Причины и динамика ремонтов скважин

 

 

 

 

 

СОДЕРЖАНИЕПРИЛОЖЕНИЕ……………………………………………………………….…110

6. ГРАФИЧЕСКИЙ  РАЗДЕЛ

6.1. Гистограммы динамики ремонтов

6.2. Гистограммы динамики МРП  и эффективности мероприятий  по предупреждению осложнений

6.3. Сборочный чертеж глубинного  дозатора

6.4. Схема расположения ВУ-11-89 в скважине

6.5. Сборочный чертеж входного  устройства ВУ-11-89

6.6. Схема расположения оборудования при закачке ингибитора в пласт

6.7. Таблица технико-экономических  показателей

 

ВВЕДЕНИЕ

Залежи, разрабатываемые ЦДНиГ-4, отличаются сложным геологическим строением и содержат трудноизвлекаемые запасы нефти. С каждым годом растет обводненность продукции, следовательно увеличиваются непродуктивные затраты на подъем, транспортировку и переработку попутно добываемой воды. Кроме того, обводненность продукции является причиной различных осложнений: выпадение солей, коррозия, образование эмульсии и др. Более 95 % скважин цеха эксплуатируются механизированным способом. Сложные условия разработки и различные осложнения приводят к быстрому износу и частым ремонтам глубинного оборудования, которые, в свою очередь, требуют значительных физических и экономических затрат и увеличивают себестоимость продукции.

В данном дипломном проекте были рассмотрены причины и динамика ремонтов скважин за последние три года. Многообразие условий не позволяет полностью формализовать процесс принятия технологических решений при эксплуатации всех категорий скважин, и многие скважины требуют при решении определенных вопросов индивидуального подхода. Поэтому были рассмотрены параметры работы скважин, при которых произведено наибольшее количество ремонтов, даны общие рекомендации и намечены пути для снижения количества ремонтов скважин по наиболее часто встречаемым причинам. Соблюдение правил эксплуатации, монтажа и ремонта, применение современной техники и передового опыта, а также обеспечение работы скважин на оптимальных режимах должно способствовать дальнейшему повышению эффективности добычи нефти, уменьшению числа ремонтов и увеличению МРП скважин.

 

 

1. ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

1.1. Краткая характеристика геологического  строения промыслового объекта

Объектами разработки ЦДНиГ-4 являются: кыновский горизонт (Куакбашская площадь), пашийский, заволжский горизонт (залежь 701), турнейский ярус, кизеловский горизонт (залежь 201), бобрико-радаевский, тульский горизонты (залежь 1), серпуховский ярус, протвинский горизонт (залежь 302), башкирский горизонт (залежь 303).

В геологическом строении Шугуровско-Куакбашской  площади принимает участие кристаллический  фундамент и платформенный чехол. Кристаллический фундамент сложен метаморфическими породами архейской  группы. Осадочный чехол включает отложения девона, карбона, перьми и четвертичной систем. На поверхность обнажаются четвертичные и верхнеказанские отложения. Более древние образования вскрыты многочисленными скважинами. Общая мощность осадочного чехла около 2000 м. Из них 75% приходится на карбонатные и 25% на терригенные породы.

Отложения кыновского горизонта характеризуются  выдержанной мощностью и однотипным литологическим строением. В составе  горизонта выделяется два подгоризонта: нижнекыновский и верхнекыновский. Нижнекыновский объединяет карбонатную пачку «верхний известняк» и вышележащие аргиллиты. Верхнекыновский включает песчано-алевролитовую, «среднекыновский известняк» и толщу аргиллитов с прослоями алевролитов, в кровле которой отмечается прослой карбонатных пород («верхнекыновский известняк»). Мощность кыновского горизонта 18-38 м и уменьшается в северо-восточном направлении. Пачка «верхний известняк», мощностью до 2,5 м, является прекрасным репером, сложена известково - доломитовыми породами и имеет повсеместное развитие.

Нижняя граница пашийского горизонта  – кровля аргиллитовой пачки (репер  «глина»). Верхняя граница пашийского горизонта проводится по подошве  карбонатной пачки «верхний известняк». Мощность горизонта колеблется от 24 м (северо-восточная часть) до 52 м (юго-западная часть). Пашийский горизонт представлен алевролито-песчаными пачками, разделенными алевролито-глинистыми прослоями. Заволжский горизонт представляет собой чередование проницаемых и плотных разностей карбонатных пород. Мощность горизонта 75 м. Заволжский горизонт относится к локально нефтеносным, имеющиеся данные показывают, что залежи пластового и массивного типа небольших размеров выявлены лишь в юго-западной части месторождения [1].

 

Залежь 201

Отложения турнейского  яруса представлены карбонатными породами. Ярус подразделяется на четыре горизонта (сверху-вниз): кизеловский и черепетский (верхнетурнейский подъярус), упинский и малевский (нижнетурнейский подъярус).

Основные скопления  нефти приурочены к верхнетурнейскому  подъярусу, общая толщина которого составляет 50 м. В основании его залегает хорошо выдержанная пачка плотных глинистых известняков толщиной 4-6 м. По подошве этого пласта и проводится граница между верхним и нижним подъярусами.

Верхнетурнейский подъярус по материалам ГИС характеризуется тем, что верхняя часть (кизеловский горизонт) имеет более высокие удельные сопротивления, а нижняя довольно низкие. По индексации, принятой в Татарстане, в кизеловском горизонте выделяли продуктивный пласт B_IV и в черепетском B_III, но поскольку они отличаются по удельным электрическим сопротивлениям, впоследствии их стали называть как пласты ВС (высокого сопротивления) и НС (низкого сопротивления), что и было принято в подсчете запасов.

Основные скопления нефти турнейского  яруса приурочены к кизеловскому горизонту (пласты В_IV).

Залежи турнейского  яруса приурочены к структурам III порядка и имеют в среднем небольшие размеры. ВНК залежей определялся по данным интерпретации материалов ГИС, опробования и керна. Определить положение ВНК в целом по залежи турнейского яруса, представленного крайне неоднородными породами, довольно сложно. Это объясняется тем, что проницаемые породы отделяются друг от друга по разрезу плотными породами. Эти пропластки не выдержаны по площади и не всегда коррелируются от скважины к скважине. Кроме того, подошва нижних нефтенасыщенных прослоев в отдельных скважинах в пределах залежей залегает на различных глубинах, что связано, по-видимому, с высокой неоднородностью пород.

В целом можно  отметить, что наблюдается погружение поверхности турнейского яруса в северном направлении, и соответственно ВНК от залежи к залежи также понижается в этом направлении. Все залежи верхнетурнейского подъяруса относятся к массивному типу.

Отложения кизеловского горизонта в пределах залежей довольно однородны и представлены в среднем одним-двумя эффективными пропластками.

Залежь 201 турнейского  яруса Ромашкинского нефтяного  месторождения характеризуется  низкими эффективными нефтенасыщенными толщинами (в среднем до 5 м), причем практически повсеместно нефтенасыщенные прослои залегают в слиянии или в зонах с очень ненадежными уплотненными перемычками с водоносной частью разреза. Это очень усложняет условия разработки турнейского эксплуатационного объекта в связи с необходимостью подбора наиболее эффективных методов водоизоляции скважин при конусообразовании в процессе эксплуатации [2].

Залежь 1

В пределах залежи 1 осадочная  толща, залегающая на эродированной  поверхности кристаллического фундамента, представлена девонскими, каменноугольными, пермскими, неогеновыми и четвертичными отложениями. Рассматриваемая залежь нефти приурочена к отложениям бобриковского-радаевского горизонта визейского яруса нижнего карбона. Средняя глубина залегания продуктивных коллекторов – 1134 м.

В сложении терригенной толщи принимают участие песчаники, алевролиты, аргиллиты, углисто-глинистые известняки. Покрышкой для залежи служит пачка непроницаемых пород тульского горизонта, толщиной 8-10 м, представленная темно-серыми, глинистыми, окремнелыми, иногда органогенными известняками (Rр C1-7). В подошве бобриковского горизонта хорошим репером являются аргиллиты елховского горизонта, толщиной 2-6 м, а в зонах размыва елховских глин – кровля карбонатных коллекторов турнейского яруса (Rр C1-5). Выделяются также дополнительные глинистые реперные пачки внутри терригенной толщи, которые используются при детальном расчленении разрезов.

По разрезу  бобриковский горизонт является достаточно однородным, коэффициент песчанистости  по продуктивной части разреза составляет 0,694, а коэффициент расчлененности – всего 1,6.

Положение ВНК  определялось по данным испытания и  освоения скважин и результатам  промыслово-геофизических исследований. Поверхность ВНК по залежи ступенчато погружается с абсолютной отметки  минус 823,8 м (V блок) до минус 838,7 м в северном направлении (I блок) и до минус 841,4 м в северо-восточном направлении (III блок). В целом по залежи отметка ВНК по отдельным скважинам изменяется от минус 810,0 до минус 848,8 и в среднем составляет минус 835,6.

Площадь нефтеносности пластов  бобриковского горизонта с закономерным увеличением доли ВНЗ уменьшается  вниз по разрезу. Так, параметр нефтеносности (отношение количества скважин, вскрывших  нефтенасыщенный коллектор, к общему количеству скважин, вскрывших коллектор) изменяется от 0,675 по пласту Сбр-4 до 0,176 по пласту Сбр-1.

Все пласты бобриковского  горизонта представляют собой единую гидродинамическую систему, что  подтверждается как единым ВНК. Так  и наличием зон слияния между  ними. По пластам коэффициент связанности изменяется от 0,156 (Сбр-4 – Сбр-3) до 0,523 (Сбр-3 – Сбр-2), а в случае раздельного залегания пластов толщины глинистых перемычек между ними составляют в целом 2,4 м.

Общая толщина  бобриковского горизонта составляет в среднем 26,2 м, при интервале изменения от 9,0 м до 55,2 м. Общая нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 20,8 м, водонасыщенная – 14,0 м.Эффективные толщины значительно меньше и составляют в среднем: общая – 5,9 м. нефтенасыщенная – 4,4 м, водонасыщенная – 5,0 м [3].

Залежи 302-303

В пределах залежей 302 – 303 отложения каменноугольной системы представлены карбонатными отложениями нижнего и среднего отделов.

Нижнекаменноугольный отдел –  С1

Серпуховский ярус – С1srp

В составе яруса выделяются тарусский, стешевский и протвинский горизонты. Литологически отложения представлены известняками и доломитами кристаллически зернистыми, часто кавернозными и трещиноватыми.

Верхняя граница яруса (протвинский  горизонт) проводится по резкой смене  нижнекаменноугольной фауны (фораминифер, брахиопод и кораллов) среднекаменноугольными. На электрокаротажных диаграммах этой границе отвечает подошва репера С31-15. Продуктивная часть серпуховского яруса - протвинский горизонт (залежь 303), представлена известняками и доломитами зернистыми, светло-серыми, сахаровидными. Толщина горизонта 36-57 м.

В основании яруса залегают плотные  известняки и доломиты общей мощностью  иногда до 25 м. Однако, не всегда подошва  яруса отбивается достаточно четко. Этой части разреза соответствует  электрорепер С31-12. Толщина серпуховского  яруса в целом составляет 116-157 м.

Среднекаменноугольные отложения  повсеместно залегают со стратиграфическим  несогласием на породах серпуховского  яруса. В среднем карбоне выделяют два яруса: башкирский и московский. Общая толщина среднекаменноугольных  отложений 255-375 м.

Башкирский ярус – С2bsch

По подошве башкирского яруса  залегают плотные глинистые известняки и доломиты толщиной до 4-8 м. На электрокаратажных  диаграммах этой части разреза соответствует  репер С1-15.

В литологическом отношении ярус, в основном, сложен известняками органогенными, органогенно-обломочными, микрозернистыми, брекчиевидными и доломитами, кавернозными и трещиноватыми.

Продуктивная часть разреза  сложена пористыми известняками, толщина которых колеблется от 2 до 16 м. В кровельной части они  перекрываются плотными глинистыми известняками (до 3 и более метров, Rp С2-18). В Шугуровском типе разреза пачка пористых известняков представлена в более сокращенном виде. Толщина яруса изменяется от 6 до 36 м.

7 и 9 опытные участки расположены  на небольшом расстоянии друг от друга и их продуктивные отложения связаны как с протвинским горизонтом, так и с башкирским ярусом, границы которых на участках отбиваются по единым реперным поверхностям. Следовательно, принципиальных различий в стратиграфии между участками не существует [1].

Стоит отметить, что 302 и 303 залежи обладают вертикальной трещиноватостью и  глинистая перемычка в кровле протвинского горизонта не может  являться надежной изоляцией этих двух залежей друг от друга. Исходя из этого 302, 303 залежи являются одним объектом разработки.

Границы 302 и 303 залежей, приуроченных к данным отложениям, проведены по линии ВНК на отметках минус 540,1 м в северной части и минус 540,0 м в южной части. ВНК имеет наклонную плоскость с юга на север. Средняя абсолютная отметка ВНК по залежам составляет минус 543м. При определении положения ВНК, главным образом, использовались данные испытания скважин. По большинству из них, с учетом характера распределения пористо-проницаемых пропластков в интервале перфорации и диапазона нефтеносности по данным геофизических исследований, этаж нефтеносности залежей достигает 70-90 метров.

Залежь нефти в отложениях башкирского  яруса массивно-слоистого типа приурочена к карбонатному массиву, в котором  отдельные пористо-проницаемые слои насыщены нефтью. Характер распространения проницаемых прослоев по толщине и площади не имеет явно выраженной закономерности.

Пропластки залегают на всех уровнях  этажа нефтеносности, но при этом существует тенденция количественного  их сокращения к подошве зонального интервала. Примерно равномерно, с частостью 40 - 45%, они представлены на расстоянии 2 - 8м от кровли горизонта. Ниже по разрезу доля коллекторов сокращается до 10%. При детальном изучении в пределах яруса выделяют две пачки: Сбш-1 и Сбш-2 (снизу вверх), но отсутствие достаточно выдержанной корреляционной поверхности между ними затрудняет идентификацию пропластков. Кроме того, в большинстве скважин интервал Сбш-2 отсутствует, поэтому залежь практически представлена одним зональным интервалом – Сбш-1. В пределах залежи более 70% скважин вскрыли коллекторы в границах зонального интервала, при этом доля коллекторов (песчанистость) составила в целом 59,6 %.Коэффициент выдержанности – 0,818. Отдельные скважины вскрыли разрез на 90% представленный коллекторами. В среднем на одну скважину приходится 3,2 пропластка, при максимальном количестве до 8.

Толщина пропластков колеблется от 0,8 м до 18,0 м, но в основном локализованы в интервале до 3,0 м, средняя величина эффективной нефтенасыщенной толщины составляет 5,0 м, а общей – 10 м.

Залежь нефти серпуховского  горизонта во многом аналогична залежи башкирского яруса. Коллекторы представлены пористо-трещиновато-кавернозными известняками и доломитами и аналогичными структурно-генетическими  типами. Сама залежь характеризуется массивно-слоистым строением, в пределах массива как по разрезу, так и по простиранию пористо-проницаемые пропластки замещаются плотными разностями, граница залежи принята на отметке минус 543 м. Какой либо явно выраженной закономерности распространения пропластков не выявлено.