Отчет по практике на Северо-Покурском месторождении

Отчет по прохождению преддипломной практики на Северо-Покурском месторождении ...

ВВЕДЕНИЕ 3
1 ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА СЕВЕРО-ПОКУРСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ 4
1.1 Общие сведения о месторождении 4
1.2 Тектоника и стратиграфия разреза 6
1.3 Начальное состояние продуктивных пластов 14
1.3.1 Начальное пластовое давление 14
1.3.2 Начальные запасы 14
1.4 Состав и свойства пород продуктивных пластов 16
1.5 Состав и свойства флюидов, насыщающих продуктивные пласты 23
1.6 Основные свойства нефти, газа, воды в поверхностных условиях 24
2 ПОДГОТОВКА СКВАЖИН К ЭКСПЛУАТАЦИИ 25
2.1 Условия первичного вскрытия продуктивных пластов 25
2.2 Условия, техника и технология вторичного вскрытия продуктивных пластов 25
2.3 Конструкция забоев скважин 28
2.4 Освоение скважин 28
3 ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ 33
4 ТЕХНИКА И ТЕХНОЛОГИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА 44
4.1 Характеристикафонда скважин 44
4.2 Продуктивная характеристика скважин 44
4.3 Способ эксплуатации скважин 48
4.4 Характеристика оборудования скважин 53
4.5 Осложнения в работе скважин 57
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 62
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК 65
ПРИЛОЖЕНИЕ 66

Отчет написан о Северо-Покурском газоконденсатнонефтяном место-рождении на основе данных, предоставленных предприятием ОАО «Слав-нефть-Мегионнефтегаз». ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» зарегистрировано 12 апреля 2001 года. Основным нефтедобывающим предприятием Компании является ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» (ОАО «СН-МНГ»). Работая на Мегионском, Аганском, Ватинском и ряде других месторождений, «СН-МНГ» ежемесячно добывает более 1,5 млн тонн углеводородного сырья. Ежегодная добыча всех предприятий холдинга превышает 18 млн тонн нефти. Часть разрабатываемых месторождений находится за Северным полярным кругом. Основной вид деятельности – разведка, обустройство и разработка месторождений углеводородного сырья.

При вскрытии продуктивного пласта бурением рекомендуется применять небольшие добавки к раствору (до 0,3 %) неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ). Действие НПАВ основано на снижении поверхностного натяжения на границе раздела фаз: нефть – фильтрат бурового раствора. Снижение межфазного натяжения происходит за счет концентрации молекул ПАВ на границе раздела фаз. Такие НПАВ, как дисолван-4411, ОП-10, неонол, УФЭ 8 и др., предотвращают образование в ПЗП устойчивой водонефтяной эмульсии и за счет этого способствуют более быстрому удалению фильтрата бурового раствора и кольматирующего материала при минимальных значениях депрессии.2.2 Условия, техника и технология вторичного вскрытия продуктивных пластовГеолого-технические условия вторичного вскрытия продуктивных пластов в обсаженныхскважинах диктуют три критерия его эффективности.А. Суммарная поверхность вскрытия обсадной колонны (в виде отверстий или щелей) должна быть максимальной. Однако колонна должна сохранить способность противостоять горизонтальной составляющей горного давления, которая весьма значительна. Поэтому требования к прочности обсадной колонны высоки. В частности, длина щели не должна превышать 0,3 ÷ 0,4 от диаметра трубы. В. Продуктивная часть пласта должна быть вскрыта полностью, остатки цементного кольца недопустимы. В то же время за пределами интервала вскрытия должна быть обеспечена сохранность как обсадной колонны, так и цементного кольца. Это обусловлено требованием полной реализации потенциальных возможностей пласта и длительностью эксплуатации объекта без обводнения. С. В пределах продуктивного пласта должно быть сформировано несколько глубоких перфорационных каналов. Вопрос количества и глубины каналов очевиден: чем больше, тем лучше. Это условие диктуется требованием надежного сообщения пласта со скважиной даже при низком качестве первичного вскрытия (высокие репрессии, неблагоприятные параметры бурового раствора и т.д.) и отрицательных последствиях тампонажных работ. Проанализируем известные способы перфорации и последствия их применения с этих позиций. Наиболее широко применяются ударно-взрывные способы: пулевая и кумулятивная перфорации. При этих способах обсадная колонна и цементный камень могут разрушаться не только в интервале перфорации, но и в интервалах перемычек, отделяющих продуктивные пласты от водоносных. Следствием такого вскрытия является ускоренное обводнение скважины. Кроме того, глубина формируемых каналов невелика и сообщение пласта со скважиной неполное. При таком вскрытии не удается исправить погрешности, допущенные при первичном вскрытии и цементировании, они только усугубляются. Указанные недостатки определили активность поиска безударных способов перфорации и устройств для их осуществления. Методы безударного вскрытия можно подразделить на следующие: а) вскрытие, основанное на точечных способах перфорации; б) сплошное вскрытие.Вторичное вскрытие, основанное на точечной перфорации. С позиций геологической эффективности (получение максимального дебита) преимущества имеет гидропескоструйная перфорация. Строго говоря, этот способ не является точечным, и в этом его дополнительное преимущество. Вследствие пульсации давления при нагнетании жидкости низ колонны со снарядом, который не имеет фиксирующего устройства, совершает колебания. Поэтому высоконапорная струя вырезает в колонне не отверстие, а щель небольшой длины. Эта щель обеспечивает свободный выход отраженного от преграды потока в скважину. Отсутствие стесненности струи увеличивает ее пробивную способность дополнительно к действию абразива в жидкости. Имеются промысловые данные, свидетельствующие о формировании каверн глубиной до 1 м и более при пескоструйной перфорации. После проведения перфорации обсадная колонна остается в работоспособном состоянии. Таким образом, по всем трем критериям способ удовлетворяет требованиям высокой нефтеотдачи. Однако из-за ускоренного износа дорогостоящего промыслового оборудования и прихватоопасности при сбоях работы насосных агрегатов способ не может найти широкого применения в практике строительства скважин. Для решения указанных проблем износа и прихватоопасности были предложены техника и технология гидравлической перфорации на базе буровых растворов без абразива. Поскольку отсутствие абразива резко снижало пробивную способность струи, разработана конструкция специального фиксирующего устройства в сборке перфоратора. Это устройство позволяло осуществлять точечную перфорацию и на этой основе производить резку колонны струями бурового раствора без абразива.2.3 Конструкция забоев скважинРекомендуется пересмотреть прогнозные данные порового давления и давления гидравлического разрыва пласта для скважины, чтобы определить максимальное значение плотности бурового раствора, используемого для бурения интервалов разреза скважины, и, следовательно, выбрать наиболее выгодное решение обеспечения устойчивости ствола скважины, а также уменьшения поглощения бурового раствора.Рекомендуется после интервала перекрываемого промежуточной колонной, спустить эксплуатационную колонну до кровли коллектора с последующим его перекрытием на всю толщину хвостовиком. Такое изменение конструкции скважины позволило бы, во-первых, изолировать перекрывающие породы (перекрытие глинистых сланцев и зон поглощения бурового раствора) и, во-вторых, заменить систему промывки буровым раствором при бурении интервала залегания коллектора на более очищенный раствор с более низкой плотностью, что позволит уменьшить проникновение фильтрата бурового раствора в пласты и, в конечном счете, загрязнение коллектора.2.4 Освоение скважинОсновными геологическими особенностями, определяющими комплекс ГТМ для повышения текущей и конечной нефтеотдачи, являются: глубина объекта;характеристика коллектора (карбонатный, терригенный);режим залежи;нефтенасыщенная, водонасыщенная толщины;проницаемость;расчлененность, трещиноватость;вязкость нефти;температура пласта;остаточные извлекаемые запасы.Сочетанием этих характеристик, а также состоянием разработки объекта в целом и параметрами работы отдельных скважин, определяется необходимость реализации крупномасштабных технологий повышения нефтеотдачи или технологий локального воздействия (обработка призабойной зоны пласта – ОПЗ).На рассматриваемой нефтяной залежи предлагается испытать следующий комплекс мероприятий:при освоении скважин после бурения стандартный комплекс мероприятий (СКО-ПАВ) дополняется технологией разглинизации для восстановления первоначальной проницаемости ПЗП коллекторов, что достигается закачкой в пласт комплекса реагентов - разглинизаторов (бикарбоната натрия или глинохлорита натрия и соляной кислоты с добавкой катионактивных ПАВ – гидрофобизаторов), переводом естественных или привнесенных глинистых минералов в тонкодисперсное состояние с последующим их частичным растворением и удалением из призабойной зоны пласта. В качестве дополнительного мероприятия к указанной технологии рекомендуется применение самогенерирующихся пенных систем (СГПС) на основе хлористого аммония, нитрита натрия и катионактивных ПАВ. Генерирование пены на забое скважины и ПЗП обеспечивает довольно резкое снижение забойного давления, увеличение скорости притока жидкости из пласта и вынос глинистных минералов и продуктов реакции;в целях интенсификации добычи нефти из продуктивного коллектора залежи рекомендуется использовать кислотные гидроразрывы пласта (КГРП) в добывающих скважинах, основанные на вытравливании кислотой поверхности существующих и вновь образованных трещин для обеспечения повышенной их проводимости. За счет неравномерного воздействия на поверхность трещин, раскрытость их существенно увеличивается, вследствие чего отсутствует необходимость их закрепления проппантом.Для увеличения продуктивности скважин можно производить кислотные ГРП на основе комплекса ХИМИКО В. Принцип технологии заключается в поочередной закачке полисахаридного водного геля на основе комплекса ХИМИКО В и соляной кислоты (24%-ной) с добавкой многофункционального ПАВ-НЕФТЕНОЛА К.Рекомендации по видам КГРП:а) глубокопроникающий гидрокислотный разрыв с использованием соляной кислоты без крепления трещин проппантом можно успешно рекомендовать при обработке карбонатных пластов в добывающих и нагнетательных скважинах. Обязательным условием применения этого вида гидроразрыва является соответствие объекта критериям успешности:- увеличение проницаемости - ≤ 0,03 ÷ 0,05 мкм2;- эффективной толщине пласта - ≥ 5 м;- толщине экранов (нижнего и верхнего) - ≥ 8 м.В продуктивных пластах со средней и высокой проницаемостью полномерный КГРП проводить не рекомендуется. В таких пластах трудно создать трещину нужных размеров;б) ограниченный гидрокислотный разрыв для обработки ПЗП и снятия скин-эффекта рекомендуется проводить в пластах, сложенных карбонатами и песчаниками в добывающих и нагнетательных скважинах. Наибольший эффект этот вид гидроразрыва может дать при обработке коллекторов средней (0,05 ÷ 0,2 мкм2) и высокой (более 0,2 мкм2) проницаемости, а также в скважинах, трудноосваиваемых после бурения, и при маломощных (менее 8 м) экранах, изолирующих объект. При проведении таких операций жидкостью разрыва служит жидкость, заполняющая скважину перед разрывом (нефть, вода) различной минерализации. При обработке пластов высокой проницаемости (более 0,2 мкм2) в качестве жидкости разрыва рекомендуется использовать высоковязкую нефть.Как вариант кислотного воздействия, альтернативный КГРП, для обеспечения заданных или повышенных отборов нефти рекомендуется применение большеобъемных солянокислотных обработок (БКО).Технология БКО представляет собой направленную обработку призабойной зоны пласта комплексным ПАВ – солянокислотным составом (ПАВ-СКС). Закачка кислотных составов в большом объеме (5 ÷ 10 м3 на метр перфорации) при давлениях закачки до 0,75 ÷ 0,8 горного давления приводит к раскрытию существующих микротрещин и трещин карбонатных коллекторов, создает новую геометрию дренирования пласта, увеличивает радиус воздействия на призабойную зону, вовлекая новые низкопроницаемые участки продуктивных пропластков, значительно увеличивает фильтрационные характеристики ПЗП пласта. Сущность технологии заключается в последовательной порциальной закачке в скважину раствора кислоты с ПАВ, вязкой обратной эмульсии (ЭОС) в общем объеме 3,0 ÷ 6,0 м3, ПАВ – кислотного состава (ПАВ-СКС) в расчетном объеме и затем продавочной жидкости (техническая вода в объеме НКТ). Технология успешно применяется на объектах разработки с карбонатными коллекторами ОАО «Самаранефтегаз» и других нефтедобывающих компаний и показала увеличение продуктивности низкодебитных скважин в среднем в 2,5 раза, при практически неизменной обводненности продукции, и высокую экономическую эффективность: рентабельность составила почти 76%, средний период окупаемости вложений составил 1 месяц.Примечание: в необводненных или малообводненных скважинах целесообразно сначала продавить кислоту 10 ÷ 15 м3 безводной нефти, затем технической водой, облагороженной неионогенным ПАВ, в объеме НКТ.При обводненности 30% ÷ 70% производится комплексное воздействие (КВ) на ПЗП потокоотклоняющими (тампонирующими) реагентами на основе полимерных гелеобразующих составов, жидкого стекла, кремнийорганических соединений, водорастворимых смол, высоковязких обратных эмульсий в объеме 3 ÷ 6 м3 и солянокислотными составами с гидрофобизаторами в объеме 6 ÷ 12 м3 для интенсификации работы нефтенасыщенных толщин пониженной проницаемости.При достижении обводненности 70% и более производится комплексное воздействие (КВ), по видам применяемых реагентов аналогичное выше приводимому, но отличающееся тем, что в основу технологии заложено более существенное изолирующее действие тампонажных составов на обводнившиеся интервалы вплоть до их полной изоляции. Это достигается применением составов в больших объемах и с повышенными изолирующими характеристиками.Если окажется, что водонапорная область не столь активна, как это представляется сейчас, и потребуется организация системы заводнения, в этом случае по нагнетательным скважинам рекомендуется комплексная обработка пласта с целью выравнивания и расширения профиля приёмистости (ВПП) с применением тампонирующих составов на основе жидкого стекла, водорастворимых смол, кремнийорганических соединений, обратных эмульсий, полимерных гелеобразующих составов, реагента Карфас и др. с последующей солянокислотной обработкой с добавкой ПАВ.С учетом высокой степени неоднородности и расчлененности пласта можно считать работы по воздействию на ПЗП в добывающих скважинах направленными на повышение конечной нефтеотдачи, поскольку результат в виде прироста добычи нефти достигается за счет увеличения охвата пласта воздействием по толщине и площади.3 ТЕКУЩЕЕ состояние разработки месторождения Северо-Покурское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1963 г., в промышленную разработку введено в 1970 г. на основании предварительной технологической схемы разработки поддоманиковых отложений.За 37 лет разработки месторождения было составлено одиннадцать проектных документов, из них в целом по месторождению – три технологических документа (в 1976, 1988 и 2006 гг.), по терригенным отложениям – три документа (в 1968, 1978 и 2008 гг.), по карбонатным отложениям – четыре проекта (в 1973, 1978, 1986 и 2004 гг.) и по пласту III эйфельских отложений один проектный документ в 2002 г.Предварительная технологическая схема разработки нефтяных залежей поддоманиковых отложений Северо-Покурского месторождения (1968 г.).Технологическая схема разработки залежей нефти в карбонатных отложениях Северо-Покурского месторождения (1973 г.).Технологическая схема разработки Северо-Покурского месторождения на 1976 – 1980 гг. (1976 г.).Уточненный проект разработки поддоманиковых отложений Северо-Покурского месторождения (1978 г.) – утвержден ЦКР СССР (протокол № 582 от 26.04.78 г.). Уточненная технологическая схема разработки карбонатных отложений Северо-Покурского месторождения (1978 г.).Дополнение к уточненной технологической схеме разработки карбонатных отложений Северо-Покурского месторождения (1986 г.) – (протокол НТС «Коминефть» от 02.02.87 г.). Уточненный проект разработки Северо-Покурского месторождения (1988 г.) - (протокол НТС «Коминефть» от 13.10.89 г.). Проект пробной эксплуатации газоконденсатнонефтяных залежей в эйфельских отложениях Северо-Покурского месторождения утвержден ТО ЦКР (протокол № 167 от 12.09.02 г.). Уточненный проект разработки верхнего эксплуатационного объекта Северо-Покурского месторождения (2004 г.), действующий проектный технологический документ на разработку залежей ВЭО, утвержден ТО ЦКР (протокол № 368 от 23.12.04 г.) со следующими положениями:выделение одного эксплуатационного объекта;уровни добычи нефти: 2005 г. – 135,6 тыс. т, 2006 г. – 130,5 тыс. т, 2007 г. – 125,2 тыс. т;фонд скважин всего - 96, в т.ч. добывающих 76, нагнетательных 20;перевод с нижнего объекта (терригенных пластов) 10 скважин, из них 5 с бурением вторых стволов;бурение вторых стволов в трех скважинах данного объекта;система заводнения - площадная в сочетании с линейным разрезанием, с закачкой воды в циклическом режиме;перевод 6 новых скважин под закачку воды.Авторский надзор за реализацией «Уточненного проекта разработки Северо-Покурского месторождения» и «Уточненного проекта разработки верхнего эксплуатационного объекта Северо-Покурского месторождения», составлен Печорнипинефть (протокол ТО ЦКР по ТПП № 488 от 13.09.2006 г.).Дополнение к проекту разработки поддоманиковых отложений Северо-Покурского нефтегазоконденсатного месторождения, действующий проектный технологический документ на разработку залежей НЭО, утвержден в 2008 г. (протокол ТО ЦКР по ТПП № 581 от 22.09.2008 г.) с основными проектными положениями:выделение одного объекта разработки, объединяющего пласты Iво+Iвв+Iб+Iа;система заводнения по Iво – законтурная в сочетании с внутриконтурным, по Iа+Iб+Iвв – площадная в сочетании с линейным разрезанием;фонд скважин всего – 225, в том числе добывающих – 173, нагнетательных – 52;фонд скважин для бурения – семь добывающих скважин;зарезка боковых стволов в шести добывающих скважинах;ГРП в 19 скважинах;ввод из простаивающего фонда 57 добывающих скважин, в т.ч. шесть скважин с зарезкой боковых стволов, шесть – с ГРП, 45 – с проведением дострелов, изоляций и ОПЗ;организация пяти новых очагов заводнения;проектные уровни: добыча нефти – 339 тыс. т; добыча жидкости – 2780 тыс. т; закачка воды – 2733,2 тыс. м3; использование растворенного газа– 95 %;достижение КИН – 0,533.Сопоставление проектных и фактических показателей разработки Северо-Покурского месторождения за период 2005 ÷ 2009 гг. приведено в приложении Б. В 2009 г. уровень добычи нефти по факту выше запроектированного на 83,3 тыс.т или 18,8 %. Превышение проектных уровней связано с более высокими среднесуточными дебитами скважин по нефти и жидкости (проект -6,3 и 44,7 т/сут, факт – 7,8 и 54 т/сут) при фактической обводненности продукции соответствующей проектной.Годовой объем закачки воды в залежи на 701 тыс. м3 выше запланированного, несмотря на меньший действующий фонд нагнетательных скважин (проект- 62, факт – 48). Это обусловлено большей средней приемистостью по скважинам (проект -157,1 м3/сут, факт – 224,2 м3/сут) и более высоким, чем по проекту коэффициентом эксплуатации нагнетательных скважин.Всего по месторождению в эксплуатации на нефть и под закачкой перебывало 385 скважин. Действующий фонд по состоянию на 01.01.2010 г. составляет 186 добывающих и 48 нагнетательных скважин. Характеристика фонда скважин по месторождению и по объектам представлена в приложении В.Простаивающий фонд добывающих скважин на конец 2009 г. составил 101 ед., из них 26 скважин в бездействии и 75 в консервации, две скв. 502 и 32 находятся в ожидании освоения. Изменение действующего и простаивающего фонда скважин по месторождению за за период с 2005г. по 2009 г. приведено в таблице 3.1.Таблица 3.1 – Изменение действующего и простаивающего фонда скважинКатегорияскважинХарактеристика скважинКоличество скважин2005 г.2006 г.2007 г.2008 г.2009 г.Добывающиевсего292290290291289действующий186189189193186бездействующий6460342528консервация4241677375Нагнетательныевсего7375757577действующий5249494748бездействующий178101213консервация418161616По сравнению с 2008 годом действующий фонд добывающих скважин в 2009 году уменьшился на семь скважин, простаивающий фонд увеличился на пять скважин. Основные причины простоев скважин – высокая обводненность (54 скважин) и низкая продуктивность коллектора (24 скважины). Весь фонд скважин механизирован, 79 скважин оборудованы установками ЭЦН, 107 – УСШН.За 2009 г. из действующего фонда добывающих скважин в бездействие были переведены девять скважин (скв. 36, 171, 301, 422б, 436, 8, 294, 296 и 336), в консервацию – шесть (скв. 409, 444, 461, 471, 507 и 517). Четыре скважины (178, 429, 478, 479) из простаивающего фонда ввели в действующий добывающий фонд. Две скважины переведены под нагнетание (скв. 402 и 601).В ликвидированном фонде на дату находится 26 скважин, из них 18 скважин были ликвидированы по геологическим и техническим причинам в процессе разведочного и эксплуатационного бурения и 8 скважин после эксплуатации. Текущие диапазоны дебитов по жидкости для скважин, оборудованных установками ЭЦН, составляют от 17,1 (скв. 508) до 519,7 м3/сут (скв. 179) при среднем значении 116,8 м3/сут; для скважин, работающих с помощью ШГН – от 0,2 (скв. 37, 339) до 39,3 м3/сут (скв. 25) при среднем значении 6,1 м3/сут.Коэффициент эксплуатации добывающих скважин в 2009 г. практически не изменился по сравнению с прошлым годом и составил 0,969, коэффициент использования фонда равен 0,848 против 0,825 в 2008 г.