Ремонтно изоляционные работы

ьвьлалф

Введение

 

При эксплуатации нефтяной или газовой скважины возникают  те или иные неполадки как с самими скважинами, так и с их подземным оборудованием.

Каждую действующую  скважину приходится останавливать  для планово-предупредительного или  текущего ремонта. Простои их (перерывы в эксплуатации) всегда связаны либо с ремонтом подземного оборудования, либо с ремонтом самих скважин (их забоев, эксплуатационных колонн), а также с рядом других причин, таких как: ремонтом или заменой наземного оборудования, прекращением подачи электроэнергии, сжатого газа или воздуха и т. д.

Продолжительность простоев скважин учитывается коэффициентом эксплуатации отношением времени их эксплуатации к общему календарному времени за год, квартал, месяц. Коэффициент эксплуатации скважин колеблется в пределах 0,95-0,98.

Наряду с понятиями текущий и капитальный ремонт скважины, введено понятие скважинной - операция по повышению нефтеотдачи пластов, также отнесенная к ремонтным работам в скважинах. Скважиной - операцией ремонтных работ по повышению нефтеотдачи пластов является комплекс работ в скважине по введению в пласт агентов, инициирующих протекание в недрах пласта физических, химических или биохимических процессов, направленных на повышение коэффициента конечного нефтевытеснения на данном участке залежи.

За время долго эксплуатации скважины происходит обводнение скважиной продукции, за счет нагрузки на эксплуатационную колону, прорыва подошвенных вод.

Ремонтно-изоляционные работы (РИР) - работы по перекрытию путей проникновения вод в эксплуатационный объект скважины и отключение от нее отдельных пластов и обводненных интервалов

Виды:

- нефтецементном;

- водоцементном.

Также в дипломном проекте рассматриваются следующие вопросы: геологическое строение Покачевского месторождения, физико-химические свойства жидкостей и газов, режим разработки залежей. В технологической части рассмотрены следующие пункты: технология проведения РИР, расстановка оборудования, материалы, применяемые при РИР.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Геологическая часть

 

1.1История освоения Нивагальского месторождения

 

Нивагальское  месторождение открыто в 1981 году, введено в эксплуатацию в 1985 году. 

Геолого-геофизическое  изучение  территории  начато  в  50-е  годы.  В  1990  году тематической партией (ТП-110) Тюменской тематической  экспедиции  Главтюменьгеологии  выполнено  обобщение  материалов  полевых  геофизических  съемок,  по  результатам  которого  составлены  сводные  структурные  карты  Западно-Нивагальской  площади  по  отражающим  горизонтам  «М1»  (кровля  кошайской  свиты)  и  «Б»  (кровля  баженовской  свиты).  Бурение  поисковых  и  разведочных  скважин  до  1990  года  проводилось  силами  Мегионской  НРЭ Главтюменьгеологии,  в  последующем – ТПП «Лангепаснефтегаз». Детальные  сейсмические  исследования  на  месторождении  осуществлены  трестом  «Татнефтегеофизика»  объединения  «Татнефть».

Основанием для постановки разведочного бурения на Нивагальском месторождении послужили: высокая плотность запасов Нижневартовского нефтегазоносного района, благоприятные фациальные и структурно-тектонические условия, в которых расположена исследуемая площадь, промышленная нефтеносность соседних Южно-Покачевского и Урьевско-Поточного месторождений, где выявлены залежи нефти в верхнеюрских (пласт ЮВ_1-1) и меловых отложениях (пласты АВ и БВ).

В конце 1981года поиск и разведка были сосредоточены в районе Нивагальской структуры (скв.85, 103, 117).

Нивагальское месторождение нефти  было открыто первой поисковой скважиной 85 в марте 1982 года.  При испытании пласта ЮВ_1-1 был получен фонтан нефти дебитом 51 м³/сут. Приток нефти из пласта ЮВ_1-1 был получен также в скважине 123, в остальных – приток нефти с водой, либо воды.

Таким образом, опоискование юрской залежи как начальный этап геологоразведочных работ завершилось получением промышленного притока нефти, поэтому все последующие скважины на юрские отложения приобрели статус разведочных. Поиск новых залежей и разведка юрского продуктивного горизонта происходили одновременно.

Вторая скважина 101 была пробурена  в зоне сочленения Нивагальского и Шаманного поднятий. При испытании пласта ЮВ_1-1 получен приток воды.

Не попала в контур нефтеносности  юрского пласта и скважина 99, заложенная в районе небольшого структурного носа в западной части месторождения. Следующую скважину 117 решено было заложить на более близком расстоянии от скважины 85. В результате был вскрыт ВНК юрской залежи.

Геолого-геофизические данные, полученные при бурении скважин в 1981-1982 годах  позволили предположить в пласте ЮВ_1-1 две залежи нефти. Одна из них приурочена к северному – Шаманному поднятию, другая связана с Нивагальской структурой. Залежи отличались по занимаемой площади и уровню ВНК, который нуждался в уточнении в процессе дальнейших работ.

Кроме решения вопросов разведки юрской залежи в этот период осуществлялся поиск продуктивных пластов и в неокомских отложениях.

Скважиной 99 был увеличен этаж нефтегазоносности  месторождения: при испытании пласта АВ_1-3 получен промышленный приток нефти дебитом 27.1 м³/сут при депрессии 15 атм.

Изучение разрезов пробуренных  скважин позволило установить, что почти во всех скважинах пласт АВ_1-3 отделен от пласта АВ₂ значительно изменяющейся по толщине глинистой перемычкой от 2 м (скв.103) до 7 м (скв.99).

В 1983 году продолжалась доразведка уже  открытых залежей. В основном в этот период геологоразведочные работы концентрировались на Шаманной структуре. В результате был расширен контур нефтеносности северной залежи пласта ЮВ_1-1.

В скважине 105, пробуренной на западе Южно-Покачевского месторождения (в  зоне его сочленения с Нивагальским) в 1983 году получен приток нефти из нижней пачки пластов ачимовской толщи.

Выявлены признаки нефтеносности  пласта БВ₆ (скважина 84).В это же время продолжается разведка южной части Нивагальской структуры и всего месторождения в целом (скважины 126, 129, 122, 127, 133).

Таким образом, в результате проведенных геологоразведочных работ  открыто крупное месторождение нефти, находящееся в непосредственной близости от разрабатываемых Покачевского, Урьевско-Поточного, Южно-Покачевского. Выявлены залежи нефти промышленного значения п пластах ЮВ_1-1, АВ₂, АВ_1-3, АВ₁-₂. 

По Нивагальскому  месторождению  составлено  пять  проектных  работ.  Основой  организации  разработки  месторождения  служит  «технологическая  схема»  (ТатНИПИнефть)  1986 года,  утвержденная  ЦКР  в  1988 году.

По состоянию на 01.01.2002г. фонд добывающих скважин составил 462 ед., в том  числе дающих нефть - 392 скважина. Все  скважины эксплуатируются механизированным способом.

1 скважина даёт безводную нефть, 190 скважин (или 54,1% от действующего фонда) работают с обводнённостью до 50 %, 120 скважин (или 34,2%) – с обводнённостью от 50 до 90 %, 40 скважин (или 11,4%) дают продукцию с содержанием воды более 90%.

Добыча нефти по Нивагальскому  месторождению в 2001 году составила 1120.2 тыс. т., что является максимальной величиной годового отбора нефти за весь период разработки месторождения. Добыча жидкости в 2001 году составила 3057.2 тыс. т. при среднегодовой обводнённости добываемой продукции 63.4 %. Средний дебит работающих по нефти вырос в 2001 году и достиг величины 8.6т/сут., средний дебит по жидкости составил 23.5 т/сут.

Закачка воды на месторождении  реализуется с 1987 года. По состоянию  на 01.01.2002 года нагнетательный фонд составил 83 ед., из которых под закачкой находится 75 скважин. Текущая компенсация отбора жидкости закачкой в 2001 году  составила 78,8 %.

Геологический разрез Нивагальского  месторождения представлен отложениями двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского чехла и доюрских образований. Доюрские отложения вскрыты поисковыми скважинами 204П, 210П, 211П.

Расчленение разреза произведено в соответствии с унифицированной стратиграфической схемой, принятой на совещании по вопросам корреляции и индексации продуктивных пластов мезозойских отложений Тюменской области в «ЗапСибНИГНИ» Главтюменьгеологии Министерства геологии РСФСР 20-21 февраля 1986 г. [6]

Рисунок 1 – Карта Нивагальского  месторождения

 

1.2 Орогидрография

 

Нивагальское месторождение в  административном отношении находится  в Нижневартовском районе Ханты - Мансийского автономного округа Тюменской области.

В орогидрографическом смысле район  месторождения представляет слабо  расчлененную, очень заболоченную и  залесенную равнину с абсолютными  отметками от +70 до 80м.

Гидрографическая сеть представлена большим числом мелких притоков бассейна реки Аган. Около 85% территории месторождения покрыто труднопроходимыми болотами и топями, плохо промерзающими зимой. Поверхность грунтовых вод в долинах рек располагается на глубине до 5м, а на водоемах до 15м. [7]

Климат района резко континентальный. Зима холодная (до -45 - -50 ⁰С в январе) и снежная, с метелями и заносами. Короткое, но довольно теплое лето     (до + 30⁰С в июле). Весна и осень продолжительные, часто холодные с сильной распутицей. Среднегодовая температура - 3,2⁰C - 2,6⁰C, количество осадков 400 - 500мм в год, большая их часть приходится на август и февраль. Ледостав на реках и озерах начинается в октябре - ноябре, ледоход во второй половине мая. Глубина снежного покрова 0,8 - 1,0м на открытых и 1,5м - залесенных участках. Промерзание грунта достигает 2м, болот на глубину до 10м. Преобладающие ветры зимой - северные и северо-восточные, летом - западные и юго-западные.

Месторождение находится  в непосредственной близости от нефтепровода Нижневартовск - Омск.

В настоящее время месторождение отличается достаточной надежностью дорог.

 

1.3 Тектоника

 

Залежи пласта ЮВ_1.

На площади выявлено две залежи – залежь 1 (северная) на Шаманной структуре и залежь 2 (южная) на Нивагальской. Залежь 1 «сливается» с залежью аналогичного пласта соседнего Лас-Ёганского месторождения. Границей является линия, по которой утверждены запасы ГКЗ в 1984г. по Нивагальскому и в 1993г. – по Лас-Ёганскому месторождениям. По этой разделяющей линии практически проходит лицензионная граница между этими месторождениями.

Залежи почти полностью  разбурены по эксплуатационной сетке  скважин, разрабатываются с 1987г.

Залежь ачимовской толщи.

Залежь нефти в толще  ачимовских отложений приурочена к  нижней пачке коллекторов, при испытании  которых в скв.105р получено нефти 4,1м³/сут при депрессии 16,9 МПа и в скв.135р – 6,0 м³/сут при депрессии 17,5 МПа. Контур залежи проведен по скважинам, где коллекторы водонасыщены с кровли, независимо от абсолютных отметок.

Размер залежи 7.0х5.0 км, высота 40 м. Тип залежи литологически – экранированный.

Залежи пласта   БВ₈

Пласт БВ₈  на Нивагальском  месторождении вскрыт скважинами на глубинах 2370-2650м, распространен повсеместно, как и на соседних Покачевском, Южно-Покачевском и других месторождениях. Представлен песчаниками, в основном нефтенасыщенными, с прослоями аргиллитов. В отличии от соседних месторождений, где пласт БВ₈ является одним из основных продуктивных пластов, на Нивагальском месторождении установлены лишь две небольшие по размерам залежи.

Залежи пласта   БВ₆

  Пласт БВ₆ распространен по всей площади месторождения, вскрыт скважинами на глубинах 2320-2500м, представлен песчаниками с прослоями алевролитов. На Нивагальском месторождении выявлено три залежи небольших размеров. Эффективная толщины пласта изменяются в пределах 4.0-14.0 м[7]                                                                 

Залежи пласта   БВ₅

Пласт БВ₅ распространен повсеместно в пределах месторождения, представлен песчаниками и алевролитами. Выявлены две залежи.

Залежи пласта АВ₂

В пределах лицензионного участка Нивагальского месторождения выделено одиннадцать залежей, в том числе пять из них располагаются в границах залежи пласта АВ₂, апробированной ГКЗ в 1984г., как единой на данной площади, а остальные шесть выявлены вне этой границы по результатам доразведки и эксплуатационного бурения.

Балансовые запасы добычи нефти составили по состоянию  на 01.01.00 159606 тысяч тонн, извлекаемые 44523 тысяч тонн, при коэффициенте нефтеизвлечения – 0,279. Из них соответственно по пласту ЮВ₁ балансовые запасы нефти составили 43062 тысячи тонн, извлекаемые 9904.

 

1.4 Литология и стратиграфия

 

Геологический разрез Нивагальского  месторождения представлен отложениями двух структурных комплексов: складчатого основания и мезо-кайнозойского чехла.

Породы фундамента (доюрские образования) представлены эффузивными породами зеленовато-серого и бурого цвета, по трещинам заполненными кальцитом, аргиллитами, метаморфизированными красно-бурыми породами с раковистым изломом. В скважинах вскрыта кора выветривания, представленная гравелитом кварцево-полевошпатовым, светло-серым, массивным, среднесцементированным, песчаником светло-серым крупно- и среднезернистым, среднесцементированным, массивным слюдистым с включениями окатанной мономиктовой гальки, гравия и брекчий. Глины темно-серые, тонкоотмученные, плитчатые, излом раковистый. Платформенные образования включают в себя отложения юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной систем.