Ликвидация АСПО на Ван-Еганском месторождении

Ликвидация АСПО на Ван-Еганском месторождении

Введение

Основными особенностями Ван-Еганского месторождения являются: наличие большого числа продуктивных пластов по всему нефтегазоносному диапазону разреза осадочного чехла от васюганской свиты юры до покурской свиты верхнего мела, широкий спектр фазовых состояний залежей углеводородов, а также значительная сложность строения и высокая неоднородность большинства продуктивных пластов.

Согласно технологической схемы Ван-Еганское месторождение должно было разбуриваться 8 сетками скважин. Однако на данный момент пробурено только 3 сетки. Этаж нефтеносности составляет 53 продуктивных горизонта значительная часть которых оказывается незадействованными.

При этом многие скважины эксплуатируются с обводненностью 90% и более. Проблема очень актуальна на месторождении, разрабатываемого с применением заводнения для поддержания пластового давления, особенно при наличии хорошей гидродинамической связи нагнетательных и добывающих скважин.

Таким образом, ремонтно-изоляционные работы являются неотъемлемой частью мероприятий, проводимых нефтедобывающими предприятиями на поздней стадии разработки месторождении. Во многих случаях современные технологии ограничения водопритоков позволяют решить возникшие проблемы.

Повсеместное использование для водоизоляционных работ цементных растворов как наиболее доступных и дешевых, не может быть эффективным из-за их физико-химических свойств. К ним относятся низкая фильтруемость вследствие их дисперсности, высокая плотность, которая может вызвать поглащение цементных растворов и гидроразрыв пласта, высокая фильтратоотдача, низкая механическая и ударная прочность, низкая карозионная стойкость и др.

Среди существующих методов изоляции водопритоков огромный потенциал применения имеют технологии селективной изоляции воды, поскольку большинство старых месторождений характеризуется наличием зон с низкой степенью выработки запасов и высокой обводненностью продукции.

Проблема ограничения прорыва подошвенной или закачиваемой воды в добывающих скважинах является актуальнейшей задачей, в связи с ежегодным ухудшением структуры сырьевой базы и состояния фонда добывающих скважин.

В тоже время применяемые технологии водоизоляции на основе различных вязкоупругих, гелеобразующих, эмульсионных, биополимерных составов по ряду объектов зачастую не полностью решают задачи устойчивого во времени отсечения водопритоков в добывающих скважинах. Это связано в первую очередь с значительной деструкцией полученных систем во времени в зависимости от температуры и достаточно больших величин скоростей фильтрации в ПЗС при создаваемых депрессиях.

Дипломный проект выполнен в соответствии с «Методическими указаниями…» [1], «Правилами…» [2], «Правилами…» [3] и «Классификатором…» [4].

1. Общая часть

Характеристика района работ

В административном отношении Ван-Еганское месторождение размещается на территории Гослесфонда Радужинского лесничества Мегионского лесхоза Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Ближайшие населенные пункты - г. Радужный расположен в 35 км к северо-востоку от месторождения, пос. Варьеган (40 км к западу от месторождения) и г. Нижневартовск (75 км к юго-западу от месторождения) (рис. 1.1). Географо-экономические условия ведения работ представлены в таблице 1.1. [1,5].

Таблица 1.1. Географо-экономические условия ведения работ

НаименованиеГеографо-экономические условияСведения о рельефе, заболоченности, степени расчлененности и абсолютных отметках, сейсмичности районаРельеф территории плосковолнистый, местами с невысокими гривами. Уклоны поверхностей изменяются от 1,5о и менее. Площадь дренирована многими реками-притоками Агана. Наибольшей заболоченностью и развитием озер отмечаются бассейны рек Ванъеган и Ван-Гунъеган. Болота открытые, с мощной (до 7 - 10 м) торфяной подушкой. Сейсмически спокойный район.Среднегодовые, среднемесячные и экстремальные значения температурСреднегодовая температура воздуха - 4,2 оС, средняя температура воздуха наиболее холодного месяца января - 22,9 оС, а самого жаркого июля +16,7 оС. Наиболее высокие температуры наблюдаются в июле (+35 оС), наиболее низкие - в январе (- 49 оС)Количество осадковСреднегодовое количество осадков около 450 мм, большее количество выпадает весной и осенью.Преобладающее направление ветров и их силаПреобладающее направление ветров - западное и северо-восточное. В январе - западного, юго-западного, в июле - северного направления. Средне годовая скорость ветра - 3,4 м/сек, средняя за январь - 3,6 м/сек и средняя в июле - 3,1 м/сек.Толщина снежного покрова и его распределениеТолщина снежного покрова достигает 0,70 - 0,80 м на открытых пространствах и 1,20 - 1,60 м в лесу. Снежный покров держится с конца октября до конца апреля.Геокриологические условияМерзлые породы представлены только реликтовой мерзлотой, кровля которой залегает на глубинах 150 - 230 м, а подошва опускается до 400 - 450 м и более. Мерзлые породы отсутствуют под поймами крупных рек и иногда под первой надпойменной террасой.Продолжительность отопительного сезона257 днейРастительный и животный мир, наличие заповедниковЛесные массивы располагаются на большей части площади работ и представлены елью, березой, сосной, кедром, осиной. Высота деревьев достигает 20 м, диаметр стволов 0,26 м. На заболоченных участках растительность представлена угнетенным лесом. Животный мир более разнообразен: из млекопитающих встречаются лоси, олени, зайцы, лисы, из птиц - утки, гуси и др.Ведущие отрасли народного хозяйстваНефтедобыча. Часть населения занята на предприятиях лесной и рыбоконсервной промышленности, а также в сельском хозяйстве.Наличие материально-технических базМесторождение находятся в районе с развитой производственной инфраструктурой, ближайшими крупными населенными пунктами являются районный центр г. Нижневартовск и г. Мегион.Действующие и строящиеся газо- и нефтепроводыЧерез площадь работ проходит межпромысловый нефтепровод к Белозерному ЦПС в г. Нижневартовске, газопровод Вынгапуровское месторождение - Белозерный ГНЗ.Источники тепла и электроснабженияЭлектроснабжение района осуществляется Тюменской ТЭЦ и Сургутской ГРЭС.Вид связиРадиосвязьПути сообщения. Наличие аэродромов, ж/д, станций, речных пристаней, портов; расстояние от них до места работОсновными видами транспорта в районе являются автомобильный и авиационный. Зимой, после достаточного промерзания заболоченных участков, возможно передвижение по просекам на тракторах и вездеходах. Доставка срочных грузов производится вертолетами.Условия перевозки вахтВоздушный и автомобильный транспортДанные по другим полезным ископаемым, а также по обеспеченности строительными материаламиДанные о наличии в районе работ других полезных ископаемых отсутствуют.

2.Геологическая часть

2.1 Тектоника

В тектоническом отношении Ван-Еганское месторождение тяготеет к центральной части Западно-Сибирской плиты. В структурно-тектоническом строении принимают участие три структурно-тектонических этажа: геосинклинальный складчатый фундамент, промежуточный комплекс отложений триасового возраста и осадочный чехол мезозойско-кайнозойского возраста [1,5].

Складчатый фундамент отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты и представлен эффузивными, изверженными, сильно дислоцированными осадочными и метаморфическими породами, для фундамента характерно блоковое строение и нарушенность разломами. Скважина 116 на рассматриваемом месторождении вскрыла породы складчатого фундамента и промежуточного комплекса

В тектоническом отношении Ван-Еганское месторождение приурочено к одноименной структуре III порядка, осложняющей южную часть Ван-Еганского вала. Согласно тектонической карты мезозойско-кайнозойского платформенного чехла Западно-Сибирской геосинеклизы [8] площадь района работ расположена в пределах Варьеганского мегавала, имеющего меридиональное простирание и являющегося северным продолжением Нижневартовского свода. Варьеганский мегавал ограничен с запада Пякупурским мегапрогибом, с севера - Ампутинским мегапрогибом, с востока - Тюменским мегапрогибом. Варьеганский мегавал осложнен положительными структурами II порядка: Варьеганским валом на севере и на юге Малочерногорским куполовидным поднятием и отдельными структурами III порядка: Верхне-Айеганской, Гуньеганской, Южно-Югорской, Щербаковской и другими [1,5].

Варьеганский вал простирается в субмеридиональном направлении, размеры его 125 * 20 км, осложнён положительными структурами Ш порядка: в северной части - Северо-Варьеганским, в центральной части крупным Варьеганским, в южной Ванъеганским, а также мелкими Ай-Еганским, Северо-Югорским куполовидным поднятиями. Эй-Еганская структура расположена в центральной более приподнятой части Восточно-Варьеганского метапрогиба и отделяется от Гунъеганского и Южно-Югорского поднятий узкой котловиной.

Ванъеганское поднятие было выявлено и подготовлено под глубокое бурение в результате площадных сейсморазведочных работ МОВ, выполненных сп 15/65-66., 5/56-67, 5,7/69-70, закартировано этими работами в масштабе 1:50000 по аптскому горизонту «М» и верхнеюрскому горизонту «Б». Структурный план горизонта «Г» получен позднее, в результате дополнительных пересмотра и пересчета сейсмических материалов партиями тп 15/73-74 и сп 101/77-78 [1,5].

Ванъеганская структура характеризуется довольно сложным строением и формой. В центральной части простирание поднятия меняется с северо-северо-западного на северо-восточное. Такое поведение обусловлено, вероятно, влиянием разнонаправленных тектонических подвижек крупных блоков пород вдоль региональных разломов. На структурной карте по отражающему горизонту «Б» предполагаемое тектоническое нарушение выделяется вдоль восточного склона Ванъеганской структуры. Выкопировка из тектонической карты Центральной части Западно-Сибирской плиты представлен на рис. 2.1 [5].

.2 Литолого-стратиграфическая характеристика пород рассматриваемого разреза месторождения

Геологический разрез Ван-Еганского месторождения является типичным для Нижневартовского района и представлен мощной (более 3000 м) толщей терригенных пород мезозойско-кайнозойского осадочного чехла, залегающих на размытой поверхности доюрского (палеозойского) фундамента [1,5].

Последний вскрыт разведочной скважиной №116 на глубине 3092-3251 м, в верхней его части выделяется кора выветривания мощностью до 45 м. Выше залегают песчано-глинистые отложения юрского возраста (тюменская, васюганская, георгиевская и баженовская свиты). Меловая система представлена отложениями мегионской, вартовской, алымской, покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит. Выше меловых залегают глинисто-песчаные отложения поленгена и завершают разрез четвертичные отложения, залегающие на размытой поверхности олигоцена [1,6].

Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициент кавернозности пластов, литологическая характеристика пластов Ван-Еганского месторождения представлены в таблице 2.1 - 2.2 [1,5,6].

Таблица 2.1. Стратиграфический разрез скважины, элементы залегания и коэффициенты кавернозности пластов

Глубина залегания по вертикали, мСтратиграфическое подразделениеКоэффициент кавернозности в интервалеот (верх)до (низ)названиеиндекс0100Четвертичные отложенияQ1,50100140Туртасская свитаР3trt1,30140220Новомихайловская свитаР3nm1,30220300Атлымская свитаP3atl1,45300400Тавдинская свитаP3tvd1,50400520Люлинворская свитаP3llv1,19520650Талицкая свитаP3tl1,23650800Ганькинская свитаК2gn1,308001120Березовская свитаК2brz1,7411201220Кузнецовская свитаK2kz1,4212201700Покурская свитаК1-2pkr1,0717001770Алымская свитаК1alm1,1817702280Вартовская свитаК1vrt1,0522802680Мегионская свитаК1mg1,0326802700Баженовская свитаJ2bg1,0127002750Георгиевская свитаJ2gr1,0027502870Васюганская свитаJ1vs1,0028703130Тюменская свита J1tm1,0031303280Котухтинская свитаJ1kt1,00

Таблица 2.2. Литологическая характеристика разреза скважины

Индекс стратиграфического подразделенияИнтервал по вертикали, м.Стандартное описание горной породы: полное название, характерные признаки (структура, текстура, минеральный состав и т.п.)от (верх)до (низ)Q0100Суглинки серые, пески кварцевые желтовато-серые, супеси, илистые глины, присутствуют остатки растительности.Р3trt100140Глины, алевролиты зеленовато-серые тонкослоистые, с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых тонкозернистых песков. В породах присутствуют диатомовые и палинокомплекс.Р3nm140220Глины, алевролиты с прослоями песков и бурых углей. Встречаются отпечатки листьев, семена, макроспоры и палинокомплекс: Betula gracilis - Juglans sieboldianiformis.P3atl220300Пески кварцевые с прослоями алевролитов и глин.P3tvd300400Верхняя подсвита литологически представлена глинами зеленовато-серыми, листоватыми, алевритистыми с прослоями алевролитов. Нижняя подсвита представлена глинами серовато-зелеными, листоватыми, алевритистыми с прослойками алевритов.P3llv400520Опоки, глины опоковидные с редкими прослоями глауконитовых песчаников; глины серые, опоковидные.P3tl520650Верхняя подсвита сложена глинами темно-серыми с мелкими линзами алевритов и кварцево-глауконитовых песчаников. Нижняя подсвита литологически представлена глинами темно-серыми с буроватым оттенком, алевритистыми.К2gn650800Глины серые, иногда с зеленоватым оттенком, прослои известковистые, алевритистые, с пиритизированными водорослями, с единичными обломками гастропод.К2brz8001120Верхняя подсвита сложена глинами серыми, зеленовато-серыми, темно-серыми, слабоалевритистыми, с редкими прослоями опоковидных глин и опок. Нижняя подсвита представлена опоками серыми и голубовато-серыми, переходящими в глины темно-серые и черные.K2kz11201220Глины серые и зеленовато-серые, с зернами глауконита; по всему разрезу отмечаются остатки пиритизированных водорослей, чешуя рыб, встречаются моллюски.К1-2pkr12201700Верхняя подсвита сложена песчаниками зеленовато серыми, а также нередко углистыми. Отмечаются прослои ракушняков, гравелитов и конгломератов. Нижняя подсвита представлена песчаниками серыми, мелкозернистыми, с единичными прослоями серых алевритовых глин, обогащенных растительным детритом.К1alm17001770Песчаники серые, светло-серые, мелкозернистые, алевритовые локально карбонатные, крепкосцементированные, с намывами углисто-слюдистого материала.К1vrt17702280Песчаники серые, светло-серые с коричневатым или буроватым оттенком, средне- и мелкозернистые, крепкосцементированные глинистым и глинисто - карбонатным цементом.

2.3 Сведения о физико-механических свойствах горных пород по разрезу скважины, давлениях и температуре по разрезу скважины

Коллекторы пласта представлены переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов. Пласт характеризуется высокими значениями песчанистости (0,76) и расчлененности (5,7), отсутствием в половине скважин глинистого раздела между нефтенасыщенными и водонасыщенными коллекторами [1,5].

Пористость горных пород варьируется в пределах - 17-24%; плотность - 2100-3100 кг/м3; проницаемость - 0,234 - 0,844 *10-12 м2; твердость - 14-230 МПа; разрез представлен мягкими и средними породами.

Сведения о физико-механических свойствах горных пород, давлениях и температуре по разрезу скважины приведены в таблицах 2.3-2.4 [1,5].

2.4 Нефтегазоносность

Физико-химические свойства пластовых, разгазированных нефтей и нефтяных газов Ван-Еганского месторождения изучены по результатам экспериментальных исследований образцов 108 глубинных проб из 55 скважин. В целом по месторождению изученность пластовых флюидов можно считать близкой к оптимальной [1,5,6].

Отбор глубинных проб из скважин проводился пробоотборниками типа ВПП - 300 и ПД - 3М при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном (жидком) состоянии. Лабораторный анализ глубинных проб выполнялся на стандартной аппаратуре высокого давления типа УИПН и АСМ - 300.

Пласт БВ101. Залежь пласта БВ101 охарактеризована глубинными и поверхностными пробами из скважин 702П, 707Р, 39. Величина пластового давления колеблется в диапазоне 23,8-24,6 МПа, пластовая температура +71 оС. Давление насыщения нефти газом определено равным 9,6 МПа. Газосодержание при условии промысловой сепарации изменяется от 83,0 до 96,9 м3/т и в среднем составляет 88,9 м3/т. Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании равен 1,173. Плотность пластовой нефти 825 кг/м3, плотность товарной нефти при условии дифференциального разгазирования 830 кг/м3. Вязкость пластовой нефти 1,32 мПа с [5,6].

Компонентный состав газа после однократного разгазирования следующий: содержание углекислого газа колеблется в пределах 0,03 - 0,46% мольных и в среднем составляет 0,22% мольных. Мольная доля азота равна 2,33, метана 60,60%. Плотность газа 1065 кг/м3, относительная плотность по воздуху 0,884 доли единиц.

Компонентный состав нефти определялся методом жидкостной хроматографии, молярная доля углекислого газа в пластовой нефти составляет 0,06%, азота - 0,50% [5].

Таблица 2.3. Физико-механические свойства горных пород по разрезу скважины

Индекс стратиграфического подразделенияИнтервал по вертикали, мКраткое название горной породыПлотность, кг/м3Пористость, % Проницаемость, 10-12 м2Глинистость, %Карбонатность, %Твердость, МПаАбразив- ностьКатегория породы по промысловой классификации (мягкая, средняя и т.д.)Коэффициент ПуассонаМодуль Юнга, ПаОтДоQ0100Пески2160210,23471-2-III-VIIIМ--Р3trt100140Глины2160210,234901-2---Р3nm140220Глины2160210,234901-2---P3atl220300Пески2160280,84490----P3tvd300400Глины2160280,844901-2---P3llv400520Опоки, глины2100240,490701-2---P3tl520650Алевролиты, пески, глины216021-7-901-429-182--К2gn650800Глины2160210,234901-2---К2brz8001120Глины2160210,2346-163-714-230С--K2kz11201220Глины2160280,2346-163-7--

Таблица 2.4. Градиенты давлений и температура по разрезу

Индекс стратиграфического подразделенияИнтервал по вертикали, мГрадиент давленияПластовыеотдоПластовогоГидроразрыв породГорноготемпературы, С0источник полученияМПа/мисточник полученияМПа/мИсточник полученияМПа/мисточник полученияотдоотдоотдоQ - К2gn80011200,010,010РФЗ0,020,020РФЗ0,240,24РФЗ3РФЗК2122017000,0100,0104РФЗ0,020,020РФЗ0,240,24РФЗ18РФЗК1-2pkr170017700,01040,0103РФЗ0,0170,017РФЗ0,240,24РФЗ21РФЗК1alm177022800,01030,0101РФЗ0,0160,017РФЗ0,240,24РФЗ48РФЗК1vrt228026800,01010,0106РФЗ0,0160,0165РФЗ0,240,24РФЗ63РФЗК1mg268027000,01060,0104РФЗ0,0160,016РФЗ0,250,25РФЗ66РФЗJ2bg270027500,01010,0104РФЗ0,0160,0165РФЗ0,250,25РФЗ68РФЗJ2gr275028700,01010,0104РФЗ0,0160,016РФЗ0,250,25РФЗ72РФЗJ1vs287031300,01010,0104РФЗ0,0160,016РФЗ0,260,26РФЗ72РФЗJ1tm313032800,01010,0104РФЗ0,0160,016РФЗ0,260,26РФЗ72РФЗJ1km80011200,01010,0104РФЗ0,0160,016РФЗ0,260,26РФЗ72РФЗ

Молекулярная масса пластовой нефти 157,25. Содержание метана 25,02% мольных. Геологический разрез Ван-Еганского месторождения представлен на рисунке 2.2. Характеристика пластов по нефтеносности представлена в таблице 2.5 [1,5,6].

2.5 Водоносность

Коллекторы, содержащие пластовые воды представлены терригенными горными породам. Пластовые воды гидрокарбонатонатриевые и хлоркальциевые минерализация от 14 до 40,0 г/л. Плотность воды варьируется в пределах от 1000 до 1024 кг/м3. Промышленная добыча пластовых вод не используется. Воды характеризуются большим содержанием анионов CL (40-60 (мг/л)) и катионов Na+К+1 (17-35 (мг/л)). В качестве источника питьевого водоснабжения не используются. Водоносность представлена в таблице 2.6 [1,5].

2.6 Возможные осложнения при бурении скважин

Под осложнением в скважине следует понимать затруднение ее углубления, вызванное нарушением состояния буровой скважины.

К наиболее распространенным видам осложнений относятся осложнения, вызывающие нарушения целостности стенок скважины, поглощения бурового раствора, нефте-, газо- или водопроявления.

Основные причины поглощения бурового раствора. Поглощение бурового раствора объясняется превышением давления столба жидкости в скважине над пластовым давлением (чем больше эта разность, тем интенсивнее поглощение) и характером объекта поглощения.

Газо-, нефте- и водопроявления. В разбуриваемых пластах могут находиться газ, вода и нефть. Газ через трещины и поры проникает в скважину. Если пластовое давление выше давления бурового раствора, заполняющего скважину, газ с огромной силой выбрасывает жидкость из скважины - возникает газовый, а иногда и нефтяной фонтан. Это явление нарушает нормальный процесс бурения, влечет за собой порчу оборудования, а иногда и пожар. Вода или нефть под очень большим пластовым давлением также может прорваться в скважину. В результате происходит выброс бурового раствора, а затем воды или нефти с образованием водяного или нефтяного фонтана.

Выбросы происходят не только в результате проникновения газа в скважину под превышающим пластовым давлением. Газ может постепенно проникать в раствор в виде мельчайших пузырьков через плохо заглинизированные стенки скважины или вместе с выбуренной породой.

Грифоны и межколонные проявления. Под грифонами, происходящими в процессе бурения, освоения и эксплуатации скважин, следует понимать фонтанные газо-, нефте- и водопроявления вскрытых пластов, выходящие на земную поверхность по трещинам, высокопроницаемым пластам или контакту цемент-порода, за пределами устья скважины. Фонтанные нефте-, газо- и водопроявления в кольцевом пространстве между эксплуатационной и технической колонной, а также между технической колонной и кондуктором, обычно называют межколонными проявлениями. Грифоны и межколонные проявления обычно взаимосвязаны и обусловливают друг друга.

По причинам возникновения все случаи грифонообразования, а также межколонных проявлений связаны с некачественной изоляцией высоконапорных пластов, необоснованно выбранной глубиной спуска кондуктора и низким качеством его цементирования. Эти причины, а также негерметичность обсадных колонн, могут привести к прорыву пластовой жидкости (газа) на поверхность и образованию грифонов у устья скважины [4].

3. Технологическая часть

.1 Основные проектные решения по разработке месторождения

Ван-Еганское месторождение отрыто в 1974 году в районе Тюменской группы месторождений и в 1978 году введено в пробную эксплуатацию; промышленная разработка начата в 1986 году [1,6,7].

С 1991 года эксплуатация Ван-Еганского месторождения осуществляется на основании «Технологической схемы разработки…», утвержденной протоколом ЦКР МНП №1392 от 28.11.1990 года по варианту 6 со следующими основными принципиальными положениями [6]:

-выделение 11 основных эксплуатационных объектов (пласты А12, А5, А7, Б3, Б4, Б5, Б6, Б7, Б80-1, Б82, Ю11+2) в том числе три возвратных - пласты А5, А7, Б5;

-разработка объектов А12, Б7, Б82 на упруго-водонапорном режиме. По остальным объектам применение развивающейся системы разработки - приконтурное заводнение (в сочетании с барьерным заводнением по объекту Ю1) с последующим переходом на блоковую трехрядную систему. На поздней стадии разработки переход на площадную семиточечную систему (пласты А5, Б3, Б4, Б6, Ю11);

разбуривание основных объектов осуществляется от центральной части к северу и югу; бурение проектных скважин возвратных объектов осуществляется до нижележащих пластов; скважины пластов А5, А7 на первой стадии эксплуатируются на пласте Б4, скважины пласта Б5 эксплуатируются (в центральной части в контуре пласта Б7) на пласте Б7, в остальной части на пласте Б6;

общий проектный фонд составляет 1550 скважин, в том числе 618 добывающих (588 нефтяных и 30 газодобывающих), 480 нагнетательных, 14 газоводонагнетательных, 310 резервных и 128 скважин опытно-промышленных участков. Проектные скважины размещаются по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500 м.

По результатам ГИС и испытания транзитных скважин предусматривается размещение 10 - 12 проектных скважин на пласт БВ80.

По второстепенным объектам предусмотрен следующий порядок и объемы разбуривания [6]:

-по объекту ПК1-2 предусмотреть бурение 10 элементов девятиточечной системы (36 добывающих 10 нагнетательных скважин) в 1996-1998 годах, проведение работ с применением паротепловых обработок призабойных зон в сочетании с паротепловым термощелочным воздействием на пласт;

-по объекту ПК6-7 предусмотреть бурение обращенного семиточечного элемента площадной системы с расстоянием между скважинами 400 м. и контрольную скважину в приделах элемента (7 добывающих и 1 нагнетательная) в 1991-1992 годах. Две скважины (№№930, 932) бурить в приделах объекта горизонтальными скважинами. Провести термогазохимическое воздействие не менее, чем на двух скважинах. В двух скважинах провести закачку растворителя (дегазированную нефть меловых отложений, ШФЛУ);

по объекту ПК14 предусмотреть бурение 4 скважин в 1991-1992 годах. Опытная эксплуатация скважин №№900, 148б, проведение на них комплекса гидродинамических исследований, отбор глубинных и устьевых проб жидкости. На скважинах №№920, 921, 922 провести отработку способов изоляции подошвенной воды;

по объекту АВ11 предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации 9 скважин (8 добывающих и 1 нагнетательная) в 1992-1993 гг.;

по объекту АВ3 предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации пяти добывающих скважин в 1991-1992 гг.;

-БВ102 предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации 20 скважин (18 добывающих и 2 нагнетательных);

по объекту БВ11 предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации 9 скважин (8 добывающих и 1 нагнетательная);

по объекту БВ16-21 предусмотреть бурение и проведение пробной эксплуатации 18 скважин (16 добывающих и 2 нагнетательных).

Согласно технологической схемы, в разработку должно быть вовлечено 149,7 млн. т. балансовых запасов нефти, принятый конечный коэффициент нефтеизвлечения равен 0,426, извлекаемые запасы - 63,7 млн. т.

В 2007 году протоколом №565 ТО ТКР по ХМАО на период 2007-2009 гг. утвержден «Анализ разработки Ван-Еганского месторождения (группы пластов АВ, БВ и ЮВ)», в котором выполнен анализ текущего состояния разработки, анализ выполнения проектных решений и решений ТКР ХМАО, даны рекомендации по эксплуатации месторождения на период до утверждения новой «Технологической схемы…» [7].

В новом проектном документе основные проектные решения «Технологической схемы…» 1990 года остались без изменения. Были внесены корректировки по проектным объемам бурения, а также по применению новых технологий заканчивания скважин при эксплуатации пластов (бурение горизонтальных скважин и вторых горизонтальных стволов).

Утвержденный третий вариант предусматривает [7]:

бурение 41 наклонно-направленной скважины;

бурение 56 горизонтальных скважин с длиной горизонтального участка в пласте до 500 м;

376 переводов скважин (КР-9);

75 мероприятий по гидроразрыву пласта (КР 7-2, КР 7-3);

бурение вторых горизонтальных стволов (КР - 6) с длиной горизонтального участка в пласте до 500 м. - 32 шт. на действующем фонде и 43 шт. на переводимом фонде.

уровни добычи нефти на трехлетний период:

,3 тыс. т в 2008 г.;

,4 тыс. т в 2009 г.;

,1 тыс. т в 2010 г.

Для увеличения нефтеотдачи пластов запланировано применение технологий по закачке химреагентов по выравниванию профиля приемистости. Для их адаптации к конкретным условиям следует провести опытно-промышленные работы на различных объектах. Это позволит выявить особенности применения каждой из технологий и определить наиболее оптимальные условия их использования. По результатам ОПР может быть проведена корректировка намеченных мероприятий и учтена в последующих проектных документах [7].

В 2008 году выполнена «Технологическая схема опытно-промышленной разработки пластов Ван-Еганского месторождения», протокол ЦКР Роснедра №3520 от 27.12.2008 года, в котором предложены варианты опытно-промышленной эксплуатации участка пластов БВ10. Приняты следующие проектные решения [8]:

-предусматривается бурение 2 добывающих скважин, которые исследуются и находятся в пробной эксплуатации в течении года;

-через год бурятся 2 нагнетательные скважины сложного профиля, в которые в течение 7 лет закачивается вода с температурой 200оС, за тем оторочка проталкивается по пласту холодной водой;

Максимальные уровни за срок опытно промышленных работ:

-добыча нефти 60,6 тыс. т.;

-добыча жидкости 130,9 тыс. т;

-закачка рабочего агента 148,0 тыс. м3;

-фонд скважин в пределах участка ОПР 5 ед. в т.ч.:

-добывающих - 3;

-нагнетательных - 2;

-фонд скважин для бурения 4 ед. в т.ч.:

-добывающих - 2;

-нагнетательных - 2;

В 2008 году выполнен «Анализ разработки Ван-Еганского месторождения (пластов ПК3-21 покурской свиты в пределах Ван-Еганского лицензионного участка)», протокол ТО ЦКР Роснедра по ХМАО №811 от 18.07.2008 года, в котором проведен анализ результатов опытно-промышленной эксплуатации и выполнения проектных решений «Тех. схемы…» 1990 года. Принят 1 вариант со следующими показателями [7]:

-режим разработки по все объектам с заводнением;

-максимальные уровни:

добыча нефти - 2410,9 тыс. т/год;

добыча жидкости - 6864,8 тыс. т/год;

закачка воды - 7920,6 тыс. м3;

добыча газа - 99,3 млн. м3.

-фонд скважин за весь срок разработки:

фонд скважин всего - 613 скв;

в т.ч. добывающих - 462 скв;

нагнетательных - 151 скв.

-фонд скважин для бурения:

фонд скважин всего - 559 скв;

в т.ч. добывающих - 409 скв;

нагнетательных - 150 скв.

Таким образом, действующими проектными документами являются: «Анализ разработки Ван-Еганского месторождения (пласты группы АВ, БВ, ЮВ)» протокол №565 ТО ТКР по ХМАО от 27.01.2007 г., «Технологическая схема опытно-промышленной разработки участка залежи пластов БВ10 Ван-Еганского месторождения» протокол ЦКР Роснедра №3520 от 27.12.2008 года, «Анализ разработки Ван-Еганского месторождения (пластов БВ в пределах Ван-Еганского лицензионного участка)» протокол ТО ЦКР Роснедра по ХМАО №811 от 18.07.2008 года.

По состоянию на 01.01.2010 года накопленная добыча нефти по месторождению составила 40147,461 тыс. т, что составляет 15% от начальных извлекаемых запасов категории В+С1 (без учета пластов группы ПК).

Основная часть накопленной добычи нефти приходится на пласт БВ82 и составляет 14% от всей добытой нефти; по другим пластам добыча в процентном отношении составила: БВ6 - 13,6%, БВ3 - 12,9%, АВ70 - 12,5%, БВ5 - 10,3%, АВ12 - 7,9%, БВ4 - 6,5%, ЮВ11-2 - 6,1%, БВ7 - 6,0%, БВ101 - 3,6%, АВ6 - 2,4%. Суммарная накопленная добыча по остальным объектам составляет 4,2%.

В 2009 году было добыто нефти 1941,232 тыс. т, жидкости 20046,406 тыс. т. Распределение годовой добычи по пластам следующее: АВ12 - 16,9%, БВ3 - 15,9%, АВ70 - 12,7%, БВ6 - 10,5%, БВ5 - 8,2%, ЮВ11-2 - 7,9%, БВ101 - 4,7%, АВ6 - 4,3%, БВ102 - 4,1%; БВ4 - 3,8%, АВ11 - 2,9 [8].

По остальным пластам суммарный отбор составляет 8,1%.

Коэффициент извлечения нефти за 2009 год составил 0,165. Средний дебит по нефти составил 21,9 т/сут, по жидкости 225,8 т/сут.

Сравнение проектных и фактических показателей разработки Ван-Еганского месторождения за 2008, 2009 и 2010 годы приводится на рисунке 3.1, на рисунке 3.2. приведены характеристики вытеснения по объекту БВ102.

Годовая добыча нефти по месторождению на протяжении рассматриваемого периода - с 2008 по 2010 г. Находиться в пределах проектных данных [8].

3.2 Анализ состояния разработки месторождения и эксплуатационного фонда скважин

По состоянию на 01.01.2010 г. эксплуатационный фонд Ван-Еганского месторождения составил 322 скважин, в том числе фонтанных - 60, оборудованных электроцентробежными насосными установками (УЭЦН) - 220, установками электропогружных насосов американской фирмы «Centrilift» - 17, фирмы REDA-6, фирмы ESP-8, внутрискважинным газлифтом (ВСГ) - 1, бескомпрессорным газлифтным способом (БКГ) - 7, штанговыми винтовыми насосами (ШВН) - 3 скважины [8].

Действующий фонд фонтанных скважин на месторождении составляет 16 скважин, остальные скважины находятся в бездействии. Фонтанная эксплуатация производится по 2,5» лифтовым колоннам насосно-компрессорных труб, спускаемых на глубину от 2201 м до глубин интервала перфорации. Регулирование отборов производится с помощью устьевых штуцеров диаметром 7-25 мм.

Среднeсуточный дебит фонтанных скважин пл. гр. БВ по нефти составил 25 т/сут., по жидкости - 180,6 м3/сут. Средняя величина обводненности добываемой продукции составляет 86% [8].

Среднeсуточный дебит фонтанных скважин пл. гр. ЮВ по нефти составил 43,5 т/сут., по жидкости - 62,5 м3/сут. Средняя величина обводненности добываемой продукции составляет 15,2%.

Действующий фонд скважин, оборудованных отечественными электроцентробежными насосами, составляет 193 скважины. Для подъема жидкости на поверхность применяется отечественное и импортное добывное оборудование. Применяются насосы производительностью 18-700 м3/сут и напором 700-2300 м.

Из импортного оборудования применяются электропогружные насосы американской фирмы «Centrilift» типа FC 160-1200, FC 290-1200, FC 300-1450. Тип применяемых насосов фирмы ESP - TD 3000, TD 4300, фирмы REDA-DN 4300.

В целом по месторождению 21% фонда скважин оборудовано насосами низкой и средней производительности 18-80 м3/сут. Из них 4.7% скважин пласта гр. ПК, 9,8% скважин пласта гр. АВ, 7,8% скважин пласта гр. БВ, 2,1% скважин пласта гр. ЮВ [8].

Высокопроизводительным насосным оборудованием оснащено 38% действующего фонда скважин. Из них 4,7% скважин пласта гр. ПК, 15,5% скважин пласта гр. АВ, 23,3% скважин пласта гр. БВ, 1% скважин пласта гр. ЮВ.

Графически распределение скважин по типоразмерам насосов представлено на рис. 3.3 [8].

Максимальное количество электроцентробежных скважин (29%) обору-дованых насосами типа УЭЦН производительностью 400-500 м3/сут. и напором 700-2300 м. Импортными насосными установками оборудовано 13% скважин, в т.ч. 50% скважин пласта гр. АВ, 43,3% скважин пласта гр. БВ [8].

Насосным оборудованием производительностью 125-250 м3/сут. оборудовано 27% скважин, 2.6% скважин пласта гр. ПК, 8,8% скважин пласта гр. АВ, 18,7% скважин пласта гр. БВ, 1% скважин пласта гр. ЮВ [7,8].

Внедрение импортного добывного оборудования на Вань-Еганском месторождении было начато в 1998 г. По контракту было закуплено 34 погружных установок американской фирмы «Centrilift» в коррозионно-стойком исполнении.

Оборудование было изготовлено для условий эксплуатации скважин с высоким содержанием песка. Содержание мехпримесей в продукции скважин, находящихся в эксплуатации составляло 13-801 мг/л.

Опыт насосной эксплуатации скважин на месторождении показал достаточно высокую надежность импортных установок, за период эксплуатации межремонтный период (МРП) составил до 1011 суток и выше.

По технологическим режимам эксплуатации скважин, глубина спуска УЭЦН составляет по пластам 500-1500 м, средняя величина динамического уровня колеблется в пределах 245-1235 м. Средняя глубина погружения насоса под динамический уровень по пластам составляет 265-555 м [7,8].

Причины простоя и бездействия скважин.

Простои скважин в текущем месяце, декабре 2010 г. были обусловлены следующими причинами: сменой насоса (50%), ГДИ (16,7%), изоляцией контурных вод (8,3%), проведением комплексного ОПЗ (8,3%), ГРП с возвратом (8,3%), обводнением (8,3%).

Анализ показал, максимальное количество простоев скважин связано с причиной снижения изоляции до нуля (53,2%).

С причиной отсутствия подачи связано-17%, оптимизацией с увеличением типоразмера насоса - 8,5%, заклиниванием насоса - 6,4%, из-за обводненности - 4,3%, заколонными перетоками - 2,1%, неисправностью струйного насоса -2,1%, ожиданием возврата (приобщения) - 2,1%, остановкой по геологическим причинам-2.1% и снижением дебита жидкости - 2,1% [7,8].

Время простоя соответственно по вышеизложенным причинам составило:

·снижение изоляции до нуля - 122,5 сут. (25 случая);

·отсутствие подачи - 65 сут. (8 случая);

·оптимизация с увеличением типоразмера насоса - 26 сут. (4 случая);

·заклинивание насоса - 10,5 сут. (3 случая);

·простои из-за обводненности - 44 сут. (2 случая);

·заколонные перетоки - 21 сут. (1 случай);

·неисправности струйного насоса - 11 сут. (1 случай);

·ожидания возврата (приобщения) - 23 сут. (1 случай);

·остановки по геологическим причинам - 27 сут. (1 случай);

·снижения дебита жидкости - 6,5 сут. (1 случай).

В среднем период одного простоя скважины по причинам простоя составил [7,8]:

·снижение изоляции до нуля - 4,9 суток;

·отсутствие подачи - 3,37 суток;

·оптимизация с увеличением типоразмера насоса - 6,5 суток;

·заклинивание насоса - 3,5 суток;

·простои из-за обводненности - 22 суток и т.д.

Анализ причин простоя показал, что в среднем период одного простоя скважины по технико-технологическим причинам составляет 3,37 сут. - 6,5 сут., по геологическим причинам 6,5 сут. - 27 сут.

Потери добычи нефти из-за простоев за анализируемый период составили 6206 тонн нефти. Суммарное время простоя составило 356,5 суток, средний период времени простоя скважины по всем вышеперечисленным причинам -7,58 суток [8].

В бездействии находятся 39 фонтанных скважин, 22 скважин, оборудованных УЭЦН и одна CL, 3-скважины с ШВН, 5-скважин с БКГ.

Из всего фонда скважин, находящихся в бездействии, 38,6% скважины пластов гр. ПК, 27,1% скважины пластов гр. АВ, 17,1% скважины пластов гр. БВ, 14,3% скважины, находящиеся в совместной эксплуатации, 2,9% скважины пласта ЮВ [8].

Бездействие скважин, оборудованных УЭЦН, обусловлено следующими причинами: снижением изоляции до нуля, отсутствием подачи, обводнением, полетом оборудования и т.д. Бездействие фонтанного фонда скважин обусловлено следующими причинами: обводнением, авариями, слабым притоком и т.д.

На дату проведения анализа работы скважин, три скважины с ШВН находятся в бездействующем фонде по причине отсутствия подачи.

Как показал анализ работы добывающего фонда скважин, бездействие добывающего фонда скважин обусловлено причинами геологического, технического и технологического характера [8].

Наибольшее количество скважин пластов гр. ПК находятся в бездействии по причине высокой обводненности, что составляет 13% от бездействующего фонда. По причине слабого притока в бездействии находятся 4,3% скважин.

Наибольшее количество скважин пластов гр. АВ находятся в бездействии по причине высокой обводненности, что составляет 17,4% от бездействующего фонда. По причине полет оборудования в бездействии находятся 4,3% скважин, из-за ожидания КРС - 4,3% скважин.

Наибольшее количество скважин пластов гр. БВ находятся в бездействии по причине высокой обводненности, что составляет 4,3% от бездействующего фонда. По причине слабый приток, отсутствие притока в бездействии находятся 4,3% скважин, снижение подачи -1,5% скважин [8].

По пласту ЮВ, 3 скважины находятся в бездействии по причине прекращения фонтанирования, КРС, из-за высокой обводненности. В целом по месторождению бездействие скважин обусловлено такими причинами как: высокая обводненность (36,2%), слабый приток (10,1%) «полет» оборудования (7,2%), высокий газовый фактор (5,9%), отсутствие подачи (4,4%) и т.д.

Потери суточной добычи нефти по фонду скважин, находящихся в бездействии, составляют 315 т/сут., по жидкости -7511 м3/сут.

Отказы оборудования.

Анализ причин отказов показывает, что отказы по эксплуатационным причинам составили в 2010 году 48,5%, по причине аварий 6,4% отказов, отказы по оборудованию составили 42%, по прочим причинам 3,1%. Наибольшее количество отказов произошло по причине влияния мех. примесей (износ, коррозия, засорение и износ рабочих органов). По причине солеотложений произошло 9,5%, коррозии ПЭД - 9,9%. Также высокое количество отказов по причине негерметичности НКТ (17,5%), порыв диафрагмы компенсатора (10,1%) [7,8].

Отказы по причине «полет» оборудования составляют от общего количества отказов 6,4%.

Причины преждевременных отказов приводятся ниже [7,8]:

·мех. примеси - 39,7%;

·агрессивная среда - 12,7%;

·негерметичность лифта - 10,6%,

·твердые отложения - 12,7%;

·некачественные: вывод на режим, СПО, эксплуатация, монтаж, комплектация - 5,8%.

3.3 Контроль за разработкой месторождения

Обязательные комплексы исследований по контролю за разработкой должны охватывать равномерно всю площадь месторождения и содержать следующие виды работ [8,9]:

• замеры пластового давления по контрольным и пьезометрическим скважинам;
• замера пластового и забойных давлений, дебитов скважин по жидкости, газовых факторов и обводненности продукции по добывающим скважинам;
• замеры устьевых давлений и объемов закачки по нагнетательным скважинам;
• гидродинамические исследования добывающих и нагнетательных скважин на стационарных и нестационарных режимах;
• исследования по контролю ВНК, нефтенасыщенности, технического состояния ствола скважины промыслово-геофизическими методами;
• отбор и исследование глубинных и поверхностных проб пластовых флюидов;
• исследование по закачке меченой жидкости;
• В процессе анализа геолого-промысловой информации были выявлены две основные проблемы месторождения, на которые следует обратить внимание:
• природная трещиноватость;
• низкое качество перфорации.
• В связи с этим на месторождении необходимо:
• усилить работу по определению профилей притока и приемистости;
• значительная доля ГИС проводится либо во время освоения после бурения либо в большинстве случаев при КРС, поэтому исследования не могут точно характеризовать работу пласта, то есть существует необходимость проводить ГИС в межремонтный период.

Проведение данных исследований позволит гораздо более точно оценить потенциал месторождения и существенно улучшить состояние его разработки.

Фильтрационно-емкостная характеристика коллекторов горизонта БВ102 определялась по данным исследований керна, интерпретации материалов ГИС и ГДИ. В целом изученность ФЕС пластов является средней в связи с отсутствием собственных петрофизических зависимостей для определения физических параметров коллекторов.

При контроле за разработкой Ван-Еганского месторождения применялись следующие виды гидродинамических исследований скважин [8]:

1.Замеры пластовых давлений (Рпл).

2.Замеры динамических (Ндин) и статических (Нст) уровней в эксплуатационных скважинах с последующим их пересчетом в забойные и пластовые давления.

Основным преимуществом данного метода является его массовость, основными недостатками - погрешность замера уровня жидкости, неопределенность при расчете плотности жидкости в затрубном пространстве и в стволе скважины ниже приема насоса. Особенно погрешности замеров проявляются в скважинах, где давление на приеме насоса значительно ниже давления насыщения.

3.Определение гидродинамических параметров пласта по данным стационарной фильтрации. Выполняется на основе регистрации индикаторных диаграмм при отработке скважин на режимах - ИД.

4.Определение гидродинамических параметров пласта на основе анализа данных нестационарной фильтрации.

4.1.Регистрация кривых восстановления давления в добывающих скважинах - КВД.

4.2.Регистрация кривых восстановления уровня в добывающих скважинах, оборудованных насосными установками - КВУ.

4.3.Регистрация кривых падения давления в нагнетательных скважинах - КПД.

5.Осуществляются замеры забойного, затрубного, буферного и пластового давлений (манометрами типа САМТ-01, АМТ-08); замеры дебитов жидкости, пластовой температуры; отбираются глубинные и поверхностные пробы нефти и воды.

Продуктивная часть пласта БВ102 охарактеризована по 3 м поднятого керна из 4-х скважин и геофизическими исследованиями в 44 скважинах.

Охват скважин гидродинамическими методами контроля. Эксплуатационный фонд скважин Ван-Еганского месторождения по состоянию на 1.01.2010 года насчитывал 39 скважин, из них - 5 нагнетательных.

Гидродинамические исследования начались с бурением первых разведочных скважин. За время разработки выполнено 36 исследований в 23 скважинах, в том числе в том числе, исследования проведены в 15 добывающих скважинах и восьми - нагнетательных. Практически все исследования проведены на неустановившихся режимах фильтрации: КВД (КВУ) - 22 исследований, кривых падения давления - 12 исследования. В двух нагнетательных скважинах проведены исследования на стационарных режимах фильтрации с регистрацией индикаторных диаграмм [8].

Распределение скважин с исследованиями по площади залежи относительно равномерное. Объем гидродинамических исследований скважин, выполненных на Ван-Еганском месторождении приведен в таблице 3.1.

Таблица 3.1. Объем гидродинамических исследований скважин

Вид исследованияКоличество исследованийКоличество исслед. скважин, ед.200820092010200820092010КВД15181212914КВУ12131010813КПД10111214812ИД-наг852124ИТОГО454736372343

По результатам интерпретации ГДИ скважин Ван-Еганского месторождения пласт БВ102 характеризуется коллекторскими свойствами: средняя гидропроводность пласта составляет - 10,4·10-11(м2·м)/(Па*с), проницаемость - 0,05·10-12 м2, пьезопроводность - 0,393 м2/с [8].

Для получения более точных характеристик пласта необходимо проводить большее число исследований с регистрацией КВД, КВУ в добывающих скважинах, КПД - в нагнетательных скважинах с равномерным охватом всей площади разработки. Полученная таким образом информация более точно и качественно отражает фильтрационные свойства пласта.

В низкоприточных скважинах рекомендуется проводить исследования с изоляцией затрубного пространства при помощи пакера с применением свабирования, ИПТ или УОС с целью достоверного определения параметров призабойной зоны пласта.

Во всех актах ГДИ должны присутствовать сведения о давлениях, дебите, времени измеренных при отработке скважин перед записью КВД/КВУ, позволяющих получить более точные сведения о динамике процесса и, следовательно, о параметрах пласта.

Результаты интерпретации гидродинамических исследований скважин за последние несколько лет представлены в таблице 3.2.

.4 Анализ результатов применения геолого-технических мероприятий (ГТМ)

На Ван-Еганском нефтяном месторождении геолого-технологические мероприятия проводятся с 1991 года. За период с 1991 г. до 2010 г. было произведено 72 скважино-операции. Средняя успешность составила 43%, дополнительная добыча нефти - 101 тыс. т. Геолого-технологическими мероприятиями охвачено 85% (29 скв.) эксплуатационного фонда добывающих скважин.

Проведенные работы направлены на интенсификацию добычи нефти, оптимизацию работы подземного оборудования, увеличение охвата пластов выработкой запасов и ремонтно-изоляционные работы. В 1998-2000 гг. проводился комплекс мероприятий по повышению нефтеотдачи пласта.

На месторождении проводились следующие ГТМ [2,8,9]:

Оптимизация работы насосного оборудования (оптимизация) (КР 3);

Перфорационные мероприятия - дострелы неперфорированной части пласта (дострелы) и перестрел интервала перфорации (перестрелы) (КР 7-13);

Дострел неперфорированного пласта (приобщения) (КР 4-2);

Смена пластов (возвраты) (КР 4);

Ремонтно-изоляционные работы (РИР) (КР 1);

Повышение нефтеотдачи пластов (ПНП) (КР 7).

В общем, успешность ГТМ по перестрелам составила 40%, на 1.01.2010 г. дополнительно добыто 5 тыс. т нефти. Средняя дополнительная добыча нефти на один перестрел составила 840 т, прирост дебита нефти (жидкости) - 6,5 т/сут.

Под приобщением подразумевается дострел ранее не вскрытого пласта в совместную эксплуатацию. В скважинах достреливался пласт БВ101. Всего за период разработки Ван-Еганского месторождения проведено 10 приобщений, дополнительная добыча нефти составила 70,2 тыс. т нефти. Успешность приобщений составила 40%.

Возвраты с пласта БВ102 на пласт БВ101 проведены в 3 скважинах - №№82, 60, 39 [8,9].

Эффективность возвратов варьируется в широком диапазоне от 4,8 тыс. т. до 0,29 тыс. т. Очевидно успешность возвратов зависит от степени выработки запасов участка пласта, на который переводится скважина. Пласт БВ101 имеет хорошую проводимость, кроме того залежь имеет не большие линейные размеры (1,8 на 4,9 км). Не смотря на то, что в пласт БВ101 закачивали воду только 4 нагнетательных скважины (№№15, 28, 31, 34), низкая эффективность возвратов объясняется продвижением закачиваемой воды по пласту. При этом заводнение пласта происходило скважинами в которых он даже не вскрыт.

Операции по дострелам неперфорированной части пласта проводились в 3 скважинах (№76, 61 и 82).

В скважине №76 дебит жидкости (нефти) увеличился с 3,2 т/сут до 8,9 т/сут. Дострелы в скважинах №82 и 61 были неэффективны, в обоих случаях достреливался низ эксплуатируемого пласта, что приводило к обводнению продукции скважин.

Оптимизация работы подземного оборудования производилась по средствам замены существующего скважинного оборудования на более производительное. Всего было произведено 11 скважино-операций по оптимизации. Средний дебит жидкости увеличили с 106 т/сут до 148 т/сут.

- Ремонтно-изоляционные работы проводились в скважинах №№27, 707Р, 40. В перечисленных скважинах ликвидировали заколонные перетоки. В скважине №40 после РИР проводилось приобщение пласта БВ101. Дополнительная добыча от проведения РИР в скважине №40 составила 1648 т нефти. Работы проведенные в скважинах №№27 и 707Р были не эффективны [8,9].

.5 Анализ осложнений при эксплуатации скважин и разработке рекомендаций по их предупреждению и ликвидации

При эксплуатации скважин возможны осложнение глубинного оборудования, которые ведут к снижению подачи насоса и при не устранении осложнения - к срыву подачи и выводу из строя насоса [8,9].

На Ван-Еганском месторождении встречаются следующие виды осложнения [8]:

·отложение парафина;

·отложение солей;

·влияние газа на работу насоса;

·образование песчаных пробок;

Фонд скважин УЭЦН [8]

Достаточно острой остается проблема подбора ГНО после проведения ГТМ (ОПЗ, ГРП, бурения и тд.), большая часть отказов происходит после проведения каких-либо работ (ГРП, ОПЗ, РИР, освоение после бурения). Это говорит о качестве проводимых работ на скважинах, а также качестве предоставляемого геофизического материала и как следствие качестве подбора ГНО. Геолого-технологическим службам необходимо более тщательно проводить анализ предоставляемых материалов исследований и производить подбор оборудования по реальным данным, с учетом стабильной работы не менее гарантийного срока эксплуатации, а не под запланированный прирост.

Рост количества отказов происходит с ростом глубины спуска и снижением динамического уровня. Это происходило по причине проведения большого количества ремонтов для оптимизации (увеличение типоразмера и увеличение Нсп, снижение Ндин). Т.е. растет количество отказов по причине отложения солей в виде накипи. Действие ингибитора при высокой температуре на приеме насоса отрицательно сказывается на работе ГНО (он сам при высокой температуре откладывается на рабочих органах). С этой целью в 2009 году разработан регламент по промывке ГНО оборудования растворами кислот от отложения неорганических солей [8,9].

В 2010 году также возникла проблема засорения рабочих органов УЭЦН сульфатами бария после бурения и проведения ГРП. Если в 2008 и 2009 году отмечались единичные случаи выпадения баритов, то за 2010 год произошло 77 отказов в 61 скважине все скважины после бурения и проведения ГРП. Механизм отложения выглядит следующим образом: скважина после запуска в работу в течении 1-15 суток резко снижает подачу, промывки солевым раствором, нефтью, обработки ингибитором солеотложений, 4% раствором кислоты эффекта не дают. На скважине происходит еще 2 - 3 отказа наработка с каждым разом увеличивается на 15-20 суток. После этого скважина выходит на нормальный режим работы, и каких либо отложений не наблюдается. Необходимо срочное привлечение профильных институтов для определения причины выпадения солей бария и разработки мероприятий по недопущению таких отказов.

Еще одной проблемой, напрямую влияющую на наработку на отказ, и увеличивающую затраты по добыче нефти, является вынос пропанта из пласта, на скважинах после проведения ГРП.

Еще одной из острейших проблем напрямую влияющую на наработку на отказ и количество ремонтов, является «не герметичность НКТ», по НКТ имеющей большую наработку (нар. НКТ 1387 суток), кроме этого по причинам некачественного ремонта НКТ проведено 30 ремонтов. В общем увеличение на 26,5 ремонтов. Проведенный анализ наработки НКТ находящихся в скважинах показывает что, средняя наработка одной НКТ значительно превышает установленный гарантийный срок эксплуатации: для новой НКТ -730 суток, для ремонтной 470 суток.

По причинам связанным с нарушением технологии ПРС проведено 63 ремонта, что на 3,5 отказа меньше аналогичного показателя за 2009 год.

Фонд скважин ШГНУ [8,9]

Наибольшее количество отказов ШГНУ произошло по причине истирания НКТ штангами истирания происходят на НКТ имеющей наработку около 3 лет. По причинам связанным с нарушением технологии ремонта оборудования проведено 29,5 ремонтов увеличение на 3 ремонта.

Подведение итогов работы с механизированным фондом скважин.

В течении отчетного периода достигнуто снижение количества отказов УЭЦН и ШГНУ по вине цехов добычи. Достигнуто увеличение наработки на отказ по УЭЦН на 50 суток по сравнению с 2009 годом. Допущены ремонты по причине «бесконтрольной эксплуатации», «неправильный подбор». Необходимо усилить работу с цехами добычи в плане подбора глубинно - насосного оборудования. На удовлетворительном технологическом уровне [7,8].

.6 Анализ эффективности действующей системы поддержания пластового давления Ван-Еганского месторождения

Закачка воды в нагнетательные скважины объектов разработки в целях поддержания пластового давления (ППД) ведется на месторождении с 1988 года.

С начала эксплуатации месторождения основным источником водоснабжения системы ППД являлась пресная вода, дополнительным источником сточная вода. В начальный период организации закачки наблюдалось увеличение объемов закачки пресной воды [7,8,9].

Пресная вода подавалась в систему ППД по низконапорному магистральному водоводу диаметром 530 мм, толщиной стенки 7 мм. Пресная вода подавалась с Аганского водоподъема.

После 1991-1992 гг. сточная вода, в связи с увеличением обводненности продукции добывающих скважин, становится основным источником водоснабжения системы ППД месторождения.

Если в 1991 году, потребные объемы закачки более чем на 42% обеспечивались подтоварной водой, то в 1993 году потребные объемы закачки на 80% обеспечивались подтоварной водой. В 2000-2003 гг. для заводнения пластов стабильно использовали 5,4-6,2 млн. м3 сточной воды. Начиная с 2004 года, объемы закачиваемой воды значительно увеличились и составили 8,9-17,2 млн. м3 сточной воды [7,8,9].

В настоящее время, по состоянию на 01.01.2010 г., сточная вода является основным источником водоснабжения системы ППД Ван-Еганского месторождения. На 01.01.2010 г. было добыто вместе с нефтью 19751,723 тыс. м3 воды, а объем закачки в целях ППД за 2009 год составил 17230,849 тыс. м3.

По состоянию на 1.01.2010 г. общий накопленный объем закачки воды с целью поддержания пластового давления составил 85916,084 тыс. м3.

За рассматриваемый период, по некоторым объектам разработки, кроме объектов разработки АВ11, АВ12, БВ31, БВ5, ЮВ1 объемы закачиваемой воды по годам то увеличивались, то снижались [8].

По объектам разработки АВ11 и АВ12 объемы годовой закачки воды небольшие и составляют соответственно 6,1% и 7,5% от общего объема закачки на месторождении.

По объекту разработки АВ7+АВ70 в последние годы наблюдается значительное увеличение объемов закачиваемой воды, в 2009 году закачка воды увеличилась по сравнению с предыдущим периодом на 94,6 м3, по сравнению с 2008 годом более чем в три раза.

Из всех объектов, которые находятся в разработке, максимальные объемы воды были закачаны для ППД объекта разработки БВ31, и закачка воды составила в 2009 году 3157,6 тыс. м3. В последние 6-7 лет эксплуатации объекта, объемы закачки постепенно увеличивались и составили 1,2-3,2 млн. м3 в год.

Минимальный объем закачки воды по объекту разработки БВ4 -126,4 тыс. м3 [8].

По объекту разработки БВ5 система ППД реализована с 1997 года, объемы закачиваемой воды постепенно увеличивались, в 2010 году закачка воды составила 2543 тыс. м3. Объем закачки составляет 14,5% от общего объема закачки воды на месторождении.

По объекту разработки БВ6, до 1996 года объемы закачиваемой воды были незначительными, но потом постепенно увеличивались, и в 1997-2010 гг. составили 1,5-1,7 млн. м3 в год. В 2009 году закачка составила 2467 тыс. м3, больше по сравнению с предыдущим периодом (2248,8 тыс. м3-в 2008 году). Объем закачки составляет 14.3% от общего объема закачки на месторождении.

По объекту разработки БВ82 объемы закачиваемой воды то увеличивались, то снижались. В последние годы (2001-2003 гг.) закачка воды отличается незначительно, с 2004 года наблюдается увеличение. В 2010 году закачка воды составила 1151,1 тыс. м3, больше по сравнению с предыдущим годом в 1,26 раза. Объем закачки составляет 6,7% от общего объема закачки на месторождении [8].

По объекту разработки ЮВ1 объемы закачиваемой воды по годам то увеличивались, то снижались. В 2001-2003 гг. объемы закачки воды отличались незначительно, с 2004 года наблюдается значительное увеличение объемов закачиваемой воды. В 2010 году закачка воды составила 2145,6 тыс. м3, больше по сравнению с предыдущим годом в 1,1 раза. Объем закачки составляет 12,4% от общего объема закачки на месторождении.

По состоянию на 01.01.2010 г. общий накопленный объем закачки воды с целью поддержания пластового давления составил 85,92 млн. м3 [8].

По всем объектам разработки, с начала организации системы ППД до 2004 года, фактические объемы закачки воды были ниже проектных значений. В 2010 году практически по всем по объектам разработки месторождения, кроме объекта разработки БВ4, фактические объемы закачки воды были выше проектных значений.

Графически динамика годовых фактических и проектных объемов закачки воды в целом по месторождению за последние 6-7 лет разработки представлена на рис. 3.6. В целом по месторождению, после 2007 года, фактические объемы закачки воды выше проектных значений [8].

4. Техническая часть

.1 Конструкция скважин

Конструкция скважины в части надежности, технологичности и безопасности должна обеспечивать [1,2,8,9]:

-максимальное использование пластовой энергии продуктивных горизонтов в процессе эксплуатации за счет выбора оптимального диаметра эксплуатационной колонны и возможности достижения проектного уровня гидродинамической связи продуктивных отложений со стволом скважины;

-применение эффективного оборудования, оптимальных способов и режимов эксплуатации, поддержания пластового давления, теплового воздействия и других методов повышения нефтеотдачи пластов;

-условия безопасного ведения работ без аварий и осложнений на всех этапах строительства и эксплуатации скважины;

-получение необходимой горно-геологической информации по вскрываемому разрезу;

-условия охраны недр и окружающей среды, в первую очередь за счет прочности и долговечности крепи скважины, герметичности обсадных колонн и кольцевых пространств, а также изоляции флюидосодержащих горизонтов друг от друга, от проницаемых пород и дневной поверхности;

-максимальную унификацию по типоразмерам обсадных труб и ствола скважины.

Оптимальное число обсадных колонн и глубины установки их башмаков при проектировании конструкции скважин определяются количеством зон с несовместимыми условиями проводки ствола по градиентам пластовых (поровых) давлений гидроразрыва (поглощения) пластов, прочности и устойчивости пород [8,9].

Башмак обсадной колонны, перекрывающий породы, склонный к текучести, следует устанавливать ниже их подошвы или в плотных пропластках.

До вскрытия продуктивных и напорных водоносных горизонтов должен предусматриваться спуск минимум одной промежуточной колонны или кондуктора до глубины, исключающей возможность разрыва пород после полного замещения бурового раствора в скважине пластовым флюидом или смесью флюидов различных горизонтов и герметизации устья скважины [2,8].

При разработке конструкции скважины учтены следующие геологические особенности разреза:

Месторождение располагается в зоне распространения мерзлых горных пород (МП).

Мерзлые породы представлены только реликтовой мерзлотой, кровля которой залегает на глубинах 150 - 230 м, а подошва опускается до 400 - 450 м., температура - до минус 0,50 С, льдистость - до 0,25. Люлинворская свита залегает в интервале 400 - 520 м. Пластовое давление гидростатическое и АВПД пласта Ю1, коэффициент анамальности 1,18-1,20 [8].

Типовая конструкция добывающих и нагнетательных скважин

Конструкция скважин на Ван-Еганском месторождении в целом соответствует требованиям технологических проектов и состоит из направления, кондуктора и эксплуатационной колонны (рис. 4.1) [2,8].

Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 50 м и цементируется до устья. Спуск направления предотвращает обрушение верхних неустойчивых пород, размыв устья скважины, загрязнение поверхностных вод.

Объем буферной жидкости (вода) - 3 м3. Цемент марки ПЦТ 1-50 ГОСТ 1581-96 затворяется на 6% водном растворе хлористого кальция. Водоцементное отношение - 0,45-0,50. Возможно применение цемента ПЦТН-50, либо «Аркцемент». Плотность цементного раствора - 1860 кг/м3. Продавочная жидкость - буровой раствор [2,8,9].

Кондуктор диаметром 245 мм в добывающих скважинах опускается на глубину 400-600 м с целью перекрытия верхних водоносных горизонтов. В нагнетательных скважинах используется удлинённый кондуктор длиной 650-800 м с целью перекрытия неустойчивых глин. Кондуктор комплектуется из трубы отечественного производства, из группы прочности стали «Д» с резьбовыми соединениями ОТТМА. Смазка резьбовых соединений - Р-402, либо другая. Продолжительность промывки забоя - не менее двух циклов. Проработка производится только при осложнении ствола. Перед спуском кондуктора ствол скважины шаблонируется компоновкой бурильной колонны (КНБК), используемой при ведении последнего долбления. Низ кондуктора оборудуется башмаком БК-245, обратный клапан ЦКОД-245-2, центраторы ЦЦ-245/295-320-4 устанавливаются на нижних двух трубах и два в интервале спуска направления (по одному в нижней и верхней частях). В интервале направления можно использовать центраторы типа ЦЦ-1. Скорость спуска кондуктора - не более 1,0 м/с. Продолжительность промывки забоя после спуска колонны не менее 1,5 циклов с доведением параметров бурового раствора до проектных значений. Цемент ПЦТ 1-50, водоцементное отношение - 0,45-0,50. Последние 10 т затворяются на 6% водном растворе хлористого кальция. Возможно применение цемента ПЦТН-50, или «Аркцемент». Плотность цементного раствора - 1860 кг/м3. В интервале выше 300 м рекомендуется размещать раствор из цемента марки ПЦТ 111-Об4-50, плотностью 1420 кг/м3. Объем буферной жидкости (вода) - 8 м3. Продавочная жидкость - буровой раствор. Высота подъема цементного раствора до устья [2,8,9].

Эксплуатационная колонна спускается на 50 м ниже подошвы продуктивного пласта. Используются обсадные трубы диаметром 146 мм или 168 мм с резьбовыми соединениями типа Батресс или БТС [2,8].

После проведения заключительного каротажа ствол скважины шаблонируется компоновкой бурильного инструмента (КНБК), используемой при проведении последнего долбления, а при необходимости прорабатывается с ограничением скорости проработки. Продолжительность промывки скважины на забое не менее двух циклов с приведением параметров бурового раствора до проектных значений.

Низ колонны оборудуется башмаком БК-146, обратный клапан ЦКОД-146-1. Центраторы ЦЦ2-146/216-245 устанавливаются через 10 м в интервале всех продуктивных горизонтов, включая участки на 20 м выше кровли и на 20 м ниже подошвы каждого объекта. Кроме того, два центратора (через 10 м) устанавливаются непосредственно выше башмака кондуктора, по одному на второй и пятой сверху трубах. В случае, если в добывающих скважинах на расстоянии 2-8 м от продуктивного горизонта располагается водоносный горизонт, в перемычке, разделяющей их, устанавливается заколонный пакер типа ПГПМ. В нагнетательных скважинах такой же пакер устанавливается при толщине перемычки до 12 м. Если перемычка менее 2 м или отсутствует, то применяется пакер типа ПЗМ. Допускается установка пакеров новых конструкций по рекомендации и инструкции разработчика. Скорость спуска колонны до кровли покурской свиты - не более 1.0 м/с, ниже - не более 0.4 м/с. Промежуточные промывки производятся начиная от кровли покурской свиты, через каждые последующие 300 м с продолжительностью промывки не менее 0.5 цикла, на забое - не менее двух циклов с доведением параметров бурового раствора до заданных значений. Тампонажные растворы нормальной плотности (1830 кг/м3) перекрывается интервалом от забоя на 150 м выше кровли верхнего горизонта (1918 м). С целью уменьшения гидростатической нагрузки на эксплуатационный объект и обеспечения проектной высоты подъема цементного раствора применяют тампонажный раствор малой плотности (гельцемент, ρ = 1400 кг/м3). Гельцементом цементируют верхнюю часть разреза: от уровня цементировки нормальным цементом и выше башмака кондуктора на 150 м (450 м) [2]. Рецептуры тампонажных растворов во всех случаях уточняются в лаборатории для конкретных партий материалов [8,9].

Контроль процесса цементирования осуществляется станцией СКЦ-2М.

В нагнетательных скважинах подъём тампонажного раствора за эксплуатационной колонной до устья.

4.2 Обвязка устья скважин

Оборудование устья скважины обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции и регулирование режима эксплуатации и возможность проведения различных технических операций. Герметичность вывода кабеля и НКТ достигается с помощью разъемного конуса, вставляемого в крестовину, резинового уплотнения и фланца. Для отвода затрубного газа в линию нефтесброса монтируется обратный канал [9].

На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т.е. соединяются частью оборудования скважины, называемой колонной головкой.

Колонная головка жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций.

Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину.

Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких связанных между собой элементов - катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважин [9].

Нарушение надежности колонной головки неизбежно приводит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникновения пожаров, взрывов, несчастных случаев.

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру (рис. 4.2) и манифольд. Фонтанной арматурой оборудуют фонтанные нефтяные и газовые скважины. Ее устанавливают на колонную головку. Фонтанные арматуры изготавливают (ГОСТ 13846-84) по восьми схемам для различных условий эксплуатации. Их классифицируют по конструктивным и прочным признакам [9]:

. Рабочему давлению (7, 14, 21, 35, 70, 105 МПа);

. Схеме исполнения (восемь схем);

. Числу спускаемых в скважину труб (один и два ряда концентричных труб);

. Конституции запорных устройств (задвижки, краны);

. Размерами проходного сечения по стволу (50-150 мм) и тоновым отводам (50-100 мм).

Фонтанная арматура предназначена для герметизации устья скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации, а так же для проведения различных технологических операций: направления продукции скважины в выкидную линию, регулирования режима эксплуатации, установки специальных устройств при спуске скважинных приборов или скребков для очистки труб от парафина, замера давления и температуры среды.

Она может включать в себя либо один или два тройника (одно или двухъярусная тройниковая арматура, либо крестовину (крестовая арматура)). Двухструнная (двухъярусная) тройниковая и крестовая конструкции елки целесообразны в том случае, если не желательны остановки скважин, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первая от ствола запорное устройство запасным. Двухъярусную тройниковую арматуру рекомендуют для скважин, в продукции которых содержатся механические примеси [9]. Сверху елка заканчивается колпаком (буфером) с трехходовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину глубинных приборов и устройств вместо буфера становится лубрикатор.

4.3 Анализ первичного вскрытия продуктивных пластов и крепления скважин и применяемого оборудования и инструменты

Первичное вскрытие продуктивного пласта рекомендуется производить после полной замены полимерглинистого раствора на биополимерный, аэрированный или другие виды растворов (в соответствие с РД 5753490-006-2004) с целью обеспечения вскрытия на режиме равновесия [2,8,9].

При бурении на режиме равновесия проектируется использование бурового раствора с плотностью - 1000-1002 кг/м3, обеспечивающей минимальную репрессию на вскрытый пласт.

С целью оценки эффективности способов первичного вскрытия необходимо провести работы на различных растворах.

Глинистые растворы

Низкая плотность бурового раствора достигается путем очистки от избытка твердой фазы ранее использовавшегося раствора с помощью центрифуги.

Процесс вызова притока следует начинать с замены промывочной жидкости в скважине на жидкость с меньшим удельным весом, то есть обычно на «техническую» воду и, в отдельных случаях, с воды на нефть. Если при переходе на воду или на нефть притока из пласта не получено, то вызов притока производят путем вытеснения жидкости при помощи азотной установки высокого давления по методу компрессирования, аэрации жидкости (применение пенных систем) или струйными насосами [2,13,14].

Вскрытие продуктивного пласта рекомендуется осуществлять утяжеленным буровым раствором, представляющий собой глинистый раствор, обработанный частично гидролизованным полиакриламидом Poly Kem D - выполняющим роль флокулянта и сополимером полиакрилата натрия, Kem Pas - выполняющего роль стабилизатора суспензии, утяжеленные сульфатом бария или железистые (гематитовый), имеющим следующие параметры: водоотдача не более 3-5 см3 за 30 минут; условная вязкость 55-60 секунд, статическое напряжение сдвига за 10 секунд 40 дПа. Плотность бурового раствора должна быть минимальной (для снижения зоны проникновения фильтрата в пласт) и, в то же время, обеспечивающей безаварийную проводку ствола скважин.

Рекомендуемый компонентный состав раствора представлен в таблице 4.1.

При вскрытии и бурении продуктивного пласта целесообразно применение солевых биополимерных растворов (СБР), обеспечивающих сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов.

Таблица 4.1. Рекомендуемый компонентный состав раствора

Состав раствора и показатели свойствСодержание реагентов, кг/м3Kem Pas1,1-1,7Poly Kem D0,3-0,45Графит2,7-3,4УтяжелительДо необходимой плотности

Из всех применяемых типов промывочных жидкостей наименьшее отрицательное воздействие на продуктивные пласты при вскрытии оказывают биополимерные системы. Это системы на водной основе с минимальным содержанием твердой фазы, их достоинством является гибкость при выборе плотности, солености и ингибирующей способности для конкретных условий бурения. Общее содержание твердой фазы в растворе поддерживается на низком уровне с целью предотвращения загрязнения пласта и повышения гидравлической эффективности. Для бурения боковых стволов может также рекомендоваться раствор СБР (СБРК - с кольматантом (резиновая крошка)), разработанный ОАО «Иртышнефтегаз», который создает плотный кольматационный экран небольшой толщины, фракционный состав мраморной крошки подбирается индивидуально с учетом коллекторских свойств продуктивного горизонта.

Инвертно-эмульсионные растворы (ИЭР)

ИЭР готовятся на основе водной фазы, нефтяной среды и различных стабилизаторов, эмульгаторов и наполнителей. Подобные растворы отличаются хорошо регулируемой вязкостью, плотностью, обладают достаточной стабильностью, малым отстоем и фильтруемостью [8,9].

Основные преимущества:

·Сохранение естественной проницаемости коллектора;

·Сокращение времени на освоение скважин;

·Возможность регулирования плотности в пределах от 850 до 2300 кг/м3;

·Оптимальные реологические свойства, обеспечивающие эффективный вынос выбуренного шлама, хорошие смазочные свойства;

·Высокая термостойкость (до 150°С), длительная агрегативная и седиментационная стабильность;

·Устойчивость к полиминеральной и сероводородной агрессии, хорошие антикоррозионные свойства;

·Инертность и минимальное разупрочняющее действие к породам;

·Устойчивость к загрязнению (отсутствует наработка);

·Высокая эффективность работы очистных устройств;

·Низкая токсичность и биоразлагаемость РУО-ИЭР на основе СБУЖ;

·Возможность рециркуляции и многократного повторного использования (коэффициент повторного использования 0,9).

Полимерные растворы

Для реализации щадящей технологии первичного вскрытия и проводки боковых стволов рекомендуется использовать разработанные НПО «Бурение» новые эффективные материалы, не загрязняющие продуктивные пласты [8,9]:

·ПАВ комплексного действия ЭТН ПКД-515 (ТУ 2458-005-12977543-2003), снижающий негативное влияние буровых растворов и других технологических жидкостей на проницаемость нефтяных пластов. Реагент обеспечивает повышение продуктивности нефтяных скважин за счет регулирования нефтесмачиваемости пород и межфазного натяжения.

·Бентонитовый структурообразователь для полиминеральных растворов ПБМС (ТУ 2458-302-00147001-2004).

Также на месторождении могут быть испытаны экологически чистые буровые растворы зарубежных фирм.

Безглинистый состав растворов позволяет достичь высоких стабильных реологических характеристик и свести к минимуму загрязнение призабойной зоны продуктивных горизонтов и необходимость работ по очистке ПЗП и интенсификации притока (таблица 4.1) [8,9].

Таблица 4.2. Рекомендуемые свойства безглинистых полимерных растворов

ПараметрыЕд. изм.«MI Drilling Fluids»«POLYXAN-L»Плотность растворакг/м31020-10601020-1060Условная вязкостьс/л37 - 4520 - 25Пластическая вязкостьмПа´с9 - 1212 - 15Динамическое напряжение сдвигаПа15 - 20СНС (10 сек/ 10 мин).Па8/15 - 15/253/15 - 5/15Катионообменная активность растворакг/м3< 5< 5Содержание твердой фазы%< 8< 7Жесткость по Ca2+мг/л< 200< 200Содержание хлорид-ионовмг/л14000 - 19000< 20000РНед.7,5 - 99,0 - 9,5Водоотдачасм3/30 мин.6 - 84 - 5

.4 Анализ вторичного вскрытия пластов с указанием применяемого оборудования

Перфорационные системы [9]

Для обеспечения высокой эффективности, а также, предотвращения фугасного и загрязняющего воздействия на призабойную зону пласта, вторичное вскрытие предлагается осуществлять корпусными кумулятивными перфорационными системами типов ПКО-89С, ПК-105С, ПК-105, ПК-103 (таблица 4.2).

Для скважин с близким расположением водоносных пропластков рекомендуются щадящие типы перфорации - гидропескоструйная перфорация или сверлящая, перфоратором ПС - 112. Этот перфоратор, в случае необходимости, позволяет осуществлять избирательное вскрытие пласта, представленного чередованием проницаемых и непроницаемых прослоев.

Таблица 4.3. Сравнительная характеристика перфорационных систем

Перфорационная системаТип ВВФаза, град.Плотн. отв/мВес ВВ, гДиаметр отв., смГлуб. пробития по песчанику, / с Кп=20% /2» (51 мм) ПредаторНМХ60206,50,56612-3/4» (70 мм) ПредаторНМХ6020150,71883-3/8» (89 мм) Альфа-ДжетНМХ9013281,27593-3/8» (89 мм) ПредаторНМХ9013321,251114» (102 мм) Альфа-ДжетRDX9013321,271084» (102 мм) Альфа ДжетНМХ9013321,251234» (102 мм) ПредаторНМХ901338,51,251444-1/2» (115 мм) ПредаторНМХ6016,438,51,19156

Рекомендуемая плотность перфорации при использовании кумулятивных перфораторов 10 - 12 отв. на 1 м толщины пласта. Перфорацию необходимо осуществлять на депрессии в кислотной среде на НКТ [9].

Перфорационные среды и жидкости глушения

Традиционные солевые растворы, применяемые в качестве жидкостей глушения, ухудшают фильтрационные свойства ПЗП. Это происходит за счет набухания глинистых отложений в поровых каналах и образования водонефтяных эмульсий [9].

В качестве перфорационной жидкости и жидкости глушения в скважинах месторождения предлагается использовать:

·инвертно-эмульсионные растворы;

·жидкость глушения на основе полисахаридов и гелирующего комплекса «Химеко-В» (ПСЖГ);

·индифферентные растворы (ИР) на основе солей калия и аммония с добавлением ПАВ и взаиморастворимых органических растворителей.

Индифферентные растворы имеют в своем составе водную основу. ИР можно использовать как жидкость глушения и как перфорационную среду.

Жидкость глушения на основе полисахаридов и гелирующего комплекса «Химеко-В» (ПСЖГ) - представляет собой низковязкий полисахаридный водный гель на основе гелирующего комплекса «Химеко-В». Гель термостабилен при температуре 90˚С и обладает низкой фильтрацией - от 0 до 0,5 мл/30 мин по ВМ-6. Условная вязкость раствора при истечении 100 мл из 200 мл, 5-30 сек по ВБР-1 [7,9].

4.5 Оборудование скважин

скважина месторождение геологический

Оборудование для эксплуатации скважин фонтанным способом

Скважины оборудованы лифтом диаметром 60 мм, 73 мм и комбинированным лифтом - 60, 73 мм, средняя глубина подвески НКТ - 1500 м [2,8,9].

Раньше процесс фонтанирования был неконтролируемым и неуправляемым. При высоких дебитах и рыхлых песчаных коллекторах происходило быстрое гидроабразивное изнашивание эксплуатационной колонны скважины, приводящее к ее разрушению, а часто и к разрушению всего ствола скважины.

Для предотвращения этого и увеличения КПД подъемника в скважину начали спускать колонну фонтанных труб. Для управления фонтанированием скважины начали применять сменные штуцеры - дроссели, позволяющие изменением размера отверстия регулировать противодавление на пласт и вследствие этого дебит жидкости. Для замены штуцера или выкидной линии, например из-за износа, возникала необходимость перекрытия скважин запорным устройством, что приводило к ее остановке. Для непрерывности ее работы стали применять фонтанную арматуру, состоящую из трубной головки и елки, обеспечивающей возможность резервирования выкидных линий - струн.

В результате к настоящему времени оборудование для эксплуатации скважин фонтанным способом резко усложнилось. Оно состоит из четырех основных частей: колонны труб, оборудование низа колонны, оборудование устья, т.е. фонтанной арматуры, и обвязки устьевого оборудования, обычно называемой манифольдом [9].

Фонтанная арматура выполняет несколько функций, главные из которых: удержание на весу колонны НКТ, спущенной в скважину, герметизация затрубных пространств и их взаимная изоляция. Обеспечение возможности регулирования режима работы скважины в заданных пределах, непрерывности ее работы как внутри самой скважины, так и на поверхности.

В дальнейшем, фонтанные скважины с рентабельным дебитом переводятся на механизированный способ добычи.

Установка скважинного центробежного электронасоса

Установка погружного центробежного насоса (рисунок 4.3.) [9] состоит из погружного агрегата, включающего специальный погружной маслонаполненный электродвигатель, протектор и центробежный многоступенчатый насос, специальный кабель, прикрепленный к колонне НКТ хомутами. С помощью устьевого оборудования, установленного на колонной головке эксплуатационной колонны, подвешена колонна НКТ. На поверхности рядом со скважиной устанавливается кабельный барабан и автотрансформатор увеличения глубины спуска погружного агрегата, а во время подземного ремонта на него наматывается кабель, спущенный в скважину. Выше насоса устанавливается обратный клапан, облегчающий пуск после ее простоя, а над обратным клапаном - спускной клапан для слива жидкости из внутренней полости НКТ при их подъеме.

Для подъема жидкости на Ван-Еганском месторождении применяются модульные электропогружные насосные установки типа УЭЦНМ, УЭЦНД, 1ВННП5, 2ВННП5, производительностью 30-200 м3/сут., напором 1300-2000 м. отечественного производства, импортной установкой типа 460 TDK-140 [8,9].

Оборудование устья скважины, для эксплуатации УЭЦН, обеспечивает удержание на весу колонны НКТ вместе с агрегатом и кабелем, отвод в манифольд продукции скважины, герметизацию пространства между обсадной колонной и колонной НКТ, ввод кабеля, перепуск газа из межтрубного пространства при увеличении его давления в манифольд, установку приборов для исследования скважин - манометров для измерения давления в колонне НКТ и межтрубном пространстве, измерение уровня жидкости в скважине и т.д.

Устьевое оборудование включает трубную головку, в которой размещены разъемный корпус и уплотнения, герметизирующие кабель и НКТ. Уплотнение поджимается разъемным фланцем. Для выпуска газа из затрубного пространства предусмотрено колено, соединяющее межтрубное пространство через обратный клапан с манифольдом. Трубная головка снабжена отверстием для присоединения приборов, используемых при исследовании скважин [9].

Установка штангового глубинного насоса

Схема ШГНУ включает оборудование: а) наземное - станок-качалку, оборудование устья; б) подземное - насосно-компрессорные трубы, штанги насосные, штанговый скважинный насос и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях [9].

Основные причины отказов ШГНУ - негерметичность клапанов, износ пары «цилиндр - плунжер». Практически во все скважины спущены не вставные насосы типа ШГНУ: НВ1БМ, НВ2БМ, НН2БМ с диаметром плунжера 32 мм, 44 мм и 57 мм. Отличительной особенностью работы скважин с ШГНУ является [8,9]:

·высокие значения газового фактора и давления насыщения нефти;

·вредное влияние газа;

·отложение солей;

·трудности вывода на режим, связанные с частым глушением скважин;

·проникновение газа в изоляцию кабеля.

Около половины скважин работают с газосодержанием более 15%. В этих скважинах необходимо увеличить подвески насоса или установить газовый якорь. Наиболее продуктивные скважины рекомендуются к переводу на УЭЦН. В дальнейшем установки ШГНУ найдут применение на низкодебитных скважинах, эксплуатация которых установками УЭЦН осложнена и приводит к низкой наработке на отказ.

Принципиальная схема скважинных штанговых насосов представлена на рисунке 4.5 [9].

При ходе плунжера вверх нагнетательный клапан под действием жидкости закрывается и вся жидкость, находящаяся над плунжером, поднимается вверх на высоту, равную длине хода плунжера. В это время скважинная жидкость через всасывающий клапан заполняет цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывается нагнетательный клапан. В цилиндр погружаются штанги, связанные с плунжером. Таким образом, ШГНУ - поршневой насос одинарного действия, а в целом комплекс из насоса и штанг - двойного действия. Жидкость из НКТ вытесняется через тройник в нефтесборный трубопровод [9].

4.6 Состав и техническая характеристика системы ППД

В настоящее время заводнение - высокопотенциальный и освоенный метод разработки и увеличения нефтеотдачи пластов, применяемый практически при всех геолого-физических и технико-технологических условиях, кроме гидрофобных коллекторов, высоковязких нефтей и сильно заглинизированных малопроницаемых пластов.

Поддержание пластового давления (ППД) заводнением требует использования больших объемов качественной воды. Решение проблемы водоснабжения сводится к изысканию надежного и водообильного источника (с оценкой запасов и возможных расходов воды), обоснованию качества воды и разработке технологии ее подготовки. Потребность составляет 1,5 - 2 м3 воды на 1 т добытой нефти. Расход закачиваемой воды определяется стадией разработки месторождения.

Качество воды включает наличие хороших нефтевытесняющих свойств, небольшое содержание механических примесей и эмульгированной нефти, отсутствие снижения проницаемости пласта (приемистости нагнетательных скважин), отсутствие в воде сероводорода, диоксида углерода, кислорода, водорослей и микроорганизмов. Допустимое содержание механических примесей и эмульгированной нефти принимают с учетом проницаемости и трещеноватости пород до 5 - 50 мг/л. Диаметр фильтрационных каналов должен быть в 3 - 6 раз больше диаметра частиц.

В настоящее время на Ван-Еганском месторождении используют воды: открытых водоемов (реки Вах), сточные (состоят в основном из пластовых, добываемых вместе с нефтью).

В системах заводнения используется более 60% сточных вод, остальной объем все еще закачивается в поглощающие скважины или сбрасывается в бессточные испарители. Сброс промысловых сточных вод в водоемы полностью прекращен. Следует отметить, что система поддержание пластового давления динамична: сначала используются воды внешних источников, а затем - пластовая вода по замкнутому циклу (безотходное производство).

Водозаборные сооружения (водозаборы) и водоочистная станция включают в себя также буферные емкости для резерва воды, обеспечивающего обычно шестичасовую непрерывность водоподачи при ремонтных установках или авариях (порывах водопроводов и т.д.).

Буферные емкости - это подземные железобетонные или наземные обогреваемые и стальные теплоизолированные резервуары. Водозаборы и насосные станции 1-го подъема предназначены для забора воды из источников и подачи ее на водоочистную станцию или насосную станцию 2-го подъема. Водозаборы бывают открытого и закрытого типов. Предпочтителен водозабор закрытого типа, или так называемый подрусловый, который обеспечивает подачу воды, почти не содержащей механических примесей. В данном случае вода поступает из водозаборных скважин глубиной 10 - 50 м (на Ван-Еганском месторождении 40-55 м), пробуренных на подрусловый слой галечника или песка. Предпочтение отдается сифонному водозабору, который на 15 - 25% дешевле индивидуального.

Устье каждой скважины размещается в колодце и с помощью приемного коллектора подсоединяется к вакуумным котлам. В этих котлах посредством вакуумных насосов создается вакуум до 0,08 МПа. Вакуум - котлы высотой около 7 м устанавливают вместе с центробежными электронасосами насосной станции 1-го подъема в бетонной шахте глубиной 9 - 17 м. Вода под вакуумом поступает в вакуум - котлы, а дальше подается насосами в буферные емкости насосной станции 2-го подъема.

Водоочистная станция предназначена для подготовки воды, поступающей из открытого водозабора. Подготовка воды должна включать следующие системы:

а) фильтрационную для удаления из воды механических примесей;

б) обескислороживания воды и удаления коррозионно - активных газов;

в) бактерицидной обработки воды для подавления бактерий;

г) солевой обработки воды, обеспечивающей совместимость ее с пластовой;

д) автоматизированного управления подготовкой воды и контроля за ее качеством в основных точках системы подготовки и на устье нагнетательных скважин.

Устья нагнетательных скважин оборудуют специальной нагнетательной арматурой, рассчитываемой на рабочие давления 21 и 35 МПа и температуру не выше 1200С (АНК 1-65*210 и АНК 1-65*350). Основные ее части - трубная головка и елка. Трубная головка состоит из крестовины, задвижек и быстросборного соединения, предназначенного для подключения нагнетательной линии к затрубному пространству при выполнении ремонтных и интенсифицирующих работ. Елка состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана.

4.7 Состав и техническая характеристика системы сбора и подготовки нефти и газа

В настоящее время месторождение практически обустроено, в системе обустройства имеются [2,8,9]:

·система нефтегазосборных трубопроводов;

·кустовая насосная станция (КНС) производительностью 2,6 тыс. м3/сут;

·дожимная насосная станция (ДНС) с аварийным резервуаром и установкой предварительного сброса пластовой воды (УПСВ) производительностью по жидкости 10 тыс. м3/сут;

·куст водозаборных скважин;

·система высоконапорных водоводов;

·трансформаторная подстанция ПС 35/6 кВ;

·высоковольтная линия ВЛ-35 кВ протяженностью 23 км;

·высокольтная линия ВЛ-6 кВ;

·сеть внутрипромысловых автомобильных дорог протяженностью 21 км;

Подготовка нефти Ван-Еганского месторождения до товарных кондиций, как и прочих месторождений НГДУ «Нижнесортымскнефть», осуществляется на Алехинском товарном парке.

Попутный нефтяной газ используется на собственные нужды (котельная при ДНС, установка «Хитер-Тритер», дежурные горелки, запал и молекулярный затвор факельной установки), а также в качестве топлива для выработки электроэнергии на Тромъеганской ГТЭС [8,9].

Объекты магистрального транспорта нефти вблизи месторождения отсутствуют. Ближайшая нефтеперекачивающая станция системы «Транснефть» расположена на территории Западно-Сургутского месторождения.

Сдача нефти в систему «Транснефть» осуществляется совместно с нефтью НГДУ Нижнесортымскнефть, Лянторнефть на Западно-Сургутском товарном парке.

На Ван-Еганском месторождении реализована однотрубная герметизированная система сбора. Продукция добывающих скважин по однотрубной напорной системе под давлением на устьях скважин 1-2 МПа, пройдя замерную установку (ЗУ), где осуществляется замер дебита скважин по жидкости, объем газа, поступает на площадку ДНС с УПСВ [8,9].

На ДНС с УПСВ продукция скважин при давлении 0,65 МПа разгазируется в сепараторах первой ступени, где производится отбор газа до 85-90%. Для защиты от превышения давления сепараторы оборудованы предохранительными клапанами. Сброс с предохранительных клапанов осуществляется на факел.

Далее жидкость подается в УПСВ (нагреватель-водоотделитель «Хитер-Тритер»), где происходит нагрев эмульсии до 25°С, отделение воды и разгазирование.

Частично обезвоженная нефть с содержанием воды до 10%, после аппарата «Хитер-Тритер» подается в сепаратор-буфер, где осуществляется вторая ступень сепарации и далее - откачивается для товарной подготовки нефти в соответствии с требованиями ГОСТ Р 51858-2002.

Отделившаяся вода из аппарата «Хитер-Тритер» направляется на очистные сооружения (РВС-3000, 2 шт.) и после очистки подается на прием КНС системы ППД Ван-Еганского месторождения [8,9].

Для интенсификации процесса разделения эмульсии на вход ДНС перед сепараторами первой ступени сепарации подается реагент-деэмульгатор.

Выделившийся в сепараторах I ступени газ поступает в газосепаратор Г-1, где освобождается от капелек жидкости унесенной с газом.

Выделившийся в сепараторах II ступени газ подается на вход газосепаратора Г-2 узла подготовки топливного газа, где происходит осаждение капельной жидкости и конденсата присутствующих в газе. Давление в сепараторах II ступени сепарации в пределах 0,3 МПа, поддерживается регулирующим клапаном КШ20-40 нж. Подготовленный в газосепараторе Г-2 газ, под давление 0,25МПа, подается на собственные нужды (котельную, трехфазный сепаратор «Хитер-Тритер», пилотные горелки факела и молекулярный затвор факельной системы) ДНС-УПСВ [8,9].

При недостаточном количестве газа II ступени сепарации на собственные нужды из газосепаратора Г-2, необходимое количество газа дополняет газ I ступени сепарации из газосепаратора Г-1.

Оставшаяся часть газа из сепараторов I ступени сепарации через узел учета газа под давлением сепарации поступает в систему газопроводов внешнего транспорта ОАО «Сургутнефтегаз» на Тромъеганскую ГТЭС мощностью 12 МВт, которая была введена в эксплуатацию в 2006 г. в районе технологической площадки ДНС Тромъеганского месторождения.

В аварийных ситуациях газ сбрасывается на факел. Согласно «Правил устройства и безопасной эксплуатации факельных систем» на факел подается топливный и затворный газ. Топливный газ обеспечивает горение дежурной горелки на факеле, а затворный газ препятствует образованию взрывоопасной смеси в факельном стволе и коллекторе [8,9].

Проектом обустройства Ван-Еганского месторождения предусмотрен факельный сепаратор, работающий по «сухому» дну. Унесенная газом жидкость перетекает в конденсатосборник и по мере накопления насосом откачивается в резервуар, либо на вход резервного насоса.

На ДНС предусмотрена площадка налива нефти в автоцистерны для обработки скважин горячей нефтью с помощью АДПМ [8,9].

Заключение

Согласно технологической схемы Ван-Еганское месторождение должно было разбуриваться 8 сетками скважин. Однако на данный момент пробурено только 3 сетки. Этаж нефтеносности составляет 53 продуктивных горизонта значительная часть которых оказывается незадействованными.

При этом многие скважины эксплуатируются с обводненностью 90% и более. Таким образом, к негативным моментам в процессе разработки Ван-Еганского месторождения можно отнести более интенсивное, чем ожидалось, обводнение продукции скважин.

При подготовке геологической части были представлены сведения о литологии и стратиграфии горных пород с отображением в виде таблиц данных о нефтегазоводоносности месторождения и зонах возможных осложнений при бурении скважин.

В технологической части были представлены данные о разработке месторождения, о системе сбора и подготовки газа, сведения о запасах нефти в продуктивных пластах месторождения.

В технической части дана информация о применяемом оборудовании. Удалось сэкономить немало финансовых активов предприятия путем применения отечественных единиц оборудования для добычи нефти.

В специальной части даны сведения о технологии ликвидации притока подошвенной воды в продуктивную зону пласта. Дан расчет технологии. Представлена графическая информация, схема расстановки оборудования.

Необходимость проведения мероприятий на нефтяных залежах по ограничению притока попутно добываемой воды не вызывает сомнений. Одним из мероприятий по снижению обводненности является ограничение притока воды к добывающим скважинам.

Водоизоляционные работы в добывающих скважинах требуют избирательного воздействия на водоподающие прослои, что обеспечивается неравномерностью проникновения водоизоляционного материала в нефте- и водонасыщенные интервалы из - за их различной гидропроводности, различия в подвижности нефти и воды, физико-химических свойств материала, а также технологических особенностей водоизоляционных работ и режима освоения скважин.

Анализ свойств большого числа водоизолирующих материалов и результатов их применения в различных геолого - технических и климатических условиях позволяет сделать вывод о том, что многие составы имеют определенный набор необходимых и важных свойств, однако составы, обладающие комплексом всех необходимых свойств, практически отсутствуют.

Проведенный анализ методов воздействия на пласт показал, с целью снижения обводненности продукции, что одним из эффективных способов на Ван-Еганском месторождении является технология водоизоляционных работ с применением инвертной эмульсии на основе материала «Полисил ДФ».

К технологическим схемам ведения водоизоляционных работ, как и конкретно к составу предъявляются определенные требования. Так, принципиальная технологическая схема не должна меняться при выполнении работ в различных геолого-технических условиях. Последовательность этапов операции должна обеспечивать стабилизацию качества ремонта при отсутствии достаточно достоверной информации об объеме. Предпочтительно, чтобы технологическая схема была приготовления раствора упрощена, т.е. не требовала особых технических средств, специального инженерного обеспечения работ или совмещения действий различных служб существующих структур. Технология должна быть достаточно гибкой при использовании различных технических средств и любой обвязки наземного оборудования.

Методы приготовления и подачи составов в пласт должны быть не трудоемкими, обеспечивать непрерывность поступления жидкостей, требовать минимального количества технических средств, а также выполнения других требований.

Благодаря физико - химическим характеристикам реагента он легко проникает в низкопроницаемые пласты и создает барьер для фильтрации воды. Дополнительным, положительным эффектом является наличие в составе инвертных эмульсий твёрдых неионогенных ПАВ, которые придают им способность значительно снижать поверхностное натяжение на границе раздела фаз порода-нефть-вода, увеличивая фазовую проницаемость нефтенасыщенных интервалов и зон пласта. Одной из положительных сторон является и то, что реагент не горюч, не взрывоопасен, с водой не образует токсических соединений и относится к мелотоксичным веществам 4 класса опасности.

При соблюдении плана-заказа выполнения работ в соответствии с правилами ведения ремонтных работ в скважинах [3], а также правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности [4] благодаря проведению капитального ремонта скважины методом отключения отдельных интервалов пласта БВ101 полимерами (КР 1-2.2) цель снижения обводненности продукции скважины будет достигнута.

Для реализации данного ремонта (КР 1-2.2) последовательность работ необходимо проводить по блок-схеме (рис. 5.11). Оснащение бригады КРС при выполнение КР 1-2.2 должно соответствовать табелю (приложение Б) При выполнение выше написанных условий, можно утверждать, что

Литература

1.Зозуля Г.П., Клещенко И.И. и др. «Методические указания по оформлению дипломных проектов для студентов специальности 130503.65 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» со специализацией «Капитальный ремонт скважин» очной и заочной форм обучения», ТюмГНГУ, Часть 1,2, Часть 2, 2009 г.

2.Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. 2003 г. ПБ 08 - 624 - 03.

3.РД 153 - 39 -023 - 97. Правила ведения ремонтных работ в скважинах. 1997 г.

4.Рекомендации по определению видов ремонтных работ в скважинах, эксплуатируемых организациями нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей, газовой и нефтехимической промышленности. Приказ №5 Минэнерго РФ от 24 июня 2008 г., РД 153-39.0-083-01 «Классификатор ремонтных работ в скважинах». ОАО «ВНИИОЭНГ». - М.:2001 г., - 22 с.

5.«Технологическая схема разработки Ван-Еганского месторождения», 1990 г.

6.«Анализ разработки Ван-Еганского месторождения (группы пластов АВ, БВ и ЮВ)», НПФ «Бинар» 2007 г.

.«Авторский надзор за разработкой Ван-Еганского месторождения», НПФ «Бинар» 2008 г.

.«Технологическая схема опытно-промышленной разработки пластов Ван-Еганского месторождения», протокол ЦКР Роснедра №3520 от 27.12.2008 г.

.Ю.А. Нифонтов, И.И. Клещенко, А.П. Телков и др. «Ремонт нефтяных и газовых скважин» - С.-Пб: АНО НПО «Профессионал», 2005.Т1-стр. 305

10.Зозуля Г.П., Клещенко И.И., Гейхман М.Г., Чабаев Л.У. Теория и практика выбора технологий и материалов для ремонтно-изоляционных работ в нефтяных и газовых скважинах: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2002. - 138 с.

11.Справочник инженера по добыче нефти. НК «ЮКОС». Москва, 2003. - 184 с.

.Временная инструкция на технологию селективного ограничения водопритоков с применением инвертной эмульсии «Полисил-ДФ», ЗАО РИТЭК-ПОЛИСИЛ, - М., 2004 г.

.Басарыгин Ю.В., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Технология капитального ремонта нефтяных и газовых скважин. Учебник для вузов. Краснодар, «Сов. Кубань», 2002. - 584 с.

.Кустышев А.В., Клещенко И.И. Ремонт скважин на месторождениях Западной Сибири. - Тюмень: «Вектор Бук», 1999. - 260 с.

.Зозуля Г.П. Расчеты при капитальном ремонте скважин: учебное пособие для вузов / Г.П. Зозуля, В.М. Шенбергер, М.Л. Карнаухов, С.И. Грачев, Г.Т. Герасимов, М.Г. Гейхман. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2003. - 188 с.

.Сулейманов А.Б. Практические расчеты при текущем и капитальном ремонте скважин / А.Б. Сулеймано, К.А. Карапетов, А.С. Яшин // Уч. пособ. для техникумов. - М.: Недра. 1984. 224 с.

.Паспорт и инструкция по эксплуатации ГУК-114.000ПС. ООО «ЮГСОН-СЕРВИС». - Тюмень, 2007. 19 с.

18.Нифантов Ю.А., Клещенко И.И., Зозуля Г.П., Гейхман М.Г., Кустышев А.В. и др. Ремонт нефтяных и газовых скважин. - С. Пб.: АНО НПО «ПРофессионал», 2005.Т1 - 314 с., Т2 - 548 с.

19.РД 39-1-306-03. Инструкция на расчет насосно-компрессорных труб. - Куйбышев: ВНИИБТ, 2003.

20.Инструкция по комплексному исследованию нефтяных и газовых скважин. Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. - М.: Недра, 1980. - 301 с.

21.Краснова Т.Л., Курушина Е.В. Методическое указание по организационно-экономической части дипломных проектов студентов специальности 130503 «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» очного и заочного обучения». - Тюмень: ТюмГНГУ, 2007.

22.Старикова Г.В. Методические указания к выполнению раздела «Безопасность и экологичность проекта» в дипломных проектах технологических специальностей. Тюмень: ТюмГНГУ, 2004 г.

23.Шеломенцева И.В. и др. Промышленная безопасность опасных производственных объектов. Часть 2. Специальные вопросы: Учебное пособие. - Тюмень: ТюмГНГУ, 2007. - 402 с.