Геологическая характеристика Приразломного месторождения

 
Значения, принятые при составлении технологической  схемы  разработки и обустройства Приразломного месторождения 
  
Таблица 2.6 
 

 
  
  
Примечание:   аналоги для: 
 

пласты АС111, АС211 – по АС11 Салымского месторождения; 
пласт БС1 – по БС1 Петелинского месторождения; 
Ачимовская пачка – по скважине №282 Приразломного месторождения с интервалом перфорации 2871-2903 м. 

 
  
  
  
  
  
 
 
Свойства пластовой  нефти Приразломного месторождения 
  
Таблица 2.7 
 

 
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
                 
  
  
  
  
3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ 
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
3.1. Основные  проектные решения разработки  месторождения и их показатели. 
Приразломное месторождение  относится к числу наиболее перспективных  месторождений АО Юганскнефтегаз (наряду с Приобским и Мало-Балыкским месторождениями). 
На 1.01.1999г здесь пробурено 851 скважина или около 1/5 части от общего перспективного фонда (вертикальные скважины). 
За 1999г добыто 3,465 млн.т  нефти (16,1% обводненность), накопленная  добыча нефти 19,557 млн.т, средний дебит нефти 19,2 т/сут. 
Месторождение отличается высокой концентрацией запасов  в одном пласте БС4-5 - 80% НИЗ. Тип залежи - литологически экранированная 
За 1996-2000гг здесь будет  бурится 18% скважин, а в 2001-2005гг - 34% оставшегося  фонда (исключая Приобское месторождение), в сумме же на Приразломное и Приобское месторождения будет приходиться в указанный период соответственно около 30 и 54% буримых скважин. 
Разработка Приразломного  месторождения начата в 1986г. За последние  девять  лет (1991-2000гг) она осуществляется на основе "Комплексной технологической схемы разработки Приразломного месторождения" Янина А.И., составленной СибНИИНП и утвержденной ЦКР МНП СССР (протоколы № 1397 от 16.01.1991г и № 1412 от 22.03.1991г) со следующим и основными положениями: 
1. Проектные уровни:   добыча нефти    - 3,5 млн.т/год: 
жидкости         - 5,2 млн.т/год: 
попутного газа    - 226 млн.м3/год; 
закачка воды     - 10, млн.т/год. 
- выделение в качестве  основного эксплуатационного объекта  пласта БС4-5 и второстепенных объектов - пластов А111, А112, ЮС0; 
- применение по основному  объекту БС4-5 блоковой трехрядной системы с размещением проектных скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием 500м; вопрос оптимизации сетки скважин внутри блоков и формирование поперечных линий разрезания решать в процессе разработки по мере выявления деталей геологического строения и на основе геолого-промыслового анализа особенностей выработки запасов; 
- с целью изучения  добывных возможностей предусмотреть  на пласте А111  бурение на северном куполе 20 скважин по площадной девятиточечной схеме, на пласт А112 - одного площадного девятиточечного элемента (9 скважин), с размещением скважин по сетке 500х500; 
- осуществление пробной  эксплуатации по объекту ЮС0 на опытном участке (проектный фонд - 13 скважин, рядная система, расстояние между скважинами и рядами - 1000м); 
- бурение на месторождении  3484 скважин, в т.ч. 2163 добывающих, 499 нагнетательных, 727 резервных, 81 контрольных  и 14 водозаборных при общем  проектном фонде 3736 скважин: для  перспективного планирования предусмотреть дополнительно 662 скважины на затраты 60-100 руб/т: (1994 г.) 
- давление на устье  нагнетательных скважин 18,0 МПа; 
- применение нестационарного  заводнения; 
- механизированный способ  эксплуатации скважин (ЭЦН, ШГН). 
В "Дополнительной записке к комплексной технологической схеме разработки Приразломного месторождения" произведены расчеты основных технологических  показателей разработки с учетом  изменения  границ приоритетной зоны природопользования и корректировки темпов разбуривания месторождения в сторону их уменьшения. 
Расчеты технологических  показателей разработки по пласту БС4-5 без учета Приоритетной зоны с измененными границами в дополнительной записке проведены раздельно для центральной зоны с нефтенасыщенной толщиной пласта более 5 м и для приконтурного кольца с нефтенасыщенной толщиной 3-5 м. 
В результате расчетов  получены следующие основные проектные  показатели разработки пласта БС4-5 Приразломного месторождения (без учета Приоритетной зоны): 
- добыча нефти, тыс.т/год     - 2760 
- добыча жидкости, тыс.т/год  - 6239 
- закачка воды, тыс.  м3/год    - 8456 
Проектный фонд скважин (без учета Приоритетной зоны) при  этом составил 2819 единиц (64% от общего утвержденного  фонда). Распределение проектного фонда  скважин по назначению дано в табл.3.1.1. 
                                                                                              Таблица 3.1.1. 
Проектный фонд скважин по техсхеме 1990г (протокол № 1397 КРМПП от 16.01.91г)

 
  
  
  
  
3.3. Контроль  за разработкой месторождения   Приразломного месторождения 
  
  
3.3.1. Контроль  гидродинамическими методами

 Контроль за энергетическим  состоянием пласта БС4-5

Контроль за энергетическим состоянием пласта БС4-5  осуществляется замерами Рзаб (динамического уровня) но 39-46% фонда добывающих скважин с периодичностью в 2 раза меньшей, чем требует "Регламент комплексного контроля" Охват замерами нагнетательных скважин соответствует требованиям Регламента. Добывающие скважины, в которых хотя бы раз и год производится замер давления, располагаются равномерно но площади залежи, за исключением южной части в районе скважин NN 3515-3524, 6541-6547. 
Для периодического построения карты изобар замеры пластового давления (статического уровня) проводятся в 45-46% фонда добывающих скважин. В табл3.3.1. представлены объемы исследований за 1997-98гг. Прямые замеры, сделанные глубинными манометрами, информативны на 95-98%, значения давлений, полученные путем пересчета замеренных статических и динамических уровней на 30-40% неинформативны и отличаются от фактических но двум основным причинам: 
1. погрешности при  расшифровке диаграмм записи, отсюда  неправильное определение положения  уровня; 
2. несовершенство применяемых  методик обработки результатов  замера уровней; 
3. технические неполадки  регистрирующих приборов. 
      Уточнение  гидродинамических параметров 
С начала разработки в 195 скважинах определены   коэффициенты продуктивности, выполнено 305 его определений. Переливающие скважины исследовались  на установившихся режимах, механизированные - путем регистрации кривых восстановления уровня. Интерпретация КВУ до 1997 года проводились  методами  Маскета, Муравьева-Крылова, затем по методике, разработанной в центре "Информнласт" (ВНИИ нефть). 
КВУ обычно бывают искажены перетоками в стволе скважины, имеют значительный разброс точек. При обработке указанные факторы влияют на достоверность получаемых значениий продуктивности и гидропроводности. КВУ обрабатывается двумя-тремя методами,  входящими в методику ВННИнефть, 
принимается среднее  значение коэффициента продуктивности для данной скважины. 
                                                                                             Таблица 3.3.1. 
             
Выполнение объемов  основных видов промыслово-гидродродинамнчсских исследований Приразломного месторождения в 1997году

 
  
  
  
                                                  1997г 
  
 1. Добывающие                 720         325/1320            295/637         45/48 
Замер Рпл (Нет)                                  320/3840           255/1670     39/43 
Замер Рзаб (Ндин)                              60/60                  77/77         24/100 
Опред. коэф. Продуктивности          17/17                   19/19          3/100 
Опред.коэф.гидропроводности 
2. Нагнетательные              177 
Замер Рпл (Нет)                                   40/160                 40/120       50/75 
 Замер Рзаб (Ндин)                              50/600                 35/194       44/32 
3. Пьезометрич., контрольные  23       23/92 
Но пласту БС4 среднее  значение коэффициента продуктивности на 1.01.97года составляет 0,23 м3/сут.ат., гидроироводности - 7,86 Д.см/спз. В таблице3.3.2.представлено изменение параметров за период разработки. 
                                                                                             Таблица 3.3.2  
 Динамика гидродинамических  параметров пласта БС4

 
  
  
Из таблицы 3.3.2. видно, что наблюдается изменение параметров в сторону их уменьшения, вероятно, в связи с вводом в разработку скважин, на менее проницаемых, а следовательно, менее продуктивных участках залежи.  
                  Контроль за изменением призабойной  зоны пласта 
На месторождении для  интенсификации притока применяется  гидроразрыв пласта. Гидродинамические  исследования скважин до и после гидроразрыва обязательны с целью выявления эффективности воздействия. Эффективность    мероприятий определяется  по изменению дебита скважины.  Исследования но выявлению изменения параметров, состояния призабойной зоны ЦНИПР не проводит. 
В первом квартале 1997 года резко обводнялась группа скважин (вода 45-90%). Скважины расположены вблизи нагнетательных рядов. Наличие в разрезе интервалов с высокой проницаемостью и хорошей гидродинамической связью, зоны нагнетания с зоной отбора, возможно и явились причиной опережающего обводнения. 
 Выводы: 
1.Контроль  за изменением пластового давления  по добывающим и нагнетательным  скважинам удовлетворительный, обеспечивает  равномерный охват залежи. 
2. Не выполняется контроль  за изменением пластового давления в пьезометрических скважинах. 
3. Коэффициенты продуктивности  определены в 1/3 фонда добывающих  скважин равномерно но площади  залежи, за исключением юго-восточнои  части. 
4. Не накапливается  информация о динамике продуктивной  и гидродинамической характеристик скважин в зависимости от проводимых геолого-технологических мероприятий но увеличению дебита и в зависимости от обводнения скважин. 
  
3.3.2. Контроль  за разработкой геофизическими  методами 
  
На месторождении на  1.03.97г пробурено более 850 скважин. Количественная интерпретация по определению параметров пласта не проведена из-за отсутствия петрофизического обеспечения. И только в 1997 предпринята попытка    количественной      интерпретации      геофизиками      ПО Юганскнефтегеофизика. 
Отсутствие обоснованных алгоритмов но определению параметров пласта создает трудности в анализе выработки запасов. 
Комплекс ГИС в бурящихся  скважинах и но контролю за разработкой  в основном выполняется при ежегодном  сокращении объемов работ но контролю за разработкой и увеличивающемуся эксплуатационному фонду скважин 
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
                    
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
                      4.ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 
   
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
4.1.ТРЕБОВАНИЯ  К КОНСТРУКЦИИ СКВАЖИН 
  
       Крепление  скважин. 
Крепление скважин на Приразломном месторождении на пласте БС4-5 осуществляется в соответствии с рабочим проектом № 63 и технологическим регламентом на крепление скважин. 
    Конструкция добывающих скважин на Приразломном месторождении одноколонная. 
   Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м с целью перекрытия неустойчивых четвертичных отложений. Направление оборудуется башмаком Б-324. 
    Цементирование направления производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 плотностью 1,83 гс/см3 до устья. Для ускорения схватывания тампонажного раствора к цементу добавляется 4% СаCl2. Перед тампонажным раствором закачивается 1м3 технической воды. В качестве промывочной жидкости используется буровой раствор. 
   Кондуктор диаметром 245 спускается на глубину 560 м, применяются трубы НО РМКБ. Кондуктор оборудуется башмаком БК-245 и пружинными центраторами ЦЦ-245/295-320-I в количестве 3 штук, один из которых устанавливается на башмачной трубе, второй – на 10 м выше и один на верхней трубе. 
    Цементирование кондуктора производится портландцементом ПЦТ-ДО-50 до устья. Для ускорения схватывания тампонажного раствора к цементу добавляется 4% СаCl2. Перед тампонажным раствором закачивается 5м3 технической воды, обработанной сульфанолом. 
    Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается на проектную глубину 2590 м. Для добывающих скважин применяются трубы ГОСТ-632-80 с нормальной резбой. Колонна труб оборудуется башмаком БК-146, обратным клапаном ЦКОД-146/191-216-1,центрирующими фонарями ЦЦ-146/191-216-1 в количестве 11 штук, которые устанавливаются в продуктивной части разреза на расстоянии не более 10 м друг от друга. Уплотнительная смазка для труб направления, кондуктора и эксплуатационной колонны применяется Р-402. 
    Тампонажный цемент за эксплуатационной колонной поднимается на 100 м выше башмака кондуктора (до уровня 460 м). 
    Продуктивная часть разреза цементируется (в интервале 2370-2590м) портландцементом ПЦТ-ДО-100, плотностью 1,8гс/см3 (добавка глинопорошка 14% к массе цемента ). Перед тампонажным раствором в скважину закачивается 15м3 буферной жидкости (техническая водва обрабатывается 0,6% сульфанола ). 
     При толщине глинистой перемычки менее 2 м, расположеной между нефтяным и водоносным пластами, на колонне устанавливаются центраторы через 5м на участке 20м от границы интервала перфорации 
Конструкция водонагнетательных скважин на Приразломном месторождении одноколонная. 
   Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 30 м  цементируется до устья портландцементом. 
   Согласно протокола  № 6 технического совещания Главтюменнефтегаза  от 20 марта 1987 г по вопросу «Повышения эксплуатационной надежности нагнетательных скважин» предусматривается: 
 Кондуктор диаметром  245 с резьбой ОТТМБ спускается  на глубину 780 м, с целью перекрытия  Люминворской свиты. Цементирование  кондуктора производится портландцементом  ПЦТ-ДО-50 до устья. Кроме башмака и центрирующих фонарей предусматривается обратный клапан ЦКОД-245-2.  
   Эксплуатационная колонна комплектуется из труб диаметром 139,7 мм или 146,1мм с резьбой типа «Батресс» с тефлоновым уплотнением спускается на проектную глубину 2590 м.  
     Продуктивная часть разреза в интервале 2370-2590м цементируется портландцементом,  с 2370м до устья-глиноцементом. 
    Требования к оснастке кондуктора и эксплуатационной колонны и их цементированию те же, что и для добывающих скважин. Опрессовку кондуктора и эксплуатационной колонны производить водой.  
      Закачивание воды в водонагнетательные скважины производить через НКТ с установлнным выше колонным пакером.   
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
  
4.2. ОБОРУДОВАНИЕ, СРЕДСТВА  КИП и А, ИНСТРУМЕНТЫ И ПРИСПОСОБЛЕНИЯ, ПРИМЕНЯЕМЫЕ ПРИ ГРП 
Основное оборудование, используемое для производства ГРП, включает в себя смесительный агрегат (пескосмеситель (блендер) фирмы «Стюарт  и Стивенсон» на шасси «Кенворт»), автомобиль для транспортировки  и подачи проппанта в смесительный агрегат (песковоз фирмы «Стюарт и Стивенсон»), автомобиль для перевозки хим.реагентов, насосные установки (насосный агрегат фирмы «Стюарт и Стивенсон»), агрегат для поддержания давления в затрубном пространстве,  компьютерный центр управления процессом ГРП (станция управления и контроля фирмы «Стюарт и Стивенсон»), а также установленные на кусту емкости с жидкостью ГРП (автоцистерны АЦН-10, называемые буллитами), обвязку устья скважины подъемный агрегат для монтажа и демонтажа наземного и подземного оборудования. 
   Арматура устья 2АУ-700 и 2АУ-700СУ используется для обвязки устья скважин с насосными установками при гидроразрыве пластов. Такая арматура позволяет спускать (поднимать) НКТ с муфтами без нарушения герметизации устья скважины Арматура состоит из трубной и устьевой головок и элементов их обвязки. 
К оборудованию, при помощи которого проводят спуско-подьемные  операции, относятся подъемные лебедки, монтируемые на самоходной  транспортной базе автомобиля (А-50У) 
    В дополнение, в состав оборудования ГРП входит регулируемый предохранительный клапан, устанавливаемый на обсадную колонну и служащий для предотвращения ее порыва при приложении давления ГРП в случае обрыва подвески НКТ. 
Для предотвращения обрыва НКТ, разрушения нагнетательных линий и повреждения насосных установок в случае резкого роста давления ГРП при засыпке скважины проппантом используется электронное предохранительное устройство. 
На основную нагнетательную линию  устанавливаются также гидравлические датчики давления, которые соединяются с гидромеханическим самописцем давления. 
При гидравлическом разрыве  пласта в качестве подземного оборудования используются гладкие высокогерметичные  насосн-компресорные трубы типа НКМ  из стали группы прочности «к», «Е», «Л», «М», и «Р» по ГОСТ  633-80 с условным диаметром 73 и 89мм. 
     Для разобщения фильтровой зоны свола скважины от верхней части с целью предотвращения порывов эксплуаационной колонны применяются пакеры – разобщители.  Пакер подбирают по ожидаемому максимальному перепаду давления в нем при проведении процесса ГРП, диаметру проходного сечения (для применяемых НКТ), диаметру эксплуатационной колонны и температуре. 
Кроме того, при производстве ГРП с применением огнеопасных  жидкостей на кустовой площадке находятся  пожарные автомобили в количестве не менее двух. С целью оказания первой медицинской помощи в случае аварии или при несчастном случае на кустовой площадке находится также автомобиль "скорой помощи" с квалифицированным медперсоналом. 
1. Смесительный агрегат 
Смесительный агрегат  предназначен для приготовления  жидкости ГРП. В зависимости от конструкции  различают смесительные агрегаты, смонтированные на автомобилях, и смесительные агрегаты, смонтированные на автомобильных прицепах. 
Смесительный агрегат оборудован двумя основными насосами -всасывающим - для забора жидкости из буллитов ГРП и нагнетательным - для возврата жидкости в буллиты ГРП в процессе ее циркуляции при приготовлении, а также для подачи жидкости на насосные установки в процессе ГРП.  
Смесительный агрегат  оборудован также двумя манифольдами : всасывающим и нагнетательным, первый из которых предназначен для  забора жидкости из булитов, второй - для  подачи жидкости на насосные установки.. 
Приготовление жидкости ГРП производится в смесительной емкости. Кроме приготовления жидкости ГРП, смесительная емкость предназначена также для приготовления смеси жидкости ГРП с проппантом.  
Для поддержания надлежащего  уровня жидкости в смесительной емкости  в процессе приготовления жидкости ГРП, во время ее подачи на насосные установки, а также во время приготовления смеси проппанта используется так называемый мерной клапан. Этот клапан также управляется дистанционно из кабины оператора. 
Для обеспечения контроля за параметрами процесса в кабине оператора смесительного агрегата установлены следующие контрольно-измерительные приборы: 
1. манометр давления  всасывания жидкости из булитов; 
2. манометр давления  подачи жидкости на насосные  установки; 
3. манометр давления  в основной нагнетательной линии;