабойной зоны пласта.

Выбор скважин для проведения гидроразрыва пласта следует производить как с использованием действующих инструкций, так и с учетом результатов моделирования на постоянно-действующей модели. Комплекс исследований, проводимых до и после проведения ГРП, должен включать дебитометрию, термодебитометрию, снятие индикаторной диаграммы на 3-4 стационарных режимах и кривой восстановления давления. В проектный период такие комплексные геофизические и гидродинамические исследования должны планироваться прежде всего по объектам с низкой продуктивностью - БВ1-2, БВ6-7, ЮВ1. Выбор скважин для гидроразрыва, исполнители промысловых работ, конкретная программа исследовательских работ должны согласовываться с организацией, осуществляющей авторское сопровождение проекта разработки.

Для контроля эффективности перфорационных работ в состав комплекса исследований, проводимых до и после операций, рекомендуется включить дебитометрию, термодебитометрию, а также резиетивиметрию, влагометрию и плотностеметрию для оценки изменения состава добываемой продукции.

При проведении обработок призабойной зоны химическими реагентами рекомендуется в состав комплекса геофизических исследований включить высокоточную термометрию, дебитометрию, влагометрию, резиетивиметрию, плотностеметрию.

Для оценки продолжительности эффекта предлагается ежемесячно проводить отбивку динамического уровня с оценкой коэффициента продуктивности. При химических обработках отбор и расширенный анализ проб добываемой продукции должен производиться не реже 1 раза в месяц.

7.8.1 Мероприятия по увеличению дебита скважин по нефти

Для увеличения дебита скважин по нефти на месторождении применяется забуривание вторых стволов. Выбор скважин при этом должен быть основан на результатах прогноза с использованием постоянно-действующей модели и согласовываться с организацией, осуществляющей авторское сопровождение проекта разработки. Для оценки эффективности должны быть проведены исследования имеющего ствола геофизическими и гидродинамическими методами (включая снятие КВД) с оценкой коэффициента продуктивности, гидропроводности удаленной зоны пласта, работающей толщины, обводненности продукции. Для исследования вторых стволов в распоряжении СК 'ПетроАльянс' имеется современный комплекс методов, включающий ИНГК, ГК, двухзондовый БК (ORL), НТК, локатор муфт, АКЦ, гироинклинометр и др. Оценка эффективности мероприятия оценивается по увеличению дебита нефти и контролируется ежемесячными замерами динамического уровня и обводненности.

7.9 Рекомендации по регулированию разработки

Регулирование разработки проводится на основе данных контроля с целью более полной выработки запасов нефти, сокращения периода разработки и снижения капитальных и текущих затрат в рамках рекомендуемого проектного варианта. Для регулирования предусматривается проведение следующих мероприятий: изменение режимов работы добывающих скважин на отдельных участках, включая ограничение отбора из высокообводненных скважин, перевод на периодическую эксплуатацию, форсированный отбор жидкости по нагнетательным скважинам, находящимся в отработке на нефть;

изменение режимов работы нагнетательных скважин, включая перераспределение закачки по отдельным скважинам и пластам; выравнивание профиля притока жидкости или закачки воды на специально выбранных участках или скважинах; перевод отдельных высокообводненных добывающих скважин в нагнетательные, возможно, с переходом на площадные системы заводнения; проведение операций по воздействию на призабойную зону на участках со значительными остаточными запасами нефти;

8. Техника безопасности и охрана труда

Все работы в нефтяной промышленности в нефтяной промышленности связаны с высокой энерговооруженностью, механизацией, химизацией и т.д., которые представляют большую опасность для обслуживающего персонала.

На основании Конституции (основного закона) нами в проекте разработаны мероприятия по обеспечению безопасных условий труда рабочих, обслуживающих скважины, оборудованные УЭЦН.

8.1 Анализ и оценка опасности и вредности при обслуживании скважин, оборудованных УЭЦН

В условиях Западной Сибири, кроме технологических факторов, на работу оператора в первую очередь влияют специфические климато-географические условия. К ним относятся низкие температуры, болотистая местность, а также отравления, взрывы, пожары.

При эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН обслуживающий персонал подвержен следующим опасностям:

Поражение электрическим током.

Отравление газом.

Поражение в результате взрыва.

Поражение в результате аварийной утечки нефти.

Основной из перечисленных опасностей является поражение электрическим током в результате прикосновения рабочих к токоведущим частям электрооборудования. В результате чего происходит его включение в электрическую цепь. Включение может быть двухполюсным или однополюсным.

При двухполюсном включении человек включается на полное линейное напряжение сети и сила тока определяется по формуле (1)

I = U / R_т , (1)

где I - сила тока;

U - линейное напряжение;

R_т - сопротивление тела человека.

Однополюсное включение - это прикосновение к фазному проводу трехфазной сети. При таком прикосновении человек включается в цепь, которая замыкается через его тело, обувь, пол, землю, в зависимости от системы электрической цепи, через сопротивление изоляции проводов относительно земли или через сопротивление заземления нейтрали. Если сопротивление сети больше, то сила тока, проходящего через человека, практически очень мала. В этом случае сеть с напряжением до 1000 В относительно безопасна при однофазном включении. Однако ни в коем случае нельзя допустить включения, когда одна фаза замыкается на землю. В этом случае человек оказывается под полным линейным напряжением сети, и если переходное сопротивление фазы равно нулю, то сила тока, протекающего через человека, может быть смертельной.

Следующей опасностью может быть поражение человека шаговым напряжением. При попадании на землю случайно оборванного электрокабеля или при пробое изоляции на землю в электрической установке, а также в местах расположения заземлителя электроустановки или грозозащитного устройства земля может оказаться под электрическим напряжением. При этом в радиусе до 20 м образуется зона растекания токов замыкания. В такой зоне напряжение между двумя токами поверхности, отстоящими друг от друга на расстоянии человеческого шага ( 0,8м ), называется шаговым напряжением.

Если человек окажется в зоне растекания токов замыкания, либо у места замыкания, то шаговое напряжение будет наибольшим, при нахождении человека на расстоянии 20м и более - наименьшим.

Выходить из зоны замыкания токов человек должен шагами в пределах 25-30 см, тогда он будет подвергнут наименьшему напряжению и избежит поражения электрическим током.

Опасность поражения человека взрывом, либо отравление газами или поражение при выбросе нефти возможны из-за неисправности арматуры скважины или сборного коллектора. Также возникновению взрыва может предшествовать искра, образовавшаяся в результате замыкания кабеля.

Таким образом, из проведенного анализа основных опасностей при эксплуатации скважин с ЭЦН наиболее опасным является поражение электрическим током.

8.2 Основные мероприятия по обеспечению безопасных условий труда

На основании проведенного анализа и расчета заземления для безопасного обслуживания скважин с УЭЦН нами предусмотрены следующие мероприятия:

Обслуживающий персонал должен быть обучен и пройти инструктаж.

Станция управления скважинами, при установке наземного оборудования, на площадке обслуживания должна размещаться с расчетом обеспечения свободного входа и выхода наружу. Дверцы станций управления должны запираться на замок.

Бронированный кабель к устью скважины прокладывается по специальным опорам. По трассе, через каждые 50 м устанавливаются предупредительные знаки. Работы по монтажу, регулировке, снятию на ремонт и установке измерительных приборов и релейных аппаратов в станциях управления, а также переключений ответвлений в трансформаторах осуществляются двумя лицами электротехнического персонала при выключенной установке, блоке-рубильнике и со снятым предохранителем.

Замена блока рубильник-предохранитель и его ремонт непосредственно на станции управления могут выполняться при отключении напряжения сети 380 В от станции управления.

Во время работы установки и пробного ее пуска запрещается прикосновение к кабелю, не допускается проведение каких-либо работ на кабеле при спуско-подъемных операциях. В случае длительных перерывов в эксплуатации скважин с нее должно быть полностью снято напряжение.

Во избежании отравления газами необходимо следить за герметичностью устьевой арматуры, сборных коллекторов.

Для предотвращения взрыво- и пожароопасности необходимо следить за исправностью электрооборудования.

Таким образом, намеченные мероприятия по охране труда обеспечивают и будут способствовать безопасному обслуживанию скважин, оборудованных УЭЦН.

9. Охрана окружающей среды

9.1 Охрана систем и водоемов при обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН

В соответствии с постановлением Совета Министров от 1974г. во всех проектах требуется планировать мероприятия по охране окружающей среды. Поэтому нами предусмотрены соответствующие мероприятия.

Анализ и оценка опасности для природной среды при обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН

При обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН возможны опасности для природной среды. При аварийных разливах нефти она проникает в почву. В лесной местности от нефти сохнут корни деревьев, кустарников и травяного покрова. В результате этого образуется сухость и сухая трава, что ведет к пожароопасной ситуации.

Локальные загрязнения почвы связаны чаще всего с разливами нефти и нефтепродуктов и их утечках через неплотности и негерметичности в промысловом оборудовании.

Загрязнение больших площадей почвы возможно при аварийном фонтанировании нефти.

Попадая в почву нефть опускается вертикально вниз и распространяется вширь. Скорость продвижения нефти зависит от ее свойств, грунта и соотношения нефти, воздуха и воды в многофазной движущейся среде. Движение нефти прекращается при достижении 10-12 % насыщения почвы нефтью, либо при достижении нефти уровня грунтовых вод. Далее нефть перемещается в направлении уклона поверхности грунтовых вод. Наличие нефти в почве и на поверхности вод вызывает опасные экологические последствия.

В результате загрязнения происходит разрушение структуры почвы, изменение ее физико-химических свойств. Следственно, снижается водопроницаемость, увеличивается соотношение между углеродом и азотом за счет углерода нефти), что приводит к ухудшению азотного режима почв. Начинается кислородное голодание почв, что нарушает корневое питание растений.

Таким образом, в результате проведенного анализа можно сделать вывод, что основной причиной загрязнения природной среды является разлив нефти и нефтепродуктов на почву и поверхность вод.

9.2 Основные мероприятия по охране природной среды

Учитывая ранее рассмотренные опасности для окружающей среды предусматривается ряд мероприятий, направленных на защиту природной среды от загрязнений нефтью и нефтепродуктами.

На территории нефтепромыслов регулярно проверять состояние обваловок вокруг кустов.

Не допускать разливов нефти из мерников и тралов сборных установок.

Не допускать разливов нефти. Применяемых реагентов вокруг скважин и загрязнения приустьевой зоны.

Регулярно проводить проверку технического состояния всего фонда скважин.

Добиться полной герметизации систем сбора, сепарации нефти.

Установить регулярный контроль за герметичностью резьбовых и фланцевых соединений.

При применении химреагентов строго соблюдать технологию проведения работ.

Таким образом, намеченные мероприятия будут способствовать безопасному, с точки зрения охраны окружающей среды. Отбору нефти из нефтедобывающих скважин. Предложенные мероприятия разработаны на основе СН-245-76.

Заключение

Эксплуатационный механизированный фонд скважин Ватьеганского месторождения на 01.01.2001г. составляет 1679 скважин. Действующий фонд скважин на 01.01.2001г. насчитывает 1557 скважин. Рост действующего фонда скважин с начала года составил 32 скважины. 641 скважина действующего механизированного фонда Ватьеганского месторождения оборудованы установками электроцентробежных насосов, что составляет 41,2 % действующего фонда. Оставшиеся 916 скважин оборудованы штанговыми глубиннонасосными установками. За 2000г. фонд скважин оборудованных УЭЦН увеличился на 43 скважины. Коэффициент использования фонда УЭЦН составил 93,4 %.

Скользящая наработка на отказ УЭЦН на 01.01.2001г. составила 527 сут., рост по сравнению 01.01.2000г. 41 сут. По отечественным установкам ЭЦН наработка на отказ составила 408 сут., по импортным 1037 сут., прирост 35 и 125 сут. соответственно.

За 2000г. по действующему фонду УЭЦН Ватьеганского месторождения произошло 406 отказов, вероятность отказа составляет 63,3 % на скважину (справочно в 1998г.-76,5 %, в 1999г.-70,1 %). По фонду УЭЦН отечественного производства произошло 329 отказов, вероятность отказа - 59,2 % (1998г.-72,8 %, 1999г.-68,1 %). По фонду импортных УЭЦН произошло 77 отказов, вероятность отказа - 78,6 % (1998г.-92,0 %, 1999г.-84,0 %).

За 2000г. произошло 188 преждевременных отказов, что составляет 46,3 % от общего числа отказов. В т.ч. по установкам ЭЦН отечественного производства произошло 173 отказа. что составляет 92 % от общего числа преждевременных отказов.

Список литературы

1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М., Недра, 1990г.

2. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. / Р.Д.Абдулмазитов, К.С.Баймухаметов, В.Д.Викторин и др. Издание в 2т./ Под ред. В.Е.Гавуры. М., ВНИИОЭНГ, 1996г.

3. Годовой технико-экономический отчет НГДУ ''Ватьеганнефть'' за период 1998 - 2000 гг.

4. Инструкция по применению технологии регулирования заводнения неоднородных пластов-коллекторов залежей месторождений ТПП ''Когалымнефтегаз'' с помощью сшитых полимерных систем (СПС). 1997г.

5. Основные этапы и проблемы создания геолого-технологических моделей крупных месторождений (на примере Ватьеганского месторождения). / А.В.Гавура, А.В.Лысянский, В.В.Шелепов, М.Я.Маврин. М., 2000г.

6. Отчет внедрения новых методов повышения нефтеотдачи в 1998г. по НГДУ ''Ватьеганнефть''.

7. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Когалымского региона/ Вайншток С.М., Калинин В.В., Тарасюк В.М., Некрасов В.И. М., Издательство академии горных наук, 1999г.

8. СибНИИНП. Авторский надзор за разработкой Ватьеганского месторождения. Тюмень, 1991г.

9. СибНИИНП. Авторский надзор за разработкой Ватьеганского месторождения. Тюмень, 1994г.

10. СибНИИНП. Технологическая схема разработки Ватьеганского нефтяного месторождения. Том I, книга 1, Тюмень, 1984г.

11. Технико-экономические показатели разработки Ватьеганского месторождения.