Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Сургутнефтегаз - одна из крупнейших российских нефтяных компаний. Сфера деятельности компании охватывает разведку, обустройство и разработку нефтяных и нефтегазовых месторождений, добычу и реализацию нефти и газа, производство и сбыт нефтепродуктов и продуктов нефтехимии. Сургутнефтегаз отличает стабильная динамика роста, основанная на высоких темпах роста производства и постоянном наращивании сырьевого потенциала. Гибкая долгосрочная стратегия развития компании основана на многолетнем опыте и использовании новейших технологий.

В настоящее время на нефтяных промыслах, в том числе в ООО «Сургутнефтегаз» широко используются штанговые скважинные насосные установки - ШСНУ. Это связано с тем, что для добычи нефти при дебитах скважин менее 50 м³/сут не создано ещё достаточно надёжного, долговечного и в тоже время недорогого насоса другого типа, как, например, винтового, центробежного или диафрагменного. И, несмотря на многие свои недостатки, штанговые насосы удовлетворяют этим требованиям.

К недостаткам ШСНУ можно отнести большую металлоемкость, необходимость строительства свайного поля и установки станка-качалки, быстрый износ оборудования и выход из строя насосной установки.

Основными причинами отказов ШСНУ, как правило, являются протёртости штанг и труб, утечки в клапанах, негерметичность плунжера, соле и парафиноотложения, коррозия металла.

Увеличение МРП на прямую связана эффективным использованием методов борьбы и профилактики АСПО возможно при условии планомерной, систематической работы по анализу режимов работы скважин, результатов ПРС и депарафинизационных работ.

1. Геологический раздел

1.1 Орогидрография

В административном отношении Западно-Сургутское месторождение расположено в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в 20 км. К Северо-Западу от города Сургут и частично в пределах его городской черты. Южная часть месторождения находится в пойменной и русловой правобережной части р. Оби.

Основная артерия - р. Обь - ограничивает рассматриваемую территорию с юга и имеет широтное направление течения. Непосредственно по территории месторождения протекает река Черная. Река Обь судоходна в течение всей навигации.

В орографическом отношении территория представляет собой слабопересеченную, значительно заболоченную, неравномерно залесенную равнину. Абсолютные отметки рельефа изменяются от +25 до +75 м.

В северной части площади имеется большое количество болот и озер. Болота непроходимые Дальше, на севере, расположены крупные озера Тойек-Лор и Чукнын-Лор.

Растительность представлена смешанными лесами с преобладанием хвойных и тальниковых кустарников.

Климат районо резко континентальный с продолжительной холодной зимой и коротким летом. Устойчивый снежный покров образуется в третьей декаде октября и держится 200-220 дней. Глубина промерзания грунта составляет 1.0-1.5 м. Среднегодовая температура колеблется от -32С до +26С. Средняя температура января - -26С, в июле - +16С.

Рисунок 1 - Обзорная карта

1.2 Тектоника

Согласно, тектонической карты Центральной части Западно-Сибирской плиты (Шпильман В.И., Змановский Н.И., Подсосова Л.Л., 1998 г.), Западно-Сургутское месторождение расположено в пределах Сургутского свода. В тектоническом отношении оно приурочено к Восточно-Сургутской террасе, которая на северо-западе граничит с Федоровской вершиной, а на востоке - с Яросомовским крупным прогибом (рис. 2.1.2).

На площади работ и прилегающих территориях крупные структуры 1-го порядка осложнены более мелкими элементами, такими как Вершинная ложбина - на севере и Солкинская седловина - на западе.

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяются три структурно-тектонических этажа, различающиеся по степени изменчивости слагающих пород и тектоническим особенностям.

Формирование нижнего этажа закончилось в палеозое, и соответствует гео-синклинальному этапу развития современной плиты. Этаж представлен изверженными и эффузивными, а также метаморфическими породами. Реже встречаются сильно дислоцированные осадочные породы. Эти отложения изучены крайне слабо.

Промежуточный структурно-тектонический этаж, характеризующий парагео-синклинальный этап в истории развития, соответствует отложениям пермо-триасового возраста. Породы, слагающие данный этаж, менее дислоцированы и подвержены метаморфизму.

Наиболее полно изучен верхний структурно-тектонический этаж, сложенный мощной толщей мезозойско-кайнозойских пород, накапливающихся в условиях устойчивого прогибания фундамента. Эти отложения контролируют все известные в настоящее время скопления углеводородов в пределах Западно-Сибирского региона.

По отражающему горизонту «Б» Западно-Сургутская структура в большей своей части оконтуривается сейсмоизогипсой -2625 м и представляет собой поднятие изометричной формы, осложненное двумя куполами в северо-западной и юго-восточной его частях.

Западно-Сургутская структура представляет собой брахиантиклинальную складку, вытянутую в меридиональном направлении и осложненную куполами небольших размеров. Она носит унаследованный характер, залежи пластов в плане совпадают. Углы падения крыльев структуры незначительны и не превышают 2 - 3 градусов.

Рисунок 2 - Фрагмент тектонической карты Сургутского района

1.3 Характеристика продуктивных горизонтов

В разрезе Западно - Сургутского нефтяного месторождения обнаружено более 20 самостоятельных залежей нефти, которые содержатся в терригенных коллекторах средней - верхней юры (пласты ЮС₂, ЮС₁) и нижнего мела (БС_1-2, БС₄, БС_10-12, АС₉). Первоочередными объектами разработки являются залежи в пластах группы БС, к которым приурочены основные запасы нефти месторождения. Общий этаж нефтеносности составляет около 1000 м. Диапазон нефтегазопроявлений по разрезу составляет 870 м. Пласты-коллекторы изменчивы по площади и разрезу, что определило присутствие как пластово-сводовых, так и литологически экранированных залежей. В юго-восточной части месторождения основным объектом разработки, для которого предусматривается система ППД, является пласт БС₁₀ (Восточная залежь).

Залежи пластов АС₉, ЮС₁ и ЮС₂ - новые объекты, установленные в процессе доразведки и эксплутационного бурения. В пластах АС₉ и ЮС₁ залежи небольших размеров с несущественными запасами, приурочены к сводовой части структуры.

Залежь пласта ЮС₂¹, характеризующегося чрезвычайно сложным строением: резкой литологической изменчивостью состава пород по площади и по разрезу, колебаниями толщин и широким диапазоном изменения дебитов нефти - от 47,7 до 0,4 м³/сут, находится в стадии доразведки и опытно-промышленной эксплуатации.

Пласт ЮС₂² нефтеносен лишь локально. Залежи располагаются в повышенных участках. Поэтому для объекта ЮС₂² региональная нефтеносность верхнего пласта ЮС₂¹ является характерным коррелятивным признаком его выделения на Западно-Сургутском месторождении.

Самыми крупными как по размерам, так и по величине запасов нефти, являются залежи пластов БС₁₀, БС₁, БС_2-3. Суммарные балансовые запасы нефти, содержавшейся в этих пластах, составляют 92% запасов месторождения, извлекаемые - 97%.

Пласт БС₁₀ представляет собой сложнопостроенное геологическое образование, состоящее из серии песчано-алевролитовых пластов, переслаивающихся с глинистыми породами.

Основная залежь пласта БС₁₀ распространена по всей площади месторождения и имеет размеры 25х10 км, при высоте залежи 110 м. ВНК находится на а. о. -2275,0-2315,0 м. Тип залежи - структурно-литологический. В юго-восточной части площади выделяется самостоятельная Восточная залежь. Она находится в пределах пойменной части р. Оби и городской черты города Сургута. Залежь имеет размеры 9х8 км, высоту 72 м, ВНК находится на а. о. -2332,0 м. Тип залежи - структурно-литологический. В северной и восточной частях залежи коллектора замещаются на более плотные породы.

Пласт БС₁₀² включает в себя 2 самостоятельные залежи, которые территориально и по разрезу гидродинамически разобщены.

Нефтяная залежь пласта АС₉ расположена в центральной части структуры. ВНК проводится на абсолютной отметке - 1875 м. Залежь литологически экранирована. Размеры - 1х0,6 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина - 3,6 м., коэффициент нефтенасыщения -0,43.

Пласт БС₁ разделяется на БС₁¹ и БС₁². Пласт БС₁¹ имеет две залежи нефти с самостоятельными уровнями ВНК. Основная залежь прослеживается по всей площади структуры и имеет размеры 22х6,7-7,5 км. Нефтенасыщенная толщина колеблется в пределах от 1,0 до 13,4 м. Водонефтяная зона занимает 29% площади всей залежи, ВНК на абсолютной отметке - 2014 м.

В северо-западной части структуры по результатам бурения выявлена самостоятельная залежь нефти с размерами 1,5х0,75 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4,6 м. ВНК проводится по абсолютной отметке - 2022 м. Водонефтяная зона занимает 69% залежи. Обе залежи пластовые сводовые с активной связью с законтурными водами.

Залежь пласта БС₁² по площади развита в центральной и северной частях месторождения и имеет размеры 14,2х4,25 км. Нефтенасыщенная толщина составляет в среднем 1,5 м. Пласт неоднороден, имеет сложные контуры нефтеносности и замещения продуктивных пород. Уровень ВНК - 2014 м.

В пласте БС₂₊₃ имеется две залежи с единым уровнем ВНК, проводимый по абсолютной отметке - 2014 м. Размеры основной залежи 12,5х5,0 км. Залежь пластовая сводовая, водоплавающая. Толщина в среднем составляет 9,2 м. Размеры самостоятельной залежи 2,5х1,0 км., средняя нефтенасыщенная толщина - 3,1 м. Коэффициент нефтенасыщения обеих залежей принят 0,54.

Залежь пласта БС₄ приурочена к северному куполу, осложняющему структуру. Размеры залежи 2,25х1,75 км., высота 14 м., толщина - 4,4 м. Залежь относится к типу пластовых сводовых, водоплавающих.

Пласт БС₁₀ имеет три залежи. Основная залежь распространена по всей площади структуры и имеет размеры 27,8х12,0 км. ВНК постепенно погружается от абсолютной отметки - 2278 м. на севере, до - 2326 м. на юго-западе. Водонефтяная зона занимает 29%. Эффективная нефтенасыщенная толщина изменяется от 2-3 до 30 м.

В северной части площади выявлена самостоятельная залежь с уровнем ВНК - 2255,9 м. Водонефтяная зона занимает 6,0%. Размеры залежи 4,75х3,75 км. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 1,8 м.

Таблица 1 - Характеристика продуктивных пластов Западно-Сургутского месторождени

Восточная залежь пласта БС₁₀ (третья) является пластовой сводовой. Положение ВНК не выявлено. Пласт БС₁₀ представляет собой сложное сочетание трех типов пород-песчаников, алевролитов и глин, которое сочетается в их слоистом чередовании по разрезу и взаимном замещении по простиранию. Слоисто-зональная неоднородность этого пласта прежде всего подчеркивается изменчивостью литолого-коллекторских параметров пород, в частности гранулометрического состава, пористости и проницаемости. Коллекторы характеризуются как мелкозернистые, глинистые. По вещественному составу относятся к классу полимиктовых, где наряду с кварцем и полевыми шпатами имеются обломки различных пород. Цементируется, в основном, каолинитом, гидрослюдой и хлоритом, реже - железисто-титанистыми и карбонатными образованиями. Средняя пористость 23,2%.

Основные продуктивные пласты, имеющие напорные контуры воды, связаны с отклонениями третьего водонасосного комплекса.

Пласты БС₁ и БС₂₊₃ имеют активную законтурную водонапорную зону. Водонапорная система этих пластов не является замкнутой и обладает большим запасом пластовой энергии, создающей эффективные напоры по всему контуру нефтенасосности. Пласт БС₁ слагается преимущественно песчаными коллекторами, в цементе преобладает каолинит, который распределяется по объёму пород неравномерно. Пласт неоднороден, наблюдается много зон отсутствия (замещения) пород-коллекторов. Средняя пористость - 26,1%. В пласте БС₂₊₃ песчаники и алевролиты присутствуют в близких соотношениях; цемент представлен хлоритом, каолинитом, гидрослюдой. Пористость изменяется от 19,0 до 32,8%, гидропроницаемость - от 2,1 до 1723,0х10^-3 мкм^2.

Эффект от водонапорной системы пласта БС₁₀₊₁₁ значительно ниже вследствие низких коллекторских свойств и литологического экранирования в восточном и северо-восточном направлениях, где полное замещение коллекторов плотными глинистыми породами.

В настоящее время залежи эксплуатируются на режиме вытеснения нефти водой, однако отдельные краевые участки залежей, удаленные от зон нагнетания до организации закачки, эксплуатируются на упруго-водонапорном режиме.

Начальное пластовое давление превышает гидростатическое в 1,05 раза и принято по залежам пластов БС₁ и БС₂₊₃ 210 атм, а по пласту БС₁₀ - 232 атм.

1.4 Состояние разработки месторождений

Западно - Сургутское месторождение введено в эксплуатацию в 1965 году. Максимальный уровень добычи нефти на месторождении в объеме 6157,8 тыс. т был достигнут в 1984 году. Начиная с 1985 года, добыча нефти на месторождении снижается до минимального значения - 2863,8 тыс. т в 1998 году С 1999 года добыча нефти на месторождении возрастает до 3948,1 тыс. т в 2007 году.

С начала разработки на месторождении добыто 168592 тыс. т нефти, при обвоненности продукции - 85,5%. Попутно с нефтью отобрано 6873 млн. м³ растворенного газа. В 2007 году отбор растворенного газа составил 169 млн. м³, использование попутного газа - 98%. С начала разработки добыто 518694 тыс. т жидкости, в продуктивные пласты закачано 557535 тыс. м³ воды, накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 100.8%. В 2007 году на месторождении добыто 3948,1 тыс. т нефти, 27307.9 тыс. т жидкости, в продуктивные пласты закачано 26175,1 тыс. м³ воды, текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 92.1%.

Фактические уровни добычи нефти в 2005-2007 гг. соответствуют проектным: 2005 год - 3846,1 тыс. т (проект - 3877,4 тыс. т), 2006 год - 3946,4 тыс. т (проект - 3935,4 тыс. т), 2007 год - 3948.1 тыс. т (проект - 3878,2 тыс. т). Всего за 2005-2007 гг. планировалось отобрать 11691,0 тыс. т нефти, фактическая добыча составила 11740.6 тыс. т.

По состоянию на 01.01.2011 на балансе предприятия числится 2070 скважин, в том числе: добывающих - 1501, нагнетательных - 524, контрольных - 1, водозаборных - 44.

Коэффициент использования фонда: добывающих скважин - 0,967, нагнетательных скважин - 0,933. Коэффициент эксплуатации действующего фонда: добывающих скважин - 0,983, нагнетательных скважин - 0,989.

В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывало 1178 скважин. Средний дебит скважин по нефти составил 9,7 т/сут, по жидкости - 67,2 т/сут. Средняя обводненность продукции составила 85.5%. С обводненностью выше 90% эксплуатировалось 387 скважин, то есть 32,9% фонда добывающих скважин. В 2007 году из этого фонда добыто 967,4 тыс. т нефти (24,5% общего объема добычи). С дебитом нефти менее 5 т/сут эксплуатировалось 538 скважин (46% фонда), в том числе: с дебитом менее 2 т/сут - 261 скважина (22% фонда). Добыча нефти из низкодебитного фонда составила 431 тыс. т (10,9% общего объема добычи).

В целях повышения эффективности нефтеизвлечения на месторождении с 1999 года осуществляется зарезка боковых стволов (БС) при капитальном ремонте скважин (КРС). Всего за 1999-2007 гг. зарезка боковых стволов проведена в 230 скважинах. Из скважин с боковыми стволами добыто 5323.4 тыс. т нефти, в среднем на один боковой ствол отобрано 23.1 тыс. т. В 2007 году из скважин с БС добыто 1246 тыс. т нефти, что составляет 31.6% от общего годового объема добычи нефти на месторождении.

Пласт АС₉, содержащий незначительный объем запасов (НИЗ = 81 тыс. т), практически выработан. Залежь введена в разработку в 1983 году, в настоящее время эксплуатируется на естественном режиме одной добывающей скважиной со средним дебитом по нефти 0.9 т/сут, по жидкости - 29.1 т/сут. В 2007 году добыто: нефти - 0.2 тыс. т, жидкости - 7.2 тыс. т, обводненность продукции составила 97%. Текущий водонефтяной фактор (ВНФ) - 31.6 т/т, накопленный - 14.6 т/т.

Объект БС₁ введен в эксплуатацию в 1965 году. На объекте реализуются трехрядные и пятирядные системы размещения скважин с уплотнением и очаговым заводнением. Средняя плотность сетки по фонду скважин, перебывавших в эксплуатации, - 25.9 га/скв. С начала разработки добыто 51823 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 628.9 тыс. т нефти и 9782.3 тыс. т жидкости при обводненности продукции 93.6%. Текущий ВНФ - 14.6 т/т, накопленный - 3.1 т/т. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывала 201 скважина, средний дебит по нефти составил 8.8 т/сут, по жидкости - 137.2 т/сут. С начала разработки в пласт закачано 217456 тыс. м³ воды, в том числе: в 2007 году - 8934.4 тыс. м³. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 96.3%, текущая - 90%. Реализуемые системы заводнения обеспечивают поддержание пластового давления на уровне начального - 21.0 МПа.

Объект БС_2-3 введен в эксплуатацию в 1965 году. На объекте реализуются трехрядные и пятирядные системы размещения скважин с уплотнением, очаговым и приконтурным заводнением, средняя плотность сетки скважин - 19.1 га/скв. С начала разработки добыто 30216 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 337.0 тыс. т нефти и 6493.7 тыс. т жидкости при обводненности продукции 94.8%. Текущий ВНФ - 18.3 т/т, накопленный - 3.1 т/т. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывало 97 скважин, средний дебит по нефти составил 9.8 т/сут, по жидкости - 189.2 т/сут. С начала разработки в пласт закачано 116781 тыс. м³ воды, в том числе: в 2007 году - 4288.5 тыс. м³. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 90.2%, текущая - 65.3%. Реализуемые системы заводнения обеспечивают поддержание пластового давления на уровне начального - 21.0 МПа.

Залежь пласта БС₄, содержащая незначительные запасы (НИЗ - 630 тыс. т), введена в разработку в 1982 году, эксплуатируется на естественном режиме. С начала разработки добыто 541 тыс. т нефти. Залежь эксплуатируется пятью скважинами со средним дебитом по нефти - 12.8 т/сут, по жидкости - 244.3 т/сут. В 2007 году добыто 23.3 тыс. т нефти и 445.6 тыс. т жидкости при обводненности продукции - 94.8%. Текущий ВНФ - 18.1 т/т, накопленный - 7.1 т/т.

Основной объем начальных геологических запасов приурочен к горизонту БС_10-11. Пласт БС₁₁ условно выделяется в нижней части разреза горизонта БС_10-11, в плане распространён на 10% площади нефтеносности пласта БС₁₀. В 1965-1991 гг. пласты БС₁₀ и БС₁₁ разрабатывались совместно в составе эксплуатационного объекта БС_10-11. В 1991 году было принято решение о разукрупнении объекта БС_10-11, которое в полной мере реализовать не удалось. В скважинах с близкими ФЕС пласты БС₁₀ и БС₁₁ четко не выделяются и эксплуатируются совместно ( 40% скважин пласта БС₁₁). В 2011 году при пересчете запасов нефти за счет уточнения корреляции изменились границы распространения залежей, что привело к перераспределению запасов между пластами БС₁₀ и БС₁₁; доля запасов пласта БС₁₁ в общем объеме запасов горизонта БС_10-11 снизилась от 6% до 3%. Как единая гидродинамическая система, горизонт БС_10-11 при пересчете запасов был рассмотрен в качестве подсчетного объекта, при проектировании разработки - в качестве эксплуатационного объекта. На объекте реализуются трехрядные, пятирядные, девятиточечные системы размещения скважин с уплотнением и очаговым заводнением, средняя плотность сетки - 17,9 га/скв. С начала разработки добыто 84206 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 2740.7 тыс. т нефти и 10228.3 тыс. т жидкости при обводненности продукции 73.2%. Текущий ВНФ - 2.7 т/т, накопленный - 1.1.т/т. В 2007 году в эксплуатации на нефть перебывало 822 скважины, средний дебит по нефти составил 9.7 т/сут, по жидкости - 36.1 т/сут. С начала разработки в пласты закачано 221823 тыс. м³ воды, в том числе: в 2007 году - 12575 млн. м³. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 113.6%, текущая - 108.9%. Реализуемые системы заводнения обеспечивают поддержание пластового давления на уровне начального - 23.2 МПа.

Пласт ЮС₁, содержащий незначительные запасы нефти (НИЗ - 214 тыс. т), введен в разработку в 1995 году, эксплуатируется на естественном режиме. С начала разработки добыто 107 тыс. т нефти. В 2007 году эксплуатировалось три скважины со средним дебитом по нефти - 14.1 т/сут, по жидкости - 16.9 т/сут. В 2007 году добыто 14.5 тыс. т нефти и 17.3 тыс. т жидкости, при обводненности - 16.3%.

Разведка и оценка добывных возможностей горизонта ЮС₂ осуществляется с 1980 года. В 1980-1989 годах на горизонт ЮС₂ было углублено 11 скважин. В 1987-1989 годах в опытно-промышленную разработку был введен первый опытный участок с размещением скважин по девятиточечной системе с плотностью сетки 25 га/скв. В 2004 году на трех участках были запроектированы ОПР с применением многоствольно-разветвленных скважин с горизонтальными стволами. На участках 2, 4 плотность сетки - 16.6 га/скв., на участке 3 - 32.7 га/скв. Системы разработки планировалось организовать путем бурения пилотных стволов с последующей зарезкой горизонтальных боковых стволов при КРС. К настоящему времени проектный фонд разбурен, формирование регулярных систем зарезкой боковых стволов не завершено. Предварительные результаты ОПР показывают, что в условиях горизонта ЮС₂ эффективность применения горизонтальных скважин и технологии ГРП в наклонно-направленных скважинах практически одинакова.

С начала разработки по объекту ЮС₂ добыто 1619 тыс. т нефти. В 2007 году добыто 203.5 тыс. т нефти и 333.4 тыс. т жидкости при обводненности 39%. В эксплуатации на нефть перебывало 86 скважин, средний дебит по нефти составил 7.8 т/сут, по жидкости - 12.8 т/сут. С начала разработки в пласт закачано 1475 тыс. м³ воды, в том числе: в 2007 году - 377.6 тыс. м³. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 54.8%, текущая - 95.7%.

С целью контроля за выработкой запасов нефти продуктивных пластов проводились промыслово-геофизические исследования: гидродинамическая дебитометрия (расходометрия), термоэлектрический индикатор притока, термометрия, влагометрия, плотностнометрия, резистивиметрия, гамма-метод и локатор муфт. Исследования по контролю за выработкой запасов нефти пластов месторождения проведены в 100% добывающих и нагнетательных скважинах. Исследования по контролю за изменением текущей нефтенасыщенности проведены в 114 скважинах. Результаты промыслово-геофизических исследований были обобщены и использованы при анализе выработки запасов нефти.

С начала разработки месторождения проведено: 600 ГРП, 3180 мероприятий по воздействию на призабойную зону пласта, 1219 скважино-операций по закачке потокоотклоняющих составов, 814 перфорационных и 372 изоляционных мероприятий. На месторождении пробурено 20 горизонтальных скважин, при КРС проведена зарезка 230 боковых стволов. Дополнительно добыто 10730.3 тыс. т нефти (6.4% от общего отбора), с учетом горизонтальных скважин и боковых стволов добыча нефти составила 17119 тыс. т (10.1% от общего отбора).

Таблица 2 - Сравнение проектных и фактических показателей разработки Западно - Сургутского месторождения за 2006-2009 года

2. Технико-технологический раздел