Заволжский надгоризонт, пачка Dзв. 1 страница

Отложения заволжского надгоризонта представлены карбонатами рифогенного происхождения. Нефтеносность связана с пористыми порово-каверновыми известняками пачки Dзв Кадыровского поднятия. В своде поднятия выявлена массивная залежь нефти. Максимальная толщина пород пачки вскрыта в сводовой части поднятия скважиной 311УМТ и достигает 62, 4 м. Нефтенасыщенная толщина пачки Dзв меняется от 3, 7 до 35, 0 м, в среднем равна 15, 3м. Доля коллекторов в пачке составляет 0, 51, расчлененность-3, 3 м. Характеристика продуктивных пластов представлена в таблице 1.

Таблица 1 – Характеристика продуктивных пластов и объектов

Продолжение таблицы 1

1.3 Характеристика нефтяных флюидов

1.3.1 Характеристика нефти

Для характеристики нефтей продуктивных отложений Илишевского месторождения использованы результаты анализов 22 проб. Исследованы глубинные пробы всех продуктивных пластов и пачек месторождения, кроме Рск.1 и СТ2. Отбор проб произведен практически из всех залежей, нефтеносность которых доказана опробованием.

Сопоставление результатов исследования проб пластовых нефтей позволяет сделать вывод о том, что нефти залежей различаются по свойствам в зависимости от приуроченности к структурам (таблица 1). Нефти залежей Исаметовского поднятия по сравнению с нефтями Кадыровского поднятия более тяжелые и вязкие.

В пределах Исаметовского поднятия нефти залежей различных куполов различаются – более тяжелые и вязкие нефти залежей южного купола. В пределах одного поднятия нефти всех продуктивных отложений по свойствам сходны.

По поверхностным пробам нефти месторождения изучены значительно лучше. Для характеристики поверхностных нефтей продуктивных отложений месторождения использованы результаты анализов 139 качественных проб, из них по 15 пробам определялось содержание серы. Наиболее полно изучены нефти бобриковского горизонта (92 пробы из 23 скважин) Кадыровского купола. Слабо охарактеризованы нефти пласта Стл. Тульского горизонта – всего две пробы по двум скважинам.

Таблица 2 – Физико-химические свойства нефти

Продолжение таблицы 2

Нефти месторождения не содержат сероводород, кроме пачки СТ1 турнейского яруса (0.06%) южного купола Исаметовского поднятия и пачки Dзв.(0, 41% моль) Кадыровского участка.

1.3.2 Характеристика газа

По всем продуктивным отложениям месторождения, кроме пачки Сал.к. северного купола Исаметовского участка отмечается незначительное содержание углекислого газа (0.03-0.25% моль) и азота (1.23-5, 9% моль). Наибольшее содержание азота в нефтях пласта CVI.1. (5, 9% моль) Исаметовского поднятия.

Газы месторождения характеризуются значительным содержанием азота. Максимальное количество его содержится в попутном газе бобриковского горизонта пласта CVI.2. (52, 42 % моль) на северном куполе Исаметовского поднятия.

Содержание этана составляет по пластам от 7, 56 до1 7, 30 % моль.

Гелий выявлен только в попутном газе залежи 1 пласта CVI.2. и залежи 3 пласта СО на Кадыровском поднятии (0.0405% моль, 0.0063% моль соответственно), а также в попутном газе пачки СТ1 северного купола Исаметовского поднятия.

1.3.3 Характеристика пластовых вод

По геолого-литологическому строению и химическому составу пластовых вод в разрезе палеозоя выделяются три гидрогеологических яруса: нижний, средний верхний. Скважинами Илишевского месторождения наиболее подробно изучен средний гидрогеологический ярус, залегающий между кунгурским и кыновско-доманиковыми водоупорами. Минерализация колеблется в пределах 177, 05 до 256, 0 г/дм³, плотность – от 1, 156 до 1, 180 г/см³. Воды среднего яруса относятся к водам хлоркальциевого типа по В. А. Сулину. Воды нижнего яруса хлоркальциевого типа - высокоминерализованные рассолы, залегающие в условиях хорошей закрытости.

Изучалась водоносность в процессе опробования скважин на приток пластового флюида (таблица 3).

Таблица 3 – Свойства и ионный состав пластовых вод

1.4 Текущее состояние разработки месторождения

Илишевское месторождение введено в промышленную разработку в 1996 году. На 01.01.07 г. На месторождении пробурено 97 скважин. Действующий добывающий фонд составляет 63 скважины, нагнетательных – 9, в том числе 3 под закачкой водогазовой смеси. В бездействии находится 6 добывающих и 1 нагнетательная скважина. Пьезометрический фонд насчитывает 2 скважины, водозаборный – 5 скважин. Ликвидировано 11 геологических неудачных и разведочных скважин.

Месторождение находится на начальной стадии разработки. В целом, по месторождению добыто 3778, 8 тыс.т. жидкости из них – 2589, 0 тыс.т. нефти. Текущая обводненность по месторождению составляет 32, 6%.

В последнем проектном документе «Технологическая схема разработки Илишевского нефтяного месторождения» с целью повышения нефтеотдачи пластов была предложена технология водогазового воздействия. В декабре 1999 года по I пачке бобриковского горизонта Кадыровского участка организована закачка водогазовой смеси (ВГС) с помощью насосно-бустерной установки. Из-за постоянных поломок насосного оборудования установки с марта 2001 по сентябрь 2003 закачка ВГС производилась крайне нерегулярно и чередовалась с закачкой воды. В 2003 году руководством Чекмагушевского УДНГ было принято решение о замене насосно-бустерной установки и временном прекращении работ по внедрению данной технологии.

В августе 2004 года, после замены насосного агрегата, водогазовое воздействие было возобновлено и продолжается до настоящего времени. По технологии ВГВ закачано 238, 1 тыс. м³ воды, 1875, 3 тыс. нм³ газа, что в пластовых условиях составляет 248, 5 тыс. м³ водогазовой смеси. Всего по месторождению закачано 302, 3 тыс. м³ воды. Накопленная компенсация отбора жидкости закачкой воды и ВГС по месторождению составляет 20, 2%.

1.5 Конструкция скважины

Конструкция скважин и их забоев должна обеспечить:

-доведение скважины до проектной глубины;

-осуществление заданных способов вскрытия продуктивных горизонтов;

-предотвращение осложнений в процессе бурения и полное использование потенциальных возможностей техники и технологии в процессе ее эксплуатации;

-минимум затрат на строительство скважин;

-выполнение всех требований охраны недр и окружающей среды как при строительстве, так и при эксплуатации.

При выборе числа обсадных колонн и глубины их спуска учитывается не только физическая характеристика коллекторов, но и проектный профиль скважины. Степеньискривления в выбранном профиле должна позволить спуск колонны на нужную глубину.

Конструкция скважины выбирается на основании следующих нормативных ссылок:

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03.М., утв. Госгортехнадзором России №56 от 05.06.2003г.

Методические указания по выбору конструкций нефтяных и газовых скважин, проектируемых для бурения на разведочных и эксплуатационных площадях. М.ВНИИОЭНГ.

Протокол технического совещания при заместителе начальника Башкирского округа Госгортехнадзора России от 09.11.94г. г.Уфа

Протокол геолого-технического совещания объединения «Башнефть» по вопросу пересмотра проектов на строительство скважин от 11.03.90г., г.Уфа

Заседание совместного ПО «Башнефть» и ПРО «Башкиргеология» геолого- технического совета по вопросу определения глубин спуска кондукторов при бурении скважин 31.07.89г. г. Уфа

По результатам вышеуказанных требований и нормативных документов, глубины залегания горизонтов, принимается следующая конструкция наклонно-направленных скважин (рисунок 1):

Направление II Ô 324 мм спускается на глубину 50 м. с целью закрепления обваливающихся пород, предупреждения прихватов. Для закрепления приустьевой части от размыва буровым раствором и обрушения предусматривается шахтное направление I Ф530мм длиной 4м;

Кондуктор III Ф245 мм спускается на глубину 256 м с целью изоляции пресноводного комплекса, закрепления обваливающихся пород. На кондуктор устанавливается противовыбросовое оборудование (два плашечных превентора на 350 атм);

Эксплуатационная колонна IV Ф146 мм спускается на проектную глубину для разобщения продуктивного пласта, перекрытия обваливающихся глиносодержащих пород

Подъем цементного раствора за всеми колоннами - до устья скважины.

Цементирование направления производится прямым одноступенчатым способом с применением тампонажного цемента ПТЦ 1-50. удовлетворяющего требованиям ГОСТ 1581-96, на технической воде с введением ускорителя схватывания. Плотность тампонажного раствора - 1, 83-1, 85 г/см. При наличии недоизолированных зон поглощений в тампонажный раствор вводить до 10% масс разноразмерных наполнителей.

Кондуктор оборудуется башмаком, обратным клапаном, центраторами типа ЦЦ на башмаке устье и против башмака направления.

Цементирование эксплуатационной колонны в зависимости от наличия или отсутствия поглощающих пластов производится в двух вариантах.

Вариант 1. Эксплуатационная колонна в случае отсутствия поглощающих пластов цементируется одноступенчатым способом с применением 2-х порций тампонажного раствора:

-первая порция для верхней части готовится из облегченного тампонажного раствора с плотностью 1.65 г/см³, удовлетворяющая требованиям ГОСТ 1581-96, с введением при затворении реагентов: стабилизатора и понизителя водоотдачи;

-вторая порция готовится из тампонажного цемента марки ПЦТ 1-50 при В/Ц=0, 5. Для снижения водоотдачи, стабилизации и пластификации тампонажного раствора вводятся реагенты («Гидроцем», ФХЛС и др);

Вариант 2. Эксплуатационная колонна при наличии поглощающих пластов цементируется двухступенчатым способом с установкой муфты ступенчатого цементирования МСЦНГ- 146/2 16 конструкции «Башнипинефть» (или МСЦ другой конструкции при угле наклона ствола скважины не более 30°) выше кровли поглощающего пласта на 50 м. Колонна оснащается также башмаком, обратным клапаном и центраторами.

Для цементирования эксплуатационной колонны применяются:

-первой ступени - цемент марки ПЦТ 1-50 при В/Ц=0, 5 плотностью 1, 84 г/см³ или ПЦТ 1-G-СС-2 при В/Ц=0, 45 плотностью 1, 88-1, 9 г/см. Для снижения водоотдачи и стабилизации тампонажного раствора вводятся реагенты («Гидроцем», ФХЛС);

-второй ступени - цемент ПЦТ 111-06.6 ГОСТ 1581-96 с введением реагентов для стабилизации и снижения водоотдачи.

При высокой кавернозности ствола скважины (при коэффициенте кавернозности более рекомендуется применять комбинированные буферные жидкости, имеющие вязкоупругую порцию, а для цементирования кавернозного продуктивного интервала рекомендуется применять расширяющиеся тампонажные цементы. Работы по цементированию проводятся в соответствии с РД по креплению скважин на месторождениях ОАО «АНК Башнефть» [24]. Показатели тампонажных растворов и прочность цементного камня должны соответствовать требованиям ГОСТ 1581-96.

Для сохранения коллекторских свойств эксплуатационных объектов, перекрытых эксплуатационной колонной, рекомендуется применять при цементировании специальные устройства, предотвращающие проникновение цементного раствора и фильтрата в пласт и повышающие качество разобщения пласта - МОП-146-230, ПОП-146 и др. в соответствии с инструкцией.

Крепление скважин обсадных колонн считается качественным, когда по заключению геолого-промысловой службы уровень цемента отмечен на проектной высоте с перекрытием башмака предыдущей, и по данному заключению все вскрытые газо- нефте- и водоносные пласты разобщены, имеется свободный доступ по колонне до искусственного забоя, и обсадная колонна испытана на герметичность в соответствии с действующей инструкцией. Качество крепления определяется по результатам АКЦ и ГГК (СГДТ).

При наличии, в соответствии с заключением геофизической службы, межколонных перетоков, негерметичности колонны, недоподьема цемента за колонной согласно проекту строительства скважин, разрывы его сплошности в ответственных интервалах должны подлежать вводу в эксплуатацию после проведения КРС.

1 – обсадные трубы; 2- цементный камень; 3 – пласт; 4 – перфорация в обсадной трубе и цементном камне; I – направление; II- кондуктор; III- промежуточная колонна; IV- эксплуатационная колонна.

Рисунок 1 – Конструкция скважины

2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 Современная система сбора и транспорта на месторождениях

Для каждого вновь открытого нефтегазового месторождения, составляются проект разработки и проект обустройства. Неотъемлемой частью проекта обустройства является обоснование системы сбора продукции скважин, которая закладывается в этом проекте.

Транспортировка продукции скважин от их устья до центрального пункта подготовки и перекачки нефти называется сбором. Поэтому этот пункт также называют центральным пунктом сбора (ЦПС).

Система трубопроводов и оборудования, взаимосвязанных друг с другом и обеспечивающих транспортировку продукции нефтяных скважин от ихустья до ЦПС с выполнением определенных функций, составляют систему сбора.

Проект обустройства нефтяного месторождения должен решать следующие вопросы, определяющие систему сбора нефти и газа:

• производить ли сбор нефти и газа совместно или раздельно;

• предусматривать строительство дожимной насосной станции (ДНС) или избежать ее строительства за счет увеличения диаметра сборных коллекторов и устьевого давления;

• разместить замерно-сепарационные установки у одной скважины или у группы скважин.

Таким образом, наличие или отсутствие самостоятельного газосборного коллектора, источник давления, за счет которого производится сбор продукции скважин, месторасположение и состав замерно-сепарационной установки являются основными факторами, определяющими систему сбора нефти и газа.

До недавнего времени применялось сравнительно много систем сбора нефти и газа. Они носили названия: самотечная, Бароняна-Везирова, Краснодарская, Бакинская, Гипровостокнефти, Грозненская, двухтрубная и др. В настоящее время проекты обустройства площадей нефтяных месторождений составляются с применением высоконапорных герметизированных систем, полностью исключающих потери легких фракций нефти, и с комплексной автоматизацией технологических процессов.

Старые системы сбора нефти и газа, как правило, проектировались применительно к конкретным месторождениям на основе технических достижений того времени. Поэтому преимущества или недостатки обусловливались объективными факторами, например: геологическими условиями месторождения, пластовым давлением, физико-химическими параметрами добываемой продукции. Высокое пластовое давление и низкая вязкость дают возможность транспортировать продукцию от скважины до ЦПС под собственным давлением, следовательно, создавать герметизированную систему сбора. Грозненская система и система сбора института «Гипровостокнефть» обладают преимуществами перед другими потому, что в первом случае устьевое давление, равное 6 МПа, а во втором-1 МПа, вполне обеспечивают транспортировку нефти под собственным давлением до ЦПС, а газа до газобензинового завода.

Система сбора Бароняна-Везирова спроектирована применительно к старым нефтяным месторождениям Азербайджана и Туркмении, где низкое пластовое давление и наличие песка в составе добываемой продукции не позволяют транспортировать нефть на большие расстояния без строительства насосных станций. Поэтому она имеет недостатки по сравнению с вышеуказанными, а именно: необходимость строительства на площади нефтяного месторождения большого числа мелких нефтесборных пунктов с очистными сооружениями, парком резервуаров, насосными и компрессорными станциями.

В настоящее время промысловое обустройство представляет собой герметизированную высоконапорную систему сбора и подготовки нефти, полностью исключающих потери легких фракций нефти, и с комплексной автоматизацией технологических процессов. Характерной особенностью этой системы является ее универсальность, что, прежде всего, обусловлено общими требованиями к обустройству всех нефтяных месторождений. Эти требования сводятся к обеспечению:

• полного герметизированного сбора и подготовки нефти, газа и воды;

• индивидуального замера объемов добываемой нефти, газа и воды по каждой скважине с целью контроля и регулирования процесса разработки месторождения;

• подготовки нефти для нефтеперерабатывающих заводов по 1 группе качества товарной нефти;

• поставки основных узлов в блочно - комплектном исполнении с полной автоматизацией технологического процесса («под ключ»);

• высоких экономических показателей по капитальным затратам, снижения металлоемкости и эксплуатационных расходов.

Герметичность системы может осуществляться лишь при однотрубном сборе, отсутствии или минимальном количестве перекачивающих агрегатов и технологических емкостей, поддержании высокого давления в системе, когда легкие фракции нефти находятся в жидком состоянии и поэтому их потери исключаются. Для обеспечения эффективной разработки нефтяного месторождения нужно вести учет добываемой продукции по каждой скважине. Следовательно, во всех случаях каждая скважина должна подключаться к замерной установке.

Подготовка нефти к транспорту является одним из основных технологических процессов. Доведение качеств нефти, газа и воды до норм товарной продукции должно осуществляться в аппаратах, использующих наиболее эффективные гидродинамические и физико-химические процессы. Только при этом можно достичь высоких технико-экономических показателей.

В последнее время появилось еще одно требование в системе сбора: нефтепромысловые трубопроводы должны быть использованы для предварительного разделения нефти и воды, т.е. система сбора также должна работать на конечную цель - получение товарной нефти с необходимой кондицией. Это требование дает основание говорить о существовании единой системы добычи, сбора и подготовки, технологические процессы и оборудование которых взаимосвязаны.