Ватьеганское месторождение

Углубление скважины в надпродуктивной толще пород на основании опыта строительства скважин, накопленного ОАО НК ЛУКОЙЛ, следует вести с применением глинистого раствора, плотность которого в интервалах совместимых условий бурения должна определяться из расчёта создания гидростатического давления столба бурового раствора, превышающего пластов⁰⁶ (поровое) давление на величину, установленную п.2.7.3,3 «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности. 1998 г».

На основании опыта, накопленного в Когалымском регионе, в качестве основных реагентов для наработки глинистого раствора в процессе бурения под кондуктор и для обработки раствора в надпродуктивной толще следует применять КМЦ, унифлок и НТФ с учётом местных норм расхода.

В качестве альтернативной системы бурового раствора, особенно при строительстве горизонтальных скважин, следует предусматривать испытание и применение полимерглинистого раствора с низким содержанием твёрдой фазы, параметры которого приведены в табл. 7.11. Этот буровой раствор является экологически чистым, поскольку предусматривает применение нетоксичных реагентов, в том числе акриловых полимеров Кем-Пас и Поли Кем-Д, НТФ, смазывающих добавок LUBE-167 и графит, КМЦ-600, Na2CO3, пеногасителя Пентор-2001 или реагентов, поставляемых фирмой IKF, включая В-полимер, IKcide, IKLUBE, бентонит по стандарту API.

Для применения экологически чистого бурового раствора с низким содержанием твердой фазы буровые установки следует оснащать импортной системой приготовления и очистки раствора фирм Деррик/Ойлтулз или KEM-TRON, состоящей из высокоскоростных вибросит, гидроциклонных установок для песко- и илоотделения и высокопроизводительных центрифуг. Эта система обеспечивает глубокую очистку бурового раствора от взвешенных частиц большого и малого размера и повторное использование бурового раствора и буровых сточных вод (БСВ). Кроме того, хорошая очистка раствора обеспечивает нормальную работу телесистем с гидравлическим каналом связи, удлиняет срок службы бурового оборудования, сокращает расход водыи химреагентов для приготовления раствора. При бурении скважин на месторождении необходимо исключить нефть в качестве смазывающей добавки к буровым растворам.

В условиях значительной глинистости некоторых интервалов разреза для устранения осыпаний требуется комбинированное регулирование свойств бурового раствора с целью предотвращения гидратации, набухания и разупрочнения пород.

С этой целью следует предусматривать использование гидрофобного кольматанта на основе битума, дизельного топлива, ПАВ-эмульгатора типа «Повямы» (отход производства окиси пропилена Кемеровского ПО «Химпром»), технология приготовления которого не требует специального оборудования.

6.3Требования к методам вскрытия продуктивных пластов и освоения скважин

6.3.1 Требования к технологиям первичного вскрытия пласта

Многолетним опытом бурения наклонно-направленных скважин в Западной Сибири установлено, что суточные дебиты добывающих скважин в значительной мере зависят не только от коллекторских свойств пород продуктивных пластов, но и от качества вскрытия нефтеносных горизонтов при бурении скважин.

Несовершенство вскрытия продуктивного пласта связано с двумя основными причинами:

* промывочные жидкости не удовлетворяют требованиям, предъявляемым к ним с точки зрения сохранения коллекторских свойств пласта, и содержат недопустимое количество твердой фазы, приводящей к кольматации;

* повышение плотности бурового раствора, которое приводит к недопустимой репрессии на пласт.

* Вследствие указанных причин при вскрытии продуктивного пласта происходит ухудшение естественного состояния приствольной зоны, которое вызывается следующими физико-химическими процессами:

* набуханием глинистых частиц, содержащихся в породах пласта при их контакте с фильтратом раствора;

* образованием устойчивых эмульсий при перемешивании фильтрата бурового раствора с пластовой нефтью;

* образованием малорастворимых осадков в порах пласта при взаимодействии фильтрата бурового раствора с пластовой жидкостью;

* проникновением в пласт твердых частиц и закупориванием ими каналов приствольной зоны.

По этой причине при разработке месторождения этому вопросу следует уделять первостепенное внимание.

В связи с изложенным и учитывая, что на месторождениях Западной Сибири накоплен многолетний опыт применения импортной системы очистки буровых растворов фирм Деррик/Ойлтулз и Кем-трон, для повышения качества вскрытия продуктивных пластов следует предусматривать следующие мероприятия:

* использование комплекса глубокой очистки бурового раствора указанных и других фирм;

* применение высокоэффективных реагентов для очистки бурового раствора;

* использование специальных добавок в буровой раствор для временной закупоркн поровых каналов пласта;

* применение промывочной жидкости, жидкая фаза которой по своему химическому составу однородна с пластовой жидкостью.

Помимо этих мероприятий, следует провести испытание технологии вскрытия продуктивных горизонтов при отсутствии репрессии на пласт путем использования технологии вскрытия на равновесии системы «скважина-пласт» и технологии вскрытия пласта на депрессии. Для реализации этих технологий буровая установка должна, быть укомплектована вращающимся превентором отечественного (Изготовители -Воронежский механический завод или Волгоградский завод буровой техники) или импортного производства, закрытой системой циркуляции, азотной компрессорной установкой и другим оборудованием. Отечественный опыт применения таких систем доказал, что срок окупаемости вложений на данную технологию составляет от 1 года до 4 лет.

С целью повышения продуктивности скважин, сохранения естественной проницаемости коллектора следует производить вскрытие продуктивных пластов на малоглинистом буровом растворе на основе гидрофобизирующей кремнийорганической жидкости ГКЖ-10, ГКЖ-11, карбоксиметилцеллюлозы КМЦ-600 (700), смазывающей добавки К-Луб (Оксаль Т-92) и ингибитора КС1.

Для предупреждения осложнений, сокращения затрат времени и средств на их ликвидацию следует также применять материалы и средства, выпускаемые отечественной промышленностью.

В качестве кольматирующей добавки к буровым растворам необходимо использовать наполнители комплексного действия Целотон Ф или «Сломель», что позволит:

* резко ограничить дренаж проницаемых пород при вскрытии зон поглощения;

* контролировать и резко ограничить попадание фильтрата бурового раствора в продуктивные пласты.

При бурении скважин на месторождении следует применять рецептуры буровых растворов с высокими смазывающими и ингибирующими свойствами со смазьшающими добавками типа К-Луб или рыбожировой смазкой. Применение „ указанных буровых растворов с импортными системами очистки позволит снизить объемы шламовых амбаров с 700 до 150 м³ на одну скважину.

Применение смазки типа К-Луб при бурении скважин и снижение объемов приемных амбаров позволит снизить в 2 - 2.5 раза плату за размещение вредных отходов в шламовых амбарах.

Для проходки пологого или горизонтального участка при бурении скважин рекомендуется применять биополимерный раствор, параметры которого определены по методикам Американского нефтяного института.

Приготовление биополимерного раствора, известного под торговой маркой "Flo-Pro", и его применение следует осуществлять с участием и под руководством компании «Эм-Ай дриллинг флюидз». Для ведения проходки наклонного ствола в продуктивной толще необходимо приобрести следующие реагенты исходя из их расхода (кг) на приготовление 1 м³ раствора: Flo-Vis - 4; Flo-Trol -7; КС1 - 30; КОН - 0.5; M-I-Cide -0.5; СаСОЗ - 85; Na2CO3-0.33.

С целью снижения гидродинамических нагрузок вскрытие пласта следует осуществлять малолитражными забойными двигателями типа Д1-195, ТСШ1-195 или другими с промывкой одним насосом производительностью не более 32 л/с. Ограничение режимов промывки необходимо применять и при добуривании скважины до проектной глубины, а также при дальнейших технологических промывках (после каротажа, перед спуском эксплуатационной колонны и другими операциями). В этот же период должны быть ограничены режимы спуско-подъемных операций и проработки ствола скважины. С этой целью спуск бурильного инструмента в интервале «50 м выше кровли пласта -забой» должен производиться со скоростью не более 0.4 м/с. Вскрытие пласта и добуривание наклонно-направленной скважины следует осуществлять за одно долбление. При бурении горизонтального ствола 109 запланированных скважин необходимо периодически с учётом конкретных геолого-физических условий проводить профилактические технологические промывки раствором с высокой выносной способностью для того чтобы удалить из ствола шлам, накопившийся в зонах уширений, интервалах глинистых пропластков и других частях ствола, благоприятных для формирования скоплений шлама.

После окончания бурения интервала ствола скважины, пе_рекрьтае_могр обсадной колонной, производится комплекс мероприятий по подготовке ствола скважины для обеспечения нормального спуска обсадных труб в скважину до проектной глубины: скорость спуска обсадных колонн с целью исключения гидроразрыва пород также регламентируется: в интервале возможных поглощений, а также продуктивных пластов она не должна превышать 0.4 м/с.

Для предупреждения осложнений ствола скважины подъем бурильного инструмента для проведения геофизических исследований следует проводить не ранее, чем за три часа до начала работ.

6.3.2 Требования к технологиям освоения скважин

В скважинах, где пластовое давление выше нормального гидростатического, следует отдавать предпочтение технологии вызова притока, при которой вторичное вскрытие производится с применением технологической жидкости на углеводородной основе плотностью менее 1.0 кг/л.

Если скважина не выходит после перфорации на режим фонтанирования, необходимо использовать технологию вызова притока методом свабирования.

При реализации этой технологии в скважину с целью контроля освоения следует спустить на якоре на глубину 1900-2500 м автономный цифровой манометр. Свабирование следует производить по цикловой схеме, в соответствии с которой процесс отбора 10-12 м³ жидкости чередуется с ожиданием притока в течение 6-8 часов. Скважина считается освоенной, если она вышла на режим устойчивого фонтанирования или если установился квазистационарный режим притока при снижении уровня до проектной глубины (1000 м) и извлечении из пласта жидкости, объём которой равен объёму пор околоскважинной зоны пласта в радиусе 0.5 м. При отсутствии притока следует провести мероприятия по интенсификации притока и повторить операции по вызову притока.

6.4 Требования к оборудованию для бурения и заканчивания скважин

Технологии бурения и заканчивания наклонно-направленных скважин на месторождении должны соответствовать режимно-технологическим документам, а условия проведения работ - "Правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности" (М., 1998г.).

В-процессе подготовки к бурению персонал -должен быть ознакомлен с особенностями строительства скважин на данном месторождении, должно быть проведено обучение жгл всем ключевым операциям процесса бурения, связанным с осложнениями и аварийными ситуациями.

Технологическим условиям строительства наклонно-направленных скважин на месторождении наиболее полно соответствует буровая установка БУ-3000 ЭУК-М в эшелонном исполнении. Она должна быть укомплектована замкнутой системой сбора буровых сточных вод под вышечно-лебедочным блоком, насосным блоком и циркуляционной системой для обеспечения их дальнейшей утилизации и повторного использования. С указанной установкой используется вышка ВМР-45-200. Оснастка талевой системы -4x5. Следует предусмотреть комплектование БУ-3000-ЭУК комплексом глубокой очистки бурового раствора, что позволит реализовать принцип безамбарного бурения и исключить отрицательное воздействие бурового раствора на окружающую среду.

В случае бурения скважин по тяжёлой конструкции, включающей обсадную колонну диаметром 244.5 мм на глубину 2800 м по вертикали, следует применять буровые установки для кустового бурения завода «Уралмаш» типов БУ 450/270 ЭК-БМ или БУ 5000/320 ЭУК-Я.

Для освоения скважин с проведением полного комплекса работ, включающего вторичное вскрытие продуктивных пластов, интенсификацию и вызов притока путём свабирования, исследование объектов, испытание на приемистость нагнетательных скважин, следует предусматривать использование установки типа А-50У (М).

Проводку второго ствола действующей скважины необходимо осуществлять буровой установкой грузоподъемностью до 120 т, обеспечивающей вращение инструмента с частотой 30-90 об/мин., работу насоса (возможно использование насоса УНБТ-600) с производительностью до 20 л/с и давлением 200-250 кг/см² и оборудованной замкнутой системой циркуляции бурового раствора. Такая буровая установка может быть размещена между действующими скважинами, устья которых расположены на расстоянии 5 м друг от друга.

7. Система контроля и регулирования разработки Ватьеганского месторождения

Контроль за разработкой нефтяных залежей осуществляется в целях:

* оценки эффективности принятой системы разработки залежи в целом и отдельных технологических мероприятий по ее осуществлению;

* получения информации, необходимой для регулирования процесса разработки и проектирования мероприятий по его совершенствованию.

Согласно правилам разработки нефтяных и нефтегазовых месторождений [38], изучению подлежат:

* динамика текущей и накопленной добычи нефти, попутной воды и газа и закачки рабочих агентов;

* охват запасов разработкой, характер внедрения вытесняющего агента и степень охвата пластов заводнением;

* энергетическое состояние залежей;

* изменение коэффициентов продуктивности и приемистости скважин;

* изменение гидропроводности пластов;

* техническое состояние эксплуатационных скважин и наличие внутрипластовых и межпластовых перетоков;

* физико-химические свойства добываемой жидкости;

* технологическая эффективность мероприятий по увеличению производительности скважин;

* динамика текущего коэффициента нефтеизвлечения и обводненности продукции.

Система контроля разработки формируется для каждого месторождения с учетом его специфики.

7.1 Характеристика сложившейся системы контроля разработки

Контроль разработки месторождения осуществляется геологической службой предприятий-недропользователей. Промысловые исследовательские работы выполняются ЦНИПРом совместно с подразделениями цеха КПРС. Часть работ выполняется лабораториями КогалымНИПИнефть, Специальные исследования скважин проводятся с привлечением внешних исполнителей - промыслово-геофйзичёской конторы, сервисных организаций (СК "ПетроАльянс" и др.).

Основные (массовые) работы по контролю разработки: систематический замер дебита жидкости добывающих и приемистости нагнетательных скважин; регулярный замер динамического уровня в добывающих и давления на устье нагнетательных скважин; отбор устьевых проб и анализ обводненности продукции добывающих скважин.

По специальным планам и программам проводятся исследования наблюдательных и пьезометрических скважин, а также скважин при проведении операций по воздействию на призабойную зону пласта.

Работы проводятся в соответствии с требованиями руководящих документов и стандартов предприятий.

7.2 Учет добываемой продукции и закачиваемой воды

Замер дебита жидкости скважин осуществляется на групповых замерных установках (ГЗУ) типа "Спутник", расположенных на площадках кустов скважин. Прошедший период их эксплуатации не выявил принципиальных осложнений, принятая система размещения ГЗУ и их типы сохраняются на проектный период.

Расход закачиваемой в пласт воды замеряется с помощью счетчиков-расходомеров, устанавливаемых на блоках водораспределительных гребенок (БГ) на площадках кустов скважин.

Показания датчиков ГЗУ и расходомеров на БГ по системе телемеханики выводятся на пульт диспетчерской службы районов обслуживания предприятий-недропользователей.

На проектный период рекомендуется проведение работ по промысловой апробации новых приборов замера расхода жидкости с одновременным определением содержания воды и механических примесей.

Особое внимание следует уделить замеру дебитов скважин, эксплуатирующих совместно несколько пластов (АВ1-2 и АВЗ, АВ8-1 и АВ8-2 и др.). Рекомендуется проведение специальных исследований таких скважин, включая снятие профиля притока механическими дебитомерами (расходомерами), термодебитомерами, индукционными резистивиметрами, влагомерами, плотностемерами в комплексе с ГК, локатором муфт и термометром. По результатам таких исследований должна быть обоснована доля и состав дебита каждого из совместно эксплуатируемых скважиной пластов.

Периодичность замеров дебита жидкости должна обеспечивать достоверную информационную базу для технологического регулирования и установления ежемесячно режима работы каждой добывающей скважины.

7.3 Контроль энергетической характеристики залежей

Контроль энергетической характеристики разрабатываемых залежей сводится к систематическому замеру давлений в остановленных нагнетательных скважинах, статических уровней в остановленных ДббьШающих; скважинах, замеров давления глубинными манометрами в пьезометрических скважинах. Полученные путем замера или расчетом по статическому уровню давления используются для построения карт изобар, оценки текущего среднего пластового давления в зоне отбора и на линии нагнетания.

На 01.01.02 г. на месторождении регулярно проводятся исследования и замеры пластового давления в 81 пьезометрической скважине (64 - на участке ООО "ЛЗС" и 17 - на участке СП "Ватойл").

В проектный период замеры пластового давления глубинными приборами должны проводиться на всех вновь пробуренных скважинах перед их вводом в эксплуатацию, в пьезометрических и опорных добывающих и нагнетательных скважинах. В фонд опорных скважин следует включать скважины исходя из равномерного освещения всех объектов разработки по площади. Предлагается состав опорных добывающих и нагнетательных скважин и периодичность их исследований с использованием глубинных приборов уточнять ежегодно по согласованию с организацией, осуществляющей авторское сопровождение проекта разработки Ватьеганского месторождения.

Значения пластового давления, полученные расчетным путем по замерам статического давления в механизированных скважинах, зачастую заметно отливаются от ожидаемых, полученных в результате экстраполяции предшествующих замеров или моделированием на модели (объекта). Реально точность таких расчетов по известной методике СибНИИНП будет сильно зависеть от термобарических условиях в скважине, технологии эхолотирования, давления в затрубном пространстве. Поэтому в проектный период рекомендуется проведение исследований отдельных скважин опорного фонда, различающихся обводненностью продукции и газовым фактором, для уточнения расчетных методик определения пластового давления по статическому уровню применительно к условиям объектов разработки Ватьеганского месторождения.

Для оценки активности водонапорной системы по периферийным участкам месторождения (отдельных объектов и пластов) предлагается увеличить фонд пьезометрических скважин, прежде всего за счет скважин проблемного фонда.

7.4 Контроль состава добываемой продукции

Контроль состава добываемой продукции сводится к отбору и анализу глубинных проб пластовой нефти, отбору и анализу поверхностных проб добываемой продукции, определению физико-химических свойств нефти, газа и воды в лабораторных условиях.

В проектный период рекомендуется отбор глубинных проб пластовой нефти в проектных скважинах в периферийных зонах месторождения для оценки возможного увеличение содержания парафина и асфальто-смолистых веществ. При этом должен быть произведен замер пластового давления (давления на забое в момент отбора пробы), представительная проба должна быть отобрана при давлении выше давления насыщения. Учитывая высокую начальную водонасыщенность пластов, предпочтительны сегрегационные пробоотборники для отбора проб с повышенным содержанием воды. По отобранным пробам определяются давление насыщения нефти газом, газовый фактор (газосодержание), объемный коэффициент, вязкость, фракционный состав нефти, содержание в ней парафина, асфальтенов, смол, серы.

Пр1Г эксплуатации добшающих скважин отбор поверхностных проб должен производиться еженедельно для определения обводненности продукции. Кроме того, по опорным скважинам на начальной стадии обводнения (обводненнность до 10 %) производится определение химического состава вод в объеме шестикомпонентного анализа. В состав опорных скважин должны быть включены скважины с отмеченными отложениями солей в подземном оборудовании.

Рекомендуется проведение специальных исследований скважин с отмеченными отложениями парафина в глубиннонасосном оборудовании с определением фракционного состава нефти, содержания в ней парафина, асфальтенов, смол, серы.

По нагнетательным скважинам предусматривается отбор и анализ проб закачиваемой воды на содержание твердых взвешенных частиц, окислов железа, нефтепродуктов. Такие пробы должны отбираться на устье нагнетательных скважин не реже 1 раза в месяц.

7.5 Контроль продуктивности скважин

Продуктивность скважин оценивается по данным измерений забойного и пластового давления (динамического и статического уровня) и дебита.

По вновь пробуренным скважинам, в соответствии с требованиями РД-153-39.0-109-01 "Методические указания по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и геохимических исследований нефтяных и нефтегазовых месторождений" (М., 2002 г.), рекомендуется снятие индикаторных диаграмм на 3-4 режимах прямого хода и 1-2 режимах обратного хода. Для повышения точности определения коэффициентов продуктивности и гидроцроводности прискважинной зоны пласта рекомендуется применение комплексных дистанционных глубинных приборов типа "Фонтан", спускаемых под насос на кабеле на весь цикл исследований.

Текущий контроль продуктивности действующих механизированных скважин производится ежемесячно по результатам отбивки динамического уровня в затрубном пространстве с помощью эхолотов (уровнемеров) с фиксацией дебита жидкости на этот момент на ГЗУ. При существенном снижении продуктивности следует проводить специальные исследования со снятием индикаторной диаграммы на нескольких режимах с использованием глубинных приборов.

Рекомендуется проведение опытных научно-исследовательских работ по апробации в условиях Ватьеганского месторождения методов оценки продуктивности по кривым восстановления давления (уровня) с последующей обработкой результатов методом идентификации.

7.6 Контроль отработки пластов и выработки запасов нефти

Для оценки выработки запасов нефти по отдельным пластам проводятся исследования скважин со снятием профиля притока в добывающих скважинах методами расходометрии и ГИС, профилей приемистости в нагнетательных скважинах, исследования контрольных скважин по оценке изменения положения ВНК, специальные исследования.

В проектный период такие комплексные исследования рекомендуется проводить по специальной программе на опорных добывающих и нагнетательных скважинах. Выбор опорных скважин должен производиться с Использованием результатов моделирования на постоянно-действующей геолого-математической модели месторождения по согласованию с организацией, осуществляющей авторское сопровождение проекта разработки.

Для контроля текущей нефтенасыщенности пластов при низкой минерализации пластовых и закачиваемых вод рекомендуется проведение геофизических методов (ИННК) с закачкой солевых растворов. Такие исследования следует планировать прежде всего по пластам объекта БВ1-2, где наблюдается несоответствие закачки и реакции на нее. Кроме того, рекомендуется комплекс методов, включающий кислород-углеродный метод и ИНГК.

Для контроля эффективности закачки воды (охвата пластов заводнением) и . прослеживания направления потоков в пластах рекомендуется на отдельных опытных участках, включающих нагнетательные и эксплуатационные скважины, проведение гидродинамических исследований методом гидропрослушивания и закачки меченых жидкостей ("трассеров"). Для условий месторождений Западной Сибири в качестве индикатора может быть использован тритий. Выбор участков должен основываться на результатах моделирования с использованием постоянно-действующей модели месторождения.

В дополнение к применяющимся на месторождении для оценки изменения нефтенасыщенности в процессе разработки методами электрометрии (индукционный метод - единственный для оценки насыщения для условий Ватьеганского месторождения) рекомендуется при бурении новых контрольных скважин на участках с разным типом разреза оборудовать их в интервале продуктивных пластов стеклопластиковыми трубами. Такие скважины предлагается разместить в северозападной части залежи объекта АВ1-3, в юго-восточной части (участок СП "Ватовог", район СКВ.195Р), а также в юго-западной части на участке ЗАО "Еганойл". Исследования этих скважин позволят не только оценить изменение насыщенности, но и уточнить положение ВНК. Периодичность исследований зависит от темпов разработки данного участка и будет определяться опытным путем, но не реже 1 раза в год.

7.7 Контроль технического состояния скважин

Для контроля технического состояния скважин, прежде всего для выявления негерметичности обсадных колонн и заколонной циркуляции, проводятся геофизические исследования (высокоточная термометрия, термодебитометрия и др.). Эти исследования проводятся при подземном и капитальном ремонте скважин.

В проектный период исследования, прежде всего методом высокоточной термометрии, рекомендуется проводить при подземном ремонте всех скважин, эксплуатирующихся более 10 лет. Для выявления негерметичности колонны высокоточная термометрия должна проводиться по всему стволу скважины. Рекомендуется провести научно-исследовательские исследования и промысловые испытания способов оценки движения жидкости в заколонном пространстве с установкой радиоактивных меток.

При проведении подземного ремонта должно оцениваться состояние забоя, наличие песчаных пробок.

7.8 Мероприятия по воздействию на призабойную зону пласта

Для повышения продуктивности добывающих скважин в проектный период в качестве основных мероприятий рекомендуются: гидроразрыв пласта (ГРП), глубокопроникающая дополнительная перфорация ранее перфорированных интервалов, химические обработки призабойной зоны пласта.

Выбор скважин для проведения гидроразрыва пласта следует производить как с использованием действующих инструкций, так и с учетом результатов моделирования на постоянно-действующей модели. Комплекс исследований, проводимых до и после проведения ГРП, должен включать дебитометрию, термодебитометрию, снятие индикаторной диаграммы на 3-4 стационарных режимах и кривой восстановления давления. В проектный период такие комплексные геофизические и гидродинамические исследования должны планироваться прежде всего по объектам с низкой продуктивностью - БВ1-2, БВ6-7, ЮВ1. Выбор скважин для гидроразрыва, исполнители промысловых работ, конкретная программа исследовательских работ должны согласовываться с организацией, осуществляющей авторское сопровождение проекта разработки.

Для контроля эффективности перфорационных работ в состав комплекса исследований, проводимых до и после операций, рекомендуется включить дебитометрию, термодебитометрию, а также резиетивиметрию, влагометрию и плотностеметрию для оценки изменения состава добываемой продукции.

При проведении обработок призабойной зоны химическими реагентами рекомендуется в состав комплекса геофизических исследований включить высокоточную термометрию, дебитометрию, влагометрию, резиетивиметрию, плотностеметрию.

Для оценки продолжительности эффекта предлагается ежемесячно проводить отбивку динамического уровня с оценкой коэффициента продуктивности. При химических обработках отбор и расширенный анализ проб добываемой продукции должен производиться не реже 1 раза в месяц.

7.8.1 Мероприятия по увеличению дебита скважин по нефти

Для увеличения дебита скважин по нефти на месторождении применяется забуривание вторых стволов. Выбор скважин при этом должен быть основан на результатах прогноза с использованием постоянно-действующей модели и согласовываться с организацией, осуществляющей авторское сопровождение проекта разработки. Для оценки эффективности должны быть проведены исследования имеющего ствола геофизическими и гидродинамическими методами (включая снятие КВД) с оценкой коэффициента продуктивности, гидропроводности удаленной зоны пласта, работающей толщины, обводненности продукции. Для исследования вторых стволов в распоряжении СК "ПетроАльянс" имеется современный комплекс методов, включающий ИНГК, ГК, двухзондовый БК (ORL), НТК, локатор муфт, АКЦ, гироинклинометр и др. Оценка эффективности мероприятия оценивается по увеличению дебита нефти и контролируется ежемесячными замерами динамического уровня и обводненности.

7.9 Рекомендации по регулированию разработки

Регулирование разработки проводится на основе данных контроля с целью более полной выработки запасов нефти, сокращения периода разработки и снижения капитальных и текущих затрат в рамках рекомендуемого проектного варианта. Для регулирования предусматривается проведение следующих мероприятий: изменение режимов работы добывающих скважин на отдельных участках, включая ограничение отбора из высокообводненных скважин, перевод на периодическую эксплуатацию, форсированный отбор жидкости по нагнетательным скважинам, находящимся в отработке на нефть;

изменение режимов работы нагнетательных скважин, включая перераспределение закачки по отдельным скважинам и пластам; выравнивание профиля притока жидкости или закачки воды на специально выбранных участках или скважинах; перевод отдельных высокообводненных добывающих скважин в нагнетательные, возможно, с переходом на площадные системы заводнения; проведение операций по воздействию на призабойную зону на участках со значительными остаточными запасами нефти;

8. Техника безопасности и охрана труда

Все работы в нефтяной промышленности в нефтяной промышленности связаны с высокой энерговооруженностью, механизацией, химизацией и т.д., которые представляют большую опасность для обслуживающего персонала.

На основании Конституции (основного закона) нами в проекте разработаны мероприятия по обеспечению безопасных условий труда рабочих, обслуживающих скважины, оборудованные УЭЦН.

8.1 Анализ и оценка опасности и вредности при обслуживании скважин, оборудованных УЭЦН

В условиях Западной Сибири, кроме технологических факторов, на работу оператора в первую очередь влияют специфические климато-географические условия. К ним относятся низкие температуры, болотистая местность, а также отравления, взрывы, пожары.

При эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН обслуживающий персонал подвержен следующим опасностям:

Поражение электрическим током.

Отравление газом.

Поражение в результате взрыва.

Поражение в результате аварийной утечки нефти.

Основной из перечисленных опасностей является поражение электрическим током в результате прикосновения рабочих к токоведущим частям электрооборудования. В результате чего происходит его включение в электрическую цепь. Включение может быть двухполюсным или однополюсным.

При двухполюсном включении человек включается на полное линейное напряжение сети и сила тока определяется по формуле (1)

I = U / R_т , (1)

где I - сила тока;

U - линейное напряжение;

R_т - сопротивление тела человека.

Однополюсное включение - это прикосновение к фазному проводу трехфазной сети. При таком прикосновении человек включается в цепь, которая замыкается через его тело, обувь, пол, землю, в зависимости от системы электрической цепи, через сопротивление изоляции проводов относительно земли или через сопротивление заземления нейтрали. Если сопротивление сети больше, то сила тока, проходящего через человека, практически очень мала. В этом случае сеть с напряжением до 1000 В относительно безопасна при однофазном включении. Однако ни в коем случае нельзя допустить включения, когда одна фаза замыкается на землю. В этом случае человек оказывается под полным линейным напряжением сети, и если переходное сопротивление фазы равно нулю, то сила тока, протекающего через человека, может быть смертельной.

Следующей опасностью может быть поражение человека шаговым напряжением. При попадании на землю случайно оборванного электрокабеля или при пробое изоляции на землю в электрической установке, а также в местах расположения заземлителя электроустановки или грозозащитного устройства земля может оказаться под электрическим напряжением. При этом в радиусе до 20 м образуется зона растекания токов замыкания. В такой зоне напряжение между двумя токами поверхности, отстоящими друг от друга на расстоянии человеческого шага ( 0,8м ), называется шаговым напряжением.

Если человек окажется в зоне растекания токов замыкания, либо у места замыкания, то шаговое напряжение будет наибольшим, при нахождении человека на расстоянии 20м и более - наименьшим.

Выходить из зоны замыкания токов человек должен шагами в пределах 25-30 см, тогда он будет подвергнут наименьшему напряжению и избежит поражения электрическим током.

Опасность поражения человека взрывом, либо отравление газами или поражение при выбросе нефти возможны из-за неисправности арматуры скважины или сборного коллектора. Также возникновению взрыва может предшествовать искра, образовавшаяся в результате замыкания кабеля.

Таким образом, из проведенного анализа основных опасностей при эксплуатации скважин с ЭЦН наиболее опасным является поражение электрическим током.

8.2 Основные мероприятия по обеспечению безопасных условий труда

На основании проведенного анализа и расчета заземления для безопасного обслуживания скважин с УЭЦН нами предусмотрены следующие мероприятия:

Обслуживающий персонал должен быть обучен и пройти инструктаж.

Станция управления скважинами, при установке наземного оборудования, на площадке обслуживания должна размещаться с расчетом обеспечения свободного входа и выхода наружу. Дверцы станций управления должны запираться на замок.

Бронированный кабель к устью скважины прокладывается по специальным опорам. По трассе, через каждые 50 м устанавливаются предупредительные знаки. Работы по монтажу, регулировке, снятию на ремонт и установке измерительных приборов и релейных аппаратов в станциях управления, а также переключений ответвлений в трансформаторах осуществляются двумя лицами электротехнического персонала при выключенной установке, блоке-рубильнике и со снятым предохранителем.

Замена блока рубильник-предохранитель и его ремонт непосредственно на станции управления могут выполняться при отключении напряжения сети 380 В от станции управления.

Во время работы установки и пробного ее пуска запрещается прикосновение к кабелю, не допускается проведение каких-либо работ на кабеле при спуско-подъемных операциях. В случае длительных перерывов в эксплуатации скважин с нее должно быть полностью снято напряжение.

Во избежании отравления газами необходимо следить за герметичностью устьевой арматуры, сборных коллекторов.

Для предотвращения взрыво- и пожароопасности необходимо следить за исправностью электрооборудования.

Таким образом, намеченные мероприятия по охране труда обеспечивают и будут способствовать безопасному обслуживанию скважин, оборудованных УЭЦН.

9. Охрана окружающей среды

9.1 Охрана систем и водоемов при обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН

В соответствии с постановлением Совета Министров от 1974г. во всех проектах требуется планировать мероприятия по охране окружающей среды. Поэтому нами предусмотрены соответствующие мероприятия.

Анализ и оценка опасности для природной среды при обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН

При обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН возможны опасности для природной среды. При аварийных разливах нефти она проникает в почву. В лесной местности от нефти сохнут корни деревьев, кустарников и травяного покрова. В результате этого образуется сухость и сухая трава, что ведет к пожароопасной ситуации.

Локальные загрязнения почвы связаны чаще всего с разливами нефти и нефтепродуктов и их утечках через неплотности и негерметичности в промысловом оборудовании.

Загрязнение больших площадей почвы возможно при аварийном фонтанировании нефти.

Попадая в почву нефть опускается вертикально вниз и распространяется вширь. Скорость продвижения нефти зависит от ее свойств, грунта и соотношения нефти, воздуха и воды в многофазной движущейся среде. Движение нефти прекращается при достижении 10-12 % насыщения почвы нефтью, либо при достижении нефти уровня грунтовых вод. Далее нефть перемещается в направлении уклона поверхности грунтовых вод. Наличие нефти в почве и на поверхности вод вызывает опасные экологические последствия.

В результате загрязнения происходит разрушение структуры почвы, изменение ее физико-химических свойств. Следственно, снижается водопроницаемость, увеличивается соотношение между углеродом и азотом за счет углерода нефти), что приводит к ухудшению азотного режима почв. Начинается кислородное голодание почв, что нарушает корневое питание растений.

Таким образом, в результате проведенного анализа можно сделать вывод, что основной причиной загрязнения природной среды является разлив нефти и нефтепродуктов на почву и поверхность вод.

9.2 Основные мероприятия по охране природной среды

Учитывая ранее рассмотренные опасности для окружающей среды предусматривается ряд мероприятий, направленных на защиту природной среды от загрязнений нефтью и нефтепродуктами.

На территории нефтепромыслов регулярно проверять состояние обваловок вокруг кустов.

Не допускать разливов нефти из мерников и тралов сборных установок.

Не допускать разливов нефти. Применяемых реагентов вокруг скважин и загрязнения приустьевой зоны.

Регулярно проводить проверку технического состояния всего фонда скважин.

Добиться полной герметизации систем сбора, сепарации нефти.

Установить регулярный контроль за герметичностью резьбовых и фланцевых соединений.

При применении химреагентов строго соблюдать технологию проведения работ.

Таким образом, намеченные мероприятия будут способствовать безопасному, с точки зрения охраны окружающей среды. Отбору нефти из нефтедобывающих скважин. Предложенные мероприятия разработаны на основе СН-245-76.

Заключение

Эксплуатационный механизированный фонд скважин Ватьеганского месторождения на 01.01.2001г. составляет 1679 скважин. Действующий фонд скважин на 01.01.2001г. насчитывает 1557 скважин. Рост действующего фонда скважин с начала года составил 32 скважины. 641 скважина действующего механизированного фонда Ватьеганского месторождения оборудованы установками электроцентробежных насосов, что составляет 41,2 % действующего фонда. Оставшиеся 916 скважин оборудованы штанговыми глубиннонасосными установками. За 2000г. фонд скважин оборудованных УЭЦН увеличился на 43 скважины. Коэффициент использования фонда УЭЦН составил 93,4 %.

Скользящая наработка на отказ УЭЦН на 01.01.2001г. составила 527 сут., рост по сравнению 01.01.2000г. 41 сут. По отечественным установкам ЭЦН наработка на отказ составила 408 сут., по импортным 1037 сут., прирост 35 и 125 сут. соответственно.

За 2000г. по действующему фонду УЭЦН Ватьеганского месторождения произошло 406 отказов, вероятность отказа составляет 63,3 % на скважину (справочно в 1998г.-76,5 %, в 1999г.-70,1 %). По фонду УЭЦН отечественного производства произошло 329 отказов, вероятность отказа - 59,2 % (1998г.-72,8 %, 1999г.-68,1 %). По фонду импортных УЭЦН произошло 77 отказов, вероятность отказа - 78,6 % (1998г.-92,0 %, 1999г.-84,0 %).

За 2000г. произошло 188 преждевременных отказов, что составляет 46,3 % от общего числа отказов. В т.ч. по установкам ЭЦН отечественного производства произошло 173 отказа. что составляет 92 % от общего числа преждевременных отказов.

Список литературы

1. Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений. М., Недра, 1990г.

2. Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. / Р.Д.Абдулмазитов, К.С.Баймухаметов, В.Д.Викторин и др. Издание в 2т./ Под ред. В.Е.Гавуры. М., ВНИИОЭНГ, 1996г.

3. Годовой технико-экономический отчет НГДУ ''Ватьеганнефть'' за период 1998 - 2000 гг.

4. Инструкция по применению технологии регулирования заводнения неоднородных пластов-коллекторов залежей месторождений ТПП ''Когалымнефтегаз'' с помощью сшитых полимерных систем (СПС). 1997г.

5. Основные этапы и проблемы создания геолого-технологических моделей крупных месторождений (на примере Ватьеганского месторождения). / А.В.Гавура, А.В.Лысянский, В.В.Шелепов, М.Я.Маврин. М., 2000г.

6. Отчет внедрения новых методов повышения нефтеотдачи в 1998г. по НГДУ ''Ватьеганнефть''.

7. Повышение эффективности разработки нефтяных месторождений Когалымского региона/ Вайншток С.М., Калинин В.В., Тарасюк В.М., Некрасов В.И. М., Издательство академии горных наук, 1999г.

8. СибНИИНП. Авторский надзор за разработкой Ватьеганского месторождения. Тюмень, 1991г.

9. СибНИИНП. Авторский надзор за разработкой Ватьеганского месторождения. Тюмень, 1994г.

10. СибНИИНП. Технологическая схема разработки Ватьеганского нефтяного месторождения. Том I, книга 1, Тюмень, 1984г.

11. Технико-экономические показатели разработки Ватьеганского месторождения.

Размещено на Allbest.ru