Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Геологическая характеристика Усть-Тегусского месторождения, его литолого-стратиграфический разрез, тектоническое строение. Свойства и состав пластовых флюидов. Запасы углеводородов. Потребность ингибитора для технологии периодического ингибирования.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 08.04.2015
Размер файла 136,7 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Курсовой проект

  • Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

Введение

ингибитор месторождение скважина пластовый

Согласно нефтегазоносному районированию Усть-Тегусское месторождение находится в пределах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции, в Каймысовской нефтегазоносной области, в Демьянском нефтегазоносном районе.

Месторождение было открыто в 1991 г. поисковой скважиной 100. По результатам проведенных геологоразведочных работ и исследований были выявлены промышленные залежи нефти в отложениях средней юры в пластах Ю2, Ю3, Ю4.

Недропользователем является ООО «ТНК-Уват»: лицензия №ТЮМ 11239 НЭ от 18.06.2002 г. - Урненский участок (срок окончания лицензии 2014 г.) и лицензия №ТЮМ 11235 НР от 18.06.2002 г. - Усть-Тегусский участок (срок окончания лицензии 2019 г.)

Первый полный подсчёт запасов по Усть-Тегусскому месторождению был выполнен по результатам бурения 14 поисково-разведочных скважин в 2006 году НАЦ РН ХМАО «им. Шпильмана» (протокол 103 пд (ДСП) от 10.07.2007 г.).

В августе 2008 года по результатам вновь пробуренных 8 поисково-разведочных и 16 эксплуатационных скважин был выполнен оперативный пересчёт запасов Усть-Тегусского месторождения (протокол 18/823 - пр. от 23.10.2008 г.).

Месторождение введено в разработку в 2009 г. Действующим проектным документом является: «Технологическая схема опытно-промышленной разработки Усть-Тегусского месторождения» принятая сроком на 5 лет. Протокол ЦКР «Роснедра» №3853 от 09.11.2006 г., согласован «Роснедра» 07.12.2006 г. №ПС-03-31/8703.

Настоящая работа выполнена по состоянию на 01.01.2011 г. на дату составления отчета на месторождении пробурено 35 поисково-разведочных и 84 эксплуатационных скважин.

В период после составления действующего проектного документа на месторождении проведен большой объем геологоразведочных и исследовательских работ, результаты которых существенно уточнили представления о свойствах и пространственном распространении залежей и рациональном способе их разработки.

Целью настоящей работы является уточнение проектных решений с учетом полученной в результате ГРР и ОПР информации.

1. Геологическая характеристика Усть-Тегусского месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Усть-Тегусское месторождение расположено в Уватском районе Тюменской области. Ближайшие населенные пункты - д. Нефедова, расположенная в 50 км к западу от участков и д. Тайлакова, в 50 км к северу. Административный центр территории - пос. Уват расположен в 280 км западнее от месторождения. Ближайшие месторождения - Урненское, Гавриковское и Тайлаковское. Основными магистралями района являются: автомобильная дорога Тобольск-Южный Балык и железная дорога - Тюмень-Сургут-Нижневартовск. Параллельно магистралям проложены нефтепроводы Усть-Балык-Омск, Усть-Балык-Курган, Нижневартовск - Курган, Сургут-Нижний Новгород; два газовых магистральных газопровода и продуктопровод Южный Балык-Тобольск. Для транспортировки нефти с Усть-Тегусского месторождения на запад до центральной магистрали нефтепровода проложена «ветка» протяжённостью 319 км, размеры трубы 530Ч9 мм

Дорожная сеть практически отсутствует, передвижение по площади работ и перевозка грузов возможны по снежному покрову (зимники). Доставка грузов производится по железной дороге, автотранспортом, либо баржами в период летней навигации. В редких случаях используются вертолеты для доставки небольших партий грузов, а также иногда - рабочих вахт. Промышленная инфраструктура на участках работ отсутствует. Ближайшие аэропорты расположены в г. Тобольске и пос. Уват. Условия производства работ на площади относятся к V категории трудности.

Вблизи территории открыты месторождения строительных материалов, которые широко используются при промышленном обустройстве месторождения.

Для питьевых нужд, а также промышленных целей используются воды олигоцен-четвертичного возраста.

1.2 Литолого-стратиграфический разрез

Месторождение располагается в пределах Западно-Сибирской плиты, в разрезе которой выделяются два структурно-формационных этажа: доюрское складчатое образование и мезозойско-кайнозойской чехол, залегающий с угловым стратиграфическим несогласием на доюрском образовании.

При описании разреза привлекались фактические материалы по описанию керна и нефтегазоносности территории.

На графическом приложении 2 приводится сводный геолого-геофизический разрез для Усть-Тегусского месторождения. Сводный разрез составлен по скважине 110, вскрывшей достаточно полный разрез юрских отложений и породы доюрского основания.

Доюрские образования

Отложения фундамента представлены эффузивными консолидированными породами. Породы фундамента были испытаны совместно с отложениями Тюменской свиты в двух скважинах (30, 31) в интервалах 2525-2640 м и 2504-2596 м соответственно. В результате испытания в скважине 30 притока не получено, в скважине 31 получен приток пластовой воды дебитом 113 м3/сут.

В породах доюрского образования развита кора выветривания, которая представлена серицит-хлорит-биотитовым глинистым сланцем серого, зеленого цвета, перемятого, трещиноватого с жилками кальцита, а так же известково-глинистыми и песчано-алевритистыми сланцами. При совместном испытании с отложениями фундамента получен приток пластовой воды дебитом 5,76 м3/сут.

Максимально вскрытая толща доюрских образований достигает на рассматриваемом месторождении до 60 м (скв. 113).

К кровле доюрского основания приурочен опорный отражающий горизонт А.

Доюрские образования с угловым стратиграфическим несогласием перекрываются песчано-глинистыми породами юрской системы, которые заполняют пониженные заливообразные области.

Юрская система

Нижний отдел

Нижнеюрские отложения на рассматриваемой территории отсутствуют.

Средний отдел

Отложения средней юры выделяются в тюменскую свиту (J2 аален-байос-бат-ранний келловей). Свита, представлена чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников с прослоями углей. Аргиллиты серые до темно-серых, алевритистые, слюдистые, углистые. Алевролиты серые, часто карбонатизированные.

На Усть-Тегусском месторождении тюменская свита, представлена в объеме верхов средней (пласт Ю5) и верхней (пласты Ю4-Ю2) подсвит. К пластам Ю4, Ю3, Ю2 приурочены залежи нефти.

Коллектора пласта Ю4 представлены песчаниками от светло - до темно-серого, (нефтесодержащие разности - коричневато-серые), средне-мелкозернистыми, сцементированными глинистым, реже карбонатным цементом. Отмечается косоволнистая слоистость, обусловленная многочисленными тонкими прослойками углистого детрита. Текстура слоистая. По составу породообразующих обломков песчаники неоднородны.

Пласт Ю3 отличает литологическая неоднородность, по керну пласт представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Аргиллиты темно-серые, до черных, плотные, слоистые. Алевролиты серые, средней крепости, с включениями растительных остатков. Коллекторы, слагающие пласт, представлены песчаниками среднезернистыми, кварц-полевошпатовыми, средней крепости, сцементированными глинистым цементом. Отмечена горизонтальная или пологопадающая слоистость.

Пласт Ю2 представлен песчаниками. Песчаники серые, мелкозернистые, реже среднезернистые. Отсортированность обломочного материала в целом хорошая, зерна окатанные и полуокатанные. В кровле пласта встречаются конгломераты, включения белемнитов и рассеянного раковинного детрита.

Отложения тюменской свиты в большей степени развиты в погруженных участках, с угловым несогласием и размывом перекрывают отложения доюрского основания.

Толщина тюменской свиты от 40 до 200 м на востоке Усть-Тегусского месторождения (скв. 104б).

К кровле тюменской свиты приурочен опорный отражающий горизонт Т.

Верхний отдел

Отложения верхней юры с трансгрессивным несогласием перекрывают осадки тюменской свиты и представлены породами васюганской, георгиевской и баженовской свит. Верхнеюрские отложения формировались в условиях прибрежно-морского осадконакопления.

Васюганская свита (J2 келловей - J3 оксфорд) подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита преимущественно глинистая, отложения которой формировались в условиях максимума келловейской трансгрессии моря, сложена аргиллитами темно-серыми до черных, тонкоотмученными, с большим содержанием органики, участками с прослойками песчаного материала и вкраплениями пирита. Верхняя подсвита, сложена песчаниками, аргиллитами темно-серыми до черных, с прослоями и линзами серых алевролитов. В составе подсвиты выделяется продуктивный пласт Ю1, Пласт сложен разнозернистыми песчаниками, гравелитами, с прослоями аргиллитов. Песчаники от светло - до темно-серых, среднезернистые, к подошве пласта переходят в крупнозернистые, массивные, кварц-полевошпатового, реже полевошпат-кварцевого и полимиктового состава. Встречаются включения окатанной гальки и большое количество остатков раковин, выполненных кальцитом. На Усть-Тегусском месторождении пласт Ю1 водоносный.

На месторождении васюганская свита, представлена в полном объеме,

Толщина васюганской свиты 32-67 м.

Георгиевская свита (J3 кимеридж) залегает на отложениях васюганской свиты и перекрывается баженовской свитой. Сложена, свита аргиллитами темно-серыми, почти черными. Породы георгиевской свиты содержат стяжения глауконита и фауну.

Толщина ее от 0 до 5 м.

Баженовская свита (J3 титон (волжский) - К1 ранний берриас) залегает в кровельной части верхнеюрского комплекса, перекрывает отложения георгиевской свиты. Отложения свиты, представлены битуминозными, темно-серыми до черных аргиллитами, часто с буроватым оттенком, ближе к основанию глинами слабобитуминозными, кремнистыми и известковистыми. Толщина свиты достигает 20 м.

К кровле баженовской свиты приурочен опорный отражающий горизонт Б.

Выше литолого-стратиграфический разрез представлен отложениями меловой, палеогеновой, неогеновой и четвертичной системами, которые в районе месторождения не продуктивны.

1.3 Тектоническое строение

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты выделяют три структурно-тектонических этажа.

Нижний этаж или фундамент сформировался в палеозойское время, и соответствует геосинклинальному развитию современной платформы. Отложения фундамента представлены эффузивными, сильно дислоцированными породами.

Средний - объединяет эффузивно-осадочную толщу, сформировавшуюся в условиях парагеосинклинали, существовавшей в пермо-триасовом периоде.

Верхний - мезозойско-кайнозойский платформенный чехол, сложенный осадочными песчано-глинистыми отложениями.

В пределах Демьянского нефтегазоносного района в разрезе Западно-Сибирской плиты выделяются только два структурных этажа: палеозойский фундамент, и залегающий субгоризонтально на неровной поверхности фундамента платформенный чехол.

Согласно «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты» Усть-Тегусское месторождение располагается в пределах структуры первого порядка - Демьянского мегавала линейно вытянутого с северо-запада на юго-восток, который в свою очередь с севера примыкает к Юганской мегавпадине. С западной стороны мегавал отделяется от Пологрудовского мегавала узким вытянутым с северо-запада на юго-восток Васисским мегапрогибом. От Каймысовского свода с северо-восточной стороны мегавал отделяет структура второго порядка: Кельтаминская ложбина. От Каймысовского свода мегавал отделяет Верхнедемьянская мегаседловина. Размеры Демьянского мегавала составляют 270Ч80 км.

В северной части мегавала к настоящему времени выявлен ряд месторождений нефти, приуроченных к структурам третьего порядка: Тайлаковское, Гавриковское, Урненское, Усть-Тегусское.

На месте расположения Усть-Тегусского месторождения по кровле фундамента единая структура, контролирующая залежи в отложениях тюменской свиты, не выделяется и структурный план по кровле фундамента представлен отдельными небольшими локальными поднятиями, наиболее крупным из которых является Усть-Тегусское поднятие в районе скв. 110, 112,

Поднятие замыкается изогипсой на уровне - 2480 м, имеет размеры 12Ч4 км и амплитуду 60 м. К северу от него выделено небольшое структурное осложнение (Перестроечная I и II) в районе скважины 100, оконтуренное изогипсой - 2490 м. Размеры его 2,0Ч1,5 км, амплитуда менее 40 м.

К северо-западу от указанных структур прогибом с глубиной -2480-2490 м отделяется небольшая структура Усть-Тегусская I в районе скважины 34, которая, в свою очередь, через седлообразный прогиб глубиной 2500 м на западе раскрывается в сторону Северо-Усановских I и II структурных осложнений, развитых на северном склоне Усановского поднятия (район скв. 33, 35).

Также, как и по кровле фундамента, Усть-Тегусская структура по отражающему горизонту Т (Граф.) представлена отдельными структурными осложнениями, а по общей объединяющей изогипсе -2400 м имеет форму структурного носа, вытянутого с северо-запада на юго-восток. В контуре изогипсы - 2400 м выделяется четыре локальных структурных осложнения размерами от 2,0Ч1,5 км до 10,0Ч2,5 км и амплитудой до 15-20 м. По изогипсе - 2400 м Усть-Тегусская структура на северо-западе раскрывается в сторону структурных осложнений, развитых на северном склоне Усановского поднятия.

В пределах замыкающей изогипсы - 2390 м размеры Усть-Тегусской структуры составляют 18Ч6 км, амплитуда - 30 м. Высота залежей, приуроченных к пластам Ю2, Ю3 и Ю4 превышают высоту структуры и они контролируются не только структурным, но и литологическим фактором (зоной отсутствия коллекторов на западе). К северо-востоку от основной структуры по сейсмическим данным выявлено две небольших структуры, в пределах одной из которых (в районе скв. 100) доказана промышленная нефтеносность песчаников тюменской свиты. Размеры структур 2,0Ч1,5 км и 3,0Ч1,5 км, амплитуда около 20 м.

Отражающий горизонт Б на Усть-Тегусской структуре в целом повторяет структурную поверхность горизонта Т: центральная часть месторождения в структурном отношении представляет из себя сравнительно узкий структурный нос, простирающийся с северо-запада на юго-восток. Структурный нос с трех сторон оконтуривается изогипсой - 2350 м, которая на северо-западе раскрывается в сторону структурных осложнений, расположенных на северо-восточном склоне Усановской структуры. Внутри изолинии - 2350 м по сейсмическим данным выделяется несколько замкнутых малоамплитудных поднятий, наиболее крупное из которых расположено в юго-восточной части структурного носа, оконтуривается изогипсой - 2330 м и в ее пределах имеет размеры 8,0Ч2,5 км и амплитуду около 20 м. Другие осложняющие структуры имеют меньшие размеры и амплитуду.

Унаследованность структурных планов наблюдается и по более молодым отложениям.

Восточная часть месторождения осложнена многочисленными сериями разломов. Большинство разломов являются затухающими от отложений кристаллического фундамента до верхне-юрских отложений. Разломы имеют субмеридианальное и субширотное простирание, протяженность различных разломов изменяется от 2 до 11 км, с амплитудой смещения на разных пластах от 3 до 30 м.

1.4 Характеристика нефтегазоносности месторождения

По пласту Ю2 выделено три залежи с разными уровнями ВНК (Табл. 2.13): Основная, залежь в районе скважины 104 и залежь в районе скважины 48 (Рис. 2.11). Основная залежь в юго-западной части месторождения ограничена разломом, являющимся гидродинамическим экраном, а так же отделена от залежи в районе скважины 104 тектоническим нарушением.

Основная залежь вскрыта 20 разведочными и 84 эксплуатационными скважинами. ВНК Основной залежи принят на а.о. -2400,0 м по разведочной скважине 43, по результатам интерпретации материалов ГИС и результатам испытания.

Залежь испытана в 26 разведочных и 56 эксплуатационных скважинах. Получены притоки нефти 0,8 (скв. 47) - 573,3 (скв. 2470_G) м3/сут (Прил. 5, 6). Вскрытые нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 до 15,9 м.

Залежь условно может быть поделена на две части: собственно Усть-Тегусскую в пределах одноименного лицензионного участка на восточном куполе, вовлечённую в разработку, и слабоизученную западную часть в пределах Усть-Тегусского и Урненского ЛУ. Размеры разрабатываемой части залежи 18Ч6 км, западной части - 16Ч10 км.

Залежь пластово-сводовая литологически и тектонически экранированная, высота залежи достигает 60 м, общие размеры: длинна 18 км, ширина 16 км.

Залежь в районе скважины 104 вскрыта одной скважиной. Залежь пластово-сводовая тектонически экранированная, высота залежи составляет 40 м, размеры залежи составляют: длина 2,5 ширина 1,0 км. ВНК принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 104 на а.о. - 2410,2 м. В результате испытания пласта Ю2 в данной скважине в интервале глубин 2641,0 - 2647,0 м (а.о. -2403,5-2409,5 м) получен приток нефти с небольшим количеством воды, дебит нефти составил 3,8 м3/сут, воды 0,6 м3/сут. при депрессии 1,7 МПа. Вскрытые эффективные толщины в скважине 104 составляют 7,4 м, нефтенасыщенные толщины - 5,9 м

Залежь в районе скважины 48 расположена на Урненском лицензионном участке, в 11 км на северо-запад от контура нефтеносности Основной залежи пласта Ю2 (Рис. 2.8). В скважине 48 при испытании пласта Ю2 в двух интервалах: -2474,5-2476,5 м и -2479,0-2481,0 м (а.о. -2361,0-2363,0 м и а.о. -2366,0-2367,5 м) был получен безводный приток нефти дебитом 1,12 м3/сут при депрессии 10,1 МПа. ВНК в залежи принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 48 на а.о. -2367,0 м.

Залежь пластово-сводовая стратиграфически и литологически экранированная, ВНК принят на а.о. -2367,0 м, размер залежи 6Ч3 км.

Пласт Ю3 разделен на шесть залежей (Рис. 2.12). В Западной части выявлена одна залежи: в районе скважин 103 и 53. В Восточной части выделяются 5 блоков, разделенных тектоническими нарушениями (Табл. 2.14). Западная часть вскрыта лишь восемью разведочными скважинами. Восточная часть вовлечена в разработку, вскрыта 11 разведочными и 72 эксплуатационными скважинами.

В залежи Западной части ВНК принят на а.о. - 2413,0 м по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 6ut и по результатам испытания. При испытании были получены дебиты нефти от 1,12 м3/сут (скв. 6ut) до 18,92 м3/сут (скв. 53). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,6 м (скв. 34) до 7,3 м (скв. 53).

Залежь пластово-сводовая литологически стратиграфически экранированная.

Восточная часть пласта тектоническими нарушениями разделена на 5 блоков: блок в районе скважины 2108, блок в районе скважины 2134, блок в районе скважины 105, блок в районе скважины 110 и блок в районе скважины 104,

Блок района скважины 2108 вскрыт одной эксплуатационной скважиной, с востока ограничен разломом. Для данного блока характерна небольшая площадь нефтеносности. ВНК в блоке принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 2108_PL на а.о. -2408,5 м. Скважина не испытана, по данным интерпретации данных ГИС пласт Ю3 в данной скважине характеризуется как нефтенасыщенный.

Блок района скважины 2134 в контуре нефтеносности вскрыт 12 эксплуатационными скважинами, в водоносной части двумя разведочными скважинами 102, 116, скважина 2109 вскрыла зону литологического замещения пласта. С севера, с запада и с юга блок ограничен разломами. ВНК в блоке принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 2134 на а.о. -2429,4 м. При испытании скважин были получены притоки нефти от 2,3 м3/сут (скв. 2134 совм. с Ю4) до 123,4 м3/сут (скв. 2231). Нефтенасыщенные толщины варьируют от 0,7 м (скв. 2165_PL) до 6,4 м (ск. 2231).

Залежь пластово-сводовая тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 4,0Ч4,4 км.

Блок района скважин 105 вскрыт 4 разведочными и 33 эксплуатационными скважинами. В пределах блока выявлено три зоны литологического замещения пласта, которые подтвердили скважины 2288, 2318, 2319, 2292, 2293, 2323, 2382, 2411, ВНК в блоке района скважины 105 принят на а.о. -2415,0 м по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 105, В результате испытаний скважин были получены притоки нефти от 2,77 м3/сут (скв. 105) до 116,6 м3/сут (скв. 2352). Нефтенасыщенные толщины варьируются от 0,7 м (скв. 2257) до 9,6 м (скв. 105).

Залежь пластово-сводовая тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 6,5Ч3,9 км.

Блок района скважины 110 в контуре нефтеносности вскрыт двумя разведочными и 20 эксплуатационной скважиной, водонасыщенную часть пласта вскрыли 8 эксплуатационных скважин. Скважины 2564 вскрыла зоны фациального замещения пласта. Разведочные скважины вскрыли чисто нефтеносную часть пласта, расположенную в купольной части залежи. ВНК в блоке принят по скважине 2443b по кровле водонасыщенного пропластка на а.о. -2405 м, а также по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 2562 на а.о. -2405,0 м. При испытании пласта Ю3 были получены притоки нефти дебитом от 2,9 м3/сут (скв. 110) до 20,4 м3/сут (скв. 113). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,2 м (скв. 2691_PL) до 11,5 м (скв. 2441).

Залежь пластово-сводовая тектонически и литологически экранированная. Размеры залежи 5,0 км и 1,2-3,3 км.

Блок района скважины 104 вскрыт одной скважиной. ВНК в блоке принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 104 на а.о. -2419,0 м. При испытании был получен приток нефти и воды дебитами 1,5 м3/сут и 4,26 м3/сут соответственно.

Залежь пластово-сводовая тектонически экранированная. Размеры залежи 2,4Ч0,6 км.

По пласту Ю4 выявлено 7 залежей с различными уровнями ВНК (Табл. 2.15), разделённых тектоническими нарушениями и прогибами, закартированными по сейсмическим данным и данным бурения скважин.

Так же как и вышележащие пласты, пласт Ю4 можно разделить на западную и восточную части. Западная часть изучена только разведочным бурением, а восточная часть, вовлеченная в разработку, вскрыта 11 разведочными скважинами и 88 эксплуатационными. Из них четыре разведочные 102, 116, 104, 104 бис и 24 эксплуатационные скважины вскрыли только водонасыщенную часть пласта, остальные скважины расположены в контуре нефтеносности.

Западная залежь изучена 11 поисково-разведочными скважинами, из которых скважина 47 вскрыла зону фациального замещения пласта, а скважина 16 вскрыла зону отсутствия пласта (зона выступа фундамента). В пределах западной части выделяется два блока с различными уровнями ВНК: р-н скв. 103 и р-н скв. 117, Расстояние между разведочными скважинами изменяется в пределах 2,0-4,2 км, изученность бурением в районах примыкающих к линии выклинивания пласта низкая, западнее 43 и 16 скважин на протяжении 9 км не пробурено ни одной скважины, данная часть залежи требует доразведки.

Блок в р-не скв. 103 вскрыт одной скважиной на а.о. -2414,3 м, эффективная толщина вскрытая в скважине 103 составляет 24,2 м, ВНК в блоке вскрыт на а.о. -2443 м. Блок представлен горстом ограниченным двумя разломами, являющимися гидродинамическими экранами. При испытании был получен приток безводной нефти дебитом 13 м3/сут на 6 мм штуцере. Вскрытая эффективная толщина составляет 24,2 м, нефтенасыщенная 20,4 м.

Блок в р-не скв. 117 с востока примыкает к блоку в р-не скв. 103. Разделением между блоками является тектоническое нарушение, а в районе скв. 117 вскрытая эффективная толщина в блоке изменяется от 4,6 м. В скважине 107, до 23,4 м в скважине 117, вскрытая нефтенасыщенная толщина изменяется от 3,7 м в скважине 43, до 20,7 м в скважине 6ut. Полученные при испытании пласта Ю4 в скважинах притоки нефти составляют от 0,1 м3/сут (скв. 43) до 82,0 м3/сут (скв. 6ut). Залежь пластово-сводовая тектонически стратиграфически экранированная, высота залежи составляет 56 м, размеры: длина 17 км, ширина 3,5Ч10,0 км.

Восточная часть залежи пласта Ю4 разделена на 5 залежей: залежь в районе скв. 2108, залежь в районе скв. 2197, залежь в районе скважины 100, залежь в районе скв. 110, 112 и залежь в районе скв. 115,

Залежь района скважины 2108 вскрыта одной скважиной на а.о. -2424,2 м. Блок ограничен с запада тектоническим нарушением. ВНК принят по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в скважине 2108, выделенного по результатам интерпретации проведённых ГИС и принят на а.о. -2435 м. Вскрытая эффективная толщина в блоке составляет 18 м, нефтенасыщенная 10,3 м. Залежь не испытана. Залежь массивная тектонически экранированная, высота 15 м, размеры 1,0Ч0,5 км.

В контуре нефтеносносности залежи в районе скважины 2197 расположены 2 эксплуатационные скважины 2197 и 2198, вскрытые эффективные толщины составляют 9,2 м и 28,8 м соответственно. Удлинение в скважинах на пласт Ю4 составляет 60 и 52 м соответственно, скважины считаются субвертикальными. Залежь отделена от залежи района скважины 110, 112 тектоническими нарушениями (Рис. 2.13). ВНК в блоке принят на а.о. -2429,4 м по кровле водоносного коллектора в скважине 2197, При испытании полученные притоки нефти составляют от 1,1 м3/сут (скв. 2197) до 5,6 м3/сут (скв. 2198). Вскрытые нефтенасыщенные толщины составляют 1,5 м (скв. 2198) и 12,0 м (скв. 2197).

Залежь массивная водоплавающая тектонически экранированная, высота залежи 13 м, размеры залежи 1,2Ч1,2 км.

Залежь района скважины 100 вскрыта тремя скважинами. Кроме разведочной скважины 100 в контуре нефтеносности данной залежи находятся две эксплуатационные скважины 2170 и 2201, Залежь ограничена с южной стороны тектоническим нарушением. ВНК в блоке подсечен всеми скважинами и принят на а.о. -2443,0 м. Залежь испытана в скважине 100, при испытании которой на КИИ совместно всех пластов Ю2, Ю3, Ю4 был получен безводный приток нефти дебитом 120,96 м3/сут. В эксплуатационных скважинах испытания не проводились. Вскрытые эффективные толщины варьируют от 18,0 м (скв. 2201) до 20,6 м (скв. 2170), нефтенасыщенные толщины изменяются от 3,5 м (скв. 2201) до 7,5 м (скв. 2170).

Залежь массивная водоплавающая тектонически экранированная, высота залежи около 10 м, размеры залежи 2,2Ч0,7 км.

Залежь в районе скважины 110, 112 является основной в восточной части пласта Ю4 Усть-Тегусского месторождения. Залежь вскрыта 7 поисково-разведочными и 69 эксплуатационными скважинами на а.о. - 2393,9 м (скв. 110) - 2449,4 м (скв. 2293). Большая часть залежи расположена в водонефтяной зоне. Эффективная толщина изменяется от 4,9 м (скв. 2470_PL) до 40,1 м (скв. 2623_PL). Вскрытая максимальная нефтенасыщенная толщина составляет 34,6 м в скважине 2564, С севера, запада и юга залежь ограничена тектоническими нарушениями. ВНК в блоке принят на а.о. -2436 м по подошве последнего нефтенасыщенного пропластка в разведочной скважине 112,

В центральной части залежь осложняется разломом, который прослежен по сейсмическим данным и является на вышележащем пласте Ю3 гидродинамическим экраном. В описываемой части пласт Ю3 маломощный (около 1 м), смещение разлома перекрывает продуктивные пропластки. По пласту Ю4 эффективные толщины в районе разлома развиваются до 6 м, в результате чего смещение разлома полностью не перекрывает продуктивную часть пласта и разлом не является гидродинамическим экраном. Данные вскрытия контакта в скважинах данного блока показывают, что ВНК определяется на одном уровне.

По результатам испытания пласта Ю4 получены притоки нефти от 0,21 м3/сут (скв. 114) до 201,1 м3/сут (скв. 2258).

Залежь пластово-сводовая тектонически экранированная, высота залежи около 46 м, размеры залежи: длина 10 км, ширина 1ч4 км.

Залежь в районе скважины 115 вскрыта 2 скважинами на а.о. -2414,8 м (скв. 115) - 2428,0 м (скв. 2290). Залежь отделена от других залежей разломами с запада и севера. Эффективные нефтенасыщенные толщины от 16,7 м (скв. 2290) до 21,3 м (скв. 115, ВНК в блоке принят на а.о. -2446,0 м, по результатам интерпретации ГИС. При испытании были получены притоки нефти от 28,0 м3/сут (скв. 115) до 81,4 м3/сут (скв. 2290). Залежь характеризуется небольшой площадью распространения.

Залежь пластово-сводовая тектонически экранированная, высота залежи около 36 м, размеры залежи 2,0Ч0,7 км.

1.5 Свойства и состав пластовых флюидов

Свойства пластовых флюидов

Подсчетные параметры по пластам Ю2, Ю3 и Ю4 приняты по результатам анализов глубинных проб и составляют:

Пласт Ю2 является для Усть-Тегусского месторождения основным по запасам и характеризуется наибольшим объемом данных по свойствам УВ. Для его изучения было отобрано 38 поверхностных проб из 17 скважин и 40 глубинных проб из 13 скважин (прил. 9, 10).

газовый фактор -27,1 м3/т;

плотность разгазированной нефти - 880 кг/м3;

пересчетный коэффициент - 0,931

Плотность нефти по поверхностным пробам в среднем составляет 0,882 г./см3, По составу нефть - сернистая, смолистая, парафиновая. Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200 С составляет в среднем 14,6%; до 300 С - в среднем 34,6%. Температура начала кипения - 68,4 оС.

Растворенный в нефти газ жирный, содержит 82,07% метана, 3,06% азота и 0,48% двуокиси углерода, остальное - гомологи метана (Прил. 11, 12).

По пласту Ю3 отобрано 9 поверхностных проб из 7 скважин и 5 глубинных проб нефти из двух скважин. Для пласта, чьи запасы нефти составляют всего 6% от суммарных запасов месторождение, такое количество исследований является достаточным.

газовый фактор -25,5 м3/т;

плотность разгазированной нефти - 875 кг/м3;

пересчетный коэффициент - 0,941

Плотность нефти по поверхностным пробам в среднем составляет 0,8918 г./см3, по составу нефть сернистая, смолистая, парафиновая. Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200 С составляет в среднем 12,3%; до 300 С - в среднем 30,7%. Температура начала кипения - 63,1 оС.

Растворенный в нефти газ жирный, содержит 82,67% метана, 2,24% азота и 0,56% двуокиси углерода, остальное - гомологи метана.

Пласт Ю4, Свойства нефти изучены по 29 поверхностным пробам из 15 скважин и 24 глубинным пробам из 7 скважин.

газовый фактор -29,25 м3/т;

плотность разгазированной нефти - 884 кг/м3;

пересчетный коэффициент - 0,924

Плотность нефти по поверхностным пробам в среднем составляет 0,8898 г./см3, по составу нефть - сернистая, смолистая, парафиновая. Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200С составляет в среднем 14,0%; до 300 С - в среднем 32,1%. Температура начала кипения - 69,4 оС.

Растворенный в нефти газ жирный, содержит 83,23% метана, 2,29% азота и 0,52% двуокиси углерода, остальное - гомологи метана.

Свойства пластовой нефти пластов Ю2, Ю3, Ю4 Усть-Тегусского месторождения

Наименование параметра

Кол-во исследованных

Численные значения

скважин

проб

диапазон значений

принятые значения

от

до

Пласт Ю2

Пластовое давление, МПа

8

16

24,2

25,7

24,75

Пластовая температура,°С

7

14

78,0

86,0

84,0

Давление насыщения, МПа

8

16

5,90

8,33

6,96

Газосодержание (стандарт.) м3 /т

8

16

22,9

34,9

29,83

Газовый фактор (ступ.) м3/сут

8

16

21,0

31,52

27,1

Плотность в условиях пласта, т/м3

8

16

0,827

0,855

0,842

Вязкость в условиях пласта, мПа с

8

16

3,3

5,9

4,71

Коэффициент сжимаемости, 1/МПа·10-4

7

14

7,39

10,60

9,32

Плотность нефтяного газа, т/м3, при 20°C:

- при стандартном разгазировании

7

14

0,934

1,070

0,992

- при ступенчатом разгазировании

4

8

0,820

0,861

0,842

Плотность дегазированной нефти, т/м3, при 20°С:

- при стандартном разгазировании

7

15

0,878

0,894

0,883

- при ступенчатом разгазировании

7

17

0,878

0,892

0,880

Пласт Ю3

Пластовое давление, МПа

2

5

24,0

24,9

24,4

Пластовая температура,°С

2

5

84,0

85,0

84,5

Давление насыщения, МПа

2

5

4,43

6,97

6,48

Газосодержание (стандарт.) м3 /т

2

5

16,53

30,68

28,16

Газовый фактор (ступ.) м3/сут

2

5

15,38

27,79

25,5

Плотность в условиях пласта, т/м3

2

5

0,846

0,872

0,851

Вязкость в условиях пласта, мПа с

2

5

4,9

7,0

5,46

Коэффициент сжимаемости, 1/МПа·10-4

2

5

9,0

10,26

9,94

Плотность нефтяного газа, т/м3, при 20°C:

- при стандартном разгазировании

2

5

0,950

1,040

1,012

- при ступенчатом разгазировании

Плотность дегазированной нефти, т/м3, при 20°С:

- при стандартном разгазировании

2

5

0,885

0,895

0,887

- при ступенчатом разгазировании

2

5

0,882

0,885

0,875

Пласт Ю4

Пластовое давление, МПа

3

6

24,3

25,3

24,97

Пластовая температура,°С

3

6

82,0

86,0

84,0

Давление насыщения, МПа

3

6

6,8

7,8

7,41

Газосодержание (стандарт.) м3 /т

3

6

28,23

38,46

32,53

Газовый фактор (ступ.) м3/сут

3

6

25,87

34,71

29,25

Плотность в условиях пласта, т/м3

3

6

0,835

0,852

0,847

Вязкость в условиях пласта, мПа с

3

6

3,1

5,9

4,83

Коэффициент сжимаемости, 1/МПа·10-4

3

6

9,6

13,8

11,03

Плотность нефтяного газа, т/м3, при 20°C:

- при стандартном разгазировании

3

6

0,970

1,061

0,994

- при ступенчатом разгазировании

2

4

0,837

0,907

0,856

Плотность дегазированной нефти, т/м3, при 20°С:

- при стандартном разгазировании

3

6

0,880

0,892

0,887

- при ступенчатом разгазировании

3

6

0,877

0,889

0,884

Компонентный состав газа, полученного при ступенчатой сепарации пластовой нефти

Наименование параметра

Численные значения

Пласт Ю2

Пласт Ю3

Пласт Ю4

Молярная концентрация компонентов, %

- сероводород

Отсут.

Отсут.

Отсут.

- двуокись углерода

0,48

0,56

0,52

- азот+редкие

3,06

2,24

2,29

- метан

82,07

82,67

83,23

- этан

5,97

5,58

5,78

- пропан

4,88

4,78

4,37

- изобутан

1,39

1,59

1,54

- н-бутан

1,05

1,08

0,91

- пентаны+высш.

1,33

1,54

1,47

Молярная масса, г/моль

20,55

20,70

20,40

Плотность:

- газа, кг/м3

0,855

0,860

0,848

- газа относительная

(по воздуху), доли ед.

0,710

0,714

0,704

- сепарированной нефти (ступ.), т/м3

0,880

0,875

0,884

Химический состав пластовых вод

Пластовые воды продуктивных пластов Ю2, Ю3, Ю4 приурочены к первому водоносному комплексу.

Воды, заключенные в породах пласта Ю4, гидрокарбонатно-натриевого типа по Сулину В.А. в северо-восточной части месторождения (скв. 114 и 116), встречаются и хлоркальциевого типа в центральной части месторождения (скв. 117 и 43). Минерализация вод 20,5-27,7 г/л. Преобладающими компонентами подземных вод пласта Ю4 I гидрогеологического комплекса являются хлор от 11000 (скв. 116) до 16200 мг/л (скв. 43) и натрий+калий от 7500 (скв. 114) до 9160 мг/л (скв. 43).

Ионы щелочно-земельных металлов имеют подчиненное значение: кальций-ион находится в пределах 190 (скв. 114) - 1290 мг/л (скв. 43), магний-ион - 73 (скв. 116) - 130 мг/л (скв. 43). Для вод характерно наличие НСО3 в количестве 960 (скв. 43) - 1900 (скв. 114) мг/л рH изменяется от 6,85 (скв. 114) до 8,00 (скв. 117). Жесткость воды изменяется от 16,7 (скв. 116) до 35,3 (скв. 117). Воды очень жесткие. Плотность пластовой воды изменяется от 1,011 г./см3 до 1,021 г./см3.

Воды, заключенные в породах пласта Ю3, представлены двумя пробами, отобранными из скважин 114 и 54, Эти воды относятся к водам гидрокарбонатно-натриевого типа по Сулину В.А. в восточной части месторождения (скв. 114) и к водам хлоркальциевого типа в западной части месторождения (скв. 54). Минерализация вод увеличивается от 22,6 до 29,5 г/л с запада на восток. Содержание ионов хлора изменяется от 12220 (скв. 114) до 17410 мг/л (скв. 54) и натрия+калия от 8200 (скв. 114) до 9300 мг/л (скв. 54).

Кальций-ион находится в пределах 230 (скв. 114) - 1650 мг/л (скв. 54), магний-ион - 90 (скв. 114) - 200 мг/л (скв. 54). Для вод характерно наличие НСО3 в количестве 930 (скв. 54) - 1810 (скв. 114) мг/л. рH изменяется от 6,79 (скв. 54) до 7,15 (скв 114). Жесткость воды изменяется от 18,5 (скв. 114) до 101,5 (скв. 54). Воды очень жесткие. Плотность пластовой воды изменяется от 1,013 до 1,020 г./см3,

Нижняя часть комплекса (пласт Ю2) охарактеризована пробами более полно (12 проб). Преобладающий тип вод по Сулину В.А. - хлоркальциевый, но встречается и гидрокарбонатно-натриевый в восточной части месторождения (скв. 114). Значения минерализации изменяются от 11,5 до 28,9 г/л. Катионный состав вод представлен натрием и калием в количестве 3750-9220 мг/л, кальцием - 230-1630 мг/л, магнием - от 80 до 160 мг/л.

Анионный состав характеризуется содержаниями хлора в количестве - 6830-17250 мг/л, гидрокарбоната - 100-1950 мг/л. В некоторых пробах зафиксированы сульфат-ионы в незначительных количествах (до 1%-экв).

Таким образом, хорошей изученностью исследованиями проб нефти характеризуются основные пласты Ю2 и Ю4, Полученных исследований достаточно для определения подсчетных параметров пластов, описывающих свойства нефти. По составу: нефти пластов являются сернистыми, смолистыми, парафиновыми. Растворенный в нефти газ - жирный. Пластовые воды по классификации Сулина В.А. относятся к гидрокарбонатно-натриевому и хлоркальциевому типу.

1.6 Запасы углеводородов

Первый подсчет запасов был произведен по результатам 14 поисково-разведочных скважин и утвержден в ГКЗ РФ (Протокол 103-пд (ДСП) от 10.07.2007 г.). Запасы составили:

- по категории С1 - 107762 тыс. т геологических и 34375 тыс. т извлекаемых

- по категории С2 - 115511 тыс. т геологических и 36961 тыс. т извлекаемых

Последний подсчет запасов нефти и растворенного газа по Усть-Тегусскому месторождению произведен по состоянию на 01.01.2011 г. и утвержден в 2011 г. (Протокол №2513-дсп ГКЗ от 22.06.2011 г.). Утвержденные запасы по категориям С1+С2 составили 193831 тыс. т геологических и 66361 тыс. т извлекаемых, из них по С1 - 119620 тыс. т геологические/40859 тыс. т извлекаемые, по категории С2 - 74211 тыс. т геологические/25502 тыс. т извлекаемые (Рис. 2.42). Накопленная добыча нефти - 2636 тыс. т

В качестве геологической основы для проектирования использованы запасы, утвержденные в ГКЗ РФ в 2011 г.

Распределение запасов по категориям

Большая часть запасов (более 50%) от суммарных запасов месторождения приходится на долю пласта Ю2, который является самым продуктивным и перспективным пластом Усть-Тегусского месторождения.

Состояние запасов нефти на 01.01.2011 г.

Объекты, месторождение в целом

Начальные запасы нефти, тыс. т

Текущие запасы нефти, тыс. т

Утв. ГКЗ МПР РФ

На государственном балансе

Геологические

Извлекаемые

КИН

Геологические

Извлекаемые

КИН

Добыча

Геологические

Извлекаемые

Текущий КИН

С1

С2

С1

С2

С1

С2

С1

С2

на 01.01.2011 г

С1

С2

С1

С2

Пласт Ю2

66 759

44 665

24 702

16 527

0,37

66 759

44 665

24 702

16 527

0,37

2 296

64 463

44 665

22 406

16 527

0,034

Пласт Ю3

6 882

4 509

1 582

1 039

0,23

6 882

4 509

1 582

1 039

0,23

6 882

4 509

1 582

1 039

0,000

Пласт Ю4

45 979

25 037

14 575

7 936

0,317

45 979

25 037

14 575

7 936

0,317

340

45 639

25 037

14 235

7 936

0,007

Усть-Тегусское месторождение в целом

119 620

74 211

40 859

25 502

0,34

119 620

74 211

40 859

25 502

0,34

2 636

116 984

74 211

38 223

25 502

0,022

Пласт

Категория запасов

Запасы нефти, тыс. т.

КИН доли ед.

балансовые

извлекаемые

АС10

В

49370

12986

0,263

С1

4937

1299

0,263

ВС1

54307

14285

0,263

АС11

В

15044

5994

0,398

С1

1204

599

0,398

ВС1

16548

6593

0,398

АС12

В

35075

9321

0,266

С1

3508

932

0,266

ВС1

38583

10253

0,266

Всего

В

99489

28301

0,284

С1

9949

2830

0,284

ВС1

109438

31131

0,284

2. Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

2.1 Коррозия

Показателями, определяющими коррозионную агрессивность воды, являются:

- тип, рН и минерализация;

- содержание кислорода (О2), сероводорода (Н2S), двуокиси углерода (СО2);

- содержание ионов железа (Fе2+, Fе3+);

- содержание механических примесей и нефтепродуктов.

Степень влияния этих факторов зависит от температуры, давления, скорости движения потока, природы и обводненности продукции.

Наибольший вклад в процесс электрохимической коррозии вносят растворенные коррозионно-агрессивные газы - кислород, углекислый газ, сероводород, являющиеся сильными деполяризующими агентами.

Основные методы борьбы с коррозией нефтепромыслового оборудования, которые сегодня применяют отечественные и зарубежные компании, можно разделить на три группы: химические, физические и технологические (Рис. 10.12). Некоторые сведения о технологиях коррозионной защиты и их разработчиках приводятся в таблице.

Химические методы основаны на использовании химреагентов, в основном ингибиторов коррозии (ИК).

Физические методы подразумевают применение коррозионно-стойких материалов, защитных покрытий и протекторной защиты.

Технологические методы защиты от коррозии подразумевают корректировку коррозийных факторов в скважине.

Конкретный метод борьбы с коррозией должен быть определен в процессе эксплуатации месторождения на основании технико-экономических исследований. При этом необходимо, в частности, определить вид коррозии - окислительная, кислотная, сероводородная и т.д.

На трубопроводах системы нефтесбора и ППД рекомендуется комбинировать следующие методы защиты: технологические, химические, капитальный ремонт с заменой на трубы в коррозионностойком исполнении. Технологические методы в этом ряду являются наименее затратными и рекомендуются к применению в первую очередь.

Классификация методов защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии

Технологические методы, заключающиеся в создании антикоррозионного режима транспортирования жидкости, должны предусматривать:

- проведение комплекса мероприятий по снижению содержания мехпримесей в добываемой скважинной продукции, при котором влияние абразивного износа на коррозию металла минимально;

- транспортировку нефтяной эмульсии в режиме, исключающем выпадение водной фазы;

- предварительное удаление коррозионно-агрессивных газов из транспортируемой в систему ППД воды физическими методами, например, уменьшение содержания О2 до необходимой концентрации может достигаться деаэрированием на установках типа УДВ-1000 м, УДВ-3000;

- исключение смешивания закачиваемых в систему ППД вод.

Методы борьбы с коррозией

Разработчик

Технология

Химические методы

ОЗ Нефтехим

ИК «Нефтехим» для систем ППД.

Серия ИК «Сонкор» широкого профиля.

Миррико

Серия ИК «Scimol» широкого профиля.

Champion Chemicals

Серия ИК «Cortron» широкого профиля.

Серия ИК «Scortron» широкого профиля.

ИК «Captron™ 75» и «Encaptron™ 95» для подачи в скважину.

Baker Petrolite

Полный набор жидких и твердых бактерицидов.

Cortec

Летучий ИК «VpCI-649» для систем сбора и ППД.

Инкомп-Нефть

Скважинный капиллярный трубопровод СКТ -2250.

Комплект для подачи химреагента в интервал перфорации КУП-60.

Полимерные армированные трубопроводы для подачи химреагентов в систему нефтесбора и ППД.

Дозировочная установка для подачи химических реагентов.

Синергия-Лидер

Комплекс оборудования подачи реагента (ОПР) для дозированной подачи химического реагента в трубопроводы, нефте- и газодобывающие скважины.

Новомет-Пермь

Погружной контейнер-дозатор ингибитора.

Л-Реагент

Серия контейнеров с реагентами «Трил».

Физические методы

REDA

ЭЦН со ступенями из материала «Нирезист-4».

Ижнефтепласт

ЭЦН со ступенями из полимерных материалов.

Новомет-Пермь

Ступени коррозионно-стойкого исполнения, выполненные из нержавеющей стали с пропиткой медным расплавом.

ПсковГеоКабель

Сталеполимерные лифтовые трубы / шлангокабели.

Татнефть

Стеклопластиковые НКТ.

Разнообразные виды нефтепромыслового оборудования с защитным покрытием.

ТСЗП

Защита от коррозии погружного оборудования, НКТ, систем транспорта и подготовки нефти и газа с помощью высокоскоростного напыления.

ОПИ технологий нанесения наноструктурированных покрытий (совместно с РОСНАНО).

РЕАМ-РТИ

Полимерные покрытия деталей ЭЦН и НКТ на основе полифениленсульфида (PPS)

DU PONT

Защитные покрытия для рабочих органов ЭЦН, в которых используется материал полифталамид c 30%-ным стеклонаполнением Zytel HTN 51G45HSLR BK420

Centrilift

Изготовление рабочих органов с защитным покрытием Pump Guard II

ПермСнабСбыт

Алюминиево-магниевые протекторы для УЭЦН

Технологические методы

НПФ Пакер

Технология ограничения водопритока в скважину

НИПИ

Выбор и подготовка агента (воды) в системе ППД

Для мониторинга коррозионной агрессивности среды и контроля эффективности ингибиторной защиты в системе ППД следует применять системы коррозионного мониторинга (СКМ). В настоящее время наиболее широкое распространение получили следующие методы контроля агрессивности перекачиваемой продукции:

- по потере массы металлических образцов-свидетелей (Weight Loss Coupons);

- метод замера поляризационного сопротивления (Linear Polarisation Resistance (LPR));

- метод замера электрического сопротивления (Electrical Resistance (ER));

- методы неразрушающего контроля толщины металла (ультразвуковая толщинометрия).

Сравнительная характеристика методов коррозионного контроля

Показатели

Образцы-свидетели

Поляризационное сопротивление

Электрическое сопротивление

Толщинометрия

Возможность получения текущей информации

не ранее, чем через 20 сут

минуты

от часов до

суток

по истечении промежутка времени - 6-12 месяцев

Требования к контролируемой среде

отсутствуют

высокая электропроводность, рН<7

отсутствуют

отсутствуют

Пригодность к контролю различных типов коррозии

Общая коррозия

хорошо

хорошо

хорошо

хорошо

Локальная коррозия

плохо

удовл.

плохо

удовл.

Микробиологическая коррозия

хорошо

плохо

плохо

удовл.

Коррозионно-эрозионный износ

удовл.

плохо

хорошо

хорошо

Возможность определения эффективности ингибиторной защиты

удовл.

отличная

хорошая

плохая

Эксплуатационные затраты

низкие

низкие

высокие

высокие

Наиболее целесообразно использование датчиков CEION фирмы «Cormon», Corrosometr или Corrotemp Corrosometr фирмы «Rohrback Cosasco Systems», установленных на нижней образующей трубы. При невозможности закупки указанного оборудования возможно использование металлических образцов-свидетелей.

Узлы контроля коррозии (УКК) должны быть установлены на пониженных местах трассы трубопровода, расстояние до задвижек, отводов или колен должно превышать 25-30 м. Необходимо предусмотреть возможность подъезда и обслуживания узлов контроля в период половодья. При оценке эффективности ингибиторной защиты УКК рекомендуется устанавливать на концевых участках защищаемых направлений.

2.2 Влияние мехпримесей

Источники механических примесей, попадающих в насосную установку, делятся на четыре основных типа:

1. Пласт, когда мехпримеси - это продукт разрушения горных пород, либо это проппант, закаченный при ГРП, а также кристаллы солей.

2. Технологические жидкости, закачиваемые в скважину: растворы глушения, промывочная жидкость, различные химреагенты, растворитель и тому подобное. Не всегда эти жидкости проходят достаточную подготовку перед закачкой, что в особенности относится к жидкостям глушения.

3. Эксплуатационные колонны, когда колонна корродирует с образованием солей железа.

4. Само глубинно-насосное оборудование (ГНО), неправильно подготовленное, не очищенное на сервисных базах и т.п.

Определение степени влияния механических примесей на работу погружного оборудования является сложной задачей. Отказы насосов происходят как по причинам износа, так и по причинам забивания рабочих органов.

Износ деталей насосов (рабочих органов, подшипников и т.д.) зависит от степени абразивности продукции скважины, которая определяется по следующим параметрам: количество выносимых частиц, их твердость, гранулометрический состав, содержание (%) кварца, геометрия песка (угловатость).

В существующей практике лабораторными исследованиями в основном определяется только один параметр - концентрация взвешенных частиц (КВЧ). Поэтому наиболее ценной является информация о состоянии оборудования, применяемого на данной скважине ранее.

Методы борьбы с негативным влиянием мехпримесей также делятся на три основные категории.

Категории борьбы с мехпримесями

В свою очередь, различают технические и технологические способы предотвращения или ограничения поступления мехпримесей в скважину и в саму насосную установку. К техническим методам относится установка различных видов фильтров в интервале перфорации. Технологические - это снижение депрессии на пласт, улучшение качества технологических растворов глушения, промышленных жидкостей и т.д., а также технологии по закреплению проппанта.

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены