Ремонтно изоляционные работы

Толщина свиты 112м.

Туртасская свита (Р 3-3)

Разрез олигоценовых отложений  завершает туртасская свита, сложенная глинами зеленовато-серыми, плотными, алевритистыми с редкими  прослоями и линзами алевролита светло-серого и включениями глауконита. Возраст свиты определяется как верхнеолигоценовый по споро-пыльцевым спектрам, положению в разрезе и диатомовым водорослям.

Толщина свиты 90-100м.

Четвертичная система (Q)

Четвертичные отложения сплошным чехлом покрывают почти всю территорию Среднего Приобъя. Нижняя часть разреза представлена песками серыми с прослоями алевритистых глин. Выше залегают озёрно-алювиальные глины серые, коричневатые, зелёные с растительными остатками и ледниковые образования: глины массивные с валунами, галькой и гравием. Верхняя часть представлена пачками алювиальных образований, представленных песками, глинами и суглинками. В пойменной части отложения представлены супесями, суглинками и наносными песками. 

Надпойменные террасы  сложены глинами, подстилаемыми  валунами. На заболоченных участках глины  покрыты слоем торфа. Общая толщина четвертичных образований 80м. д  СКО м³/су                                                   

 

1.5 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов

 

Нефтегазоносность месторождения  связана с нижнемеловыми и  верхнеюрскими отложениями: пластами АВ₂ и БВ₆ - вартовской, и ЮВ_1.

Продуктивные отложения  слагаются песчаниками и алевролитами, полимиктовыми и аргкозовыми, мелко - и среднезернистыми, в составе которых доминирует кварц и полевые шпаты, присутствуют обломки  доломитов, известняков. Кроме того, в продуктивные горизонты вклиниваются глинистые отложения, как по напластованию, так и по распространению, которые могут содержать в качестве конгломератов следы

полевошпатовых, кремнистых, кварцевых, глинистых пород, эффузивов  и слюд. перед СКО м³/су                                                   

Пласт АВ₂ залегает на глубине 1795 - 1840м, представлен отложениями мелководноморской и прибрежно-морской обстановки. Песчаники мелкозернистые с прослоями аргиллитов и алевролитов. Цемент глинисто - карбонатный, составляет 5 - 10%.[7]

Продуктивный пласт  БВ₆, залегающий на глубине 2150 - 2200м, сложен осадками авандельт и отмелей, представлен песчаниками с прослоями глин и песчаных алевролитов. От подошвы к кровле пласта происходит увеличение содержания глинистого материала. Цемент в песчаниках чаще карбонатный, в глинистых алевролитах гидрослюдисто-хлоритовый. По количеству не более 5% , что обуславливает высокие коллекторские свойства песчаников пласта БВ₆.

Залежь пласта БВ₆ приурочена к центральному поднятию месторождения имеет размеры 4 х 9,5км, высоту 29м, ВНК изменяется от абсолютной отметки - 2105м до 2110м. Залежь пластово-сводовая, по всей площади подстилается водой.

Пласт БВ₈ представлен песчаниками с прослоями алевролитов и уплотненных глин. Песчаники преимущественно мелкозернистые, часто алевролитистые.

К подошве пласта постепенно увеличивается количество алевролитового материала, и в нижней части сложен преимущественно алевролитами с прослоями глин и мелкозернистых песчаников.

Цемент пленочный, редко  порово-пленочный, представлен хлоритом, содержание его составляет 3 - 5%, а иногда 10%. Залежь приурочена к центральному поднятию, залегает на глубине 2220 - 2265м. Она почти по всей площади подстилается водой. За исключением трех небольших чисто нефтяных зон. ВНК на отметке 2181,5м. Размеры залежи 9,5 х 3,5км,  высота 21м. Наилучшими емкостно-фильтрационными свойствами обладают пласты  БВ₆ - БВ₈, среднее значение проницаемости достигает 0,280 - 0,321 мкм кв., пористости 0,21.

 

т  Таблица 1 - Параметры пласта ЮВ₁ Нивагальского месторождения

 

Эффективная мощность	2,10- 8,00	м
Средняя пористость	15,00 – 20,00	%
Средняя проницаемость	17,00	МД
Средняя нефтенасыщенность	46,00-59,00	%
Удельный вес пластовой нефти	0,85	т/м3
Средняя температура  пласта	88,00	0С
Модуль сдвига	11,34	(G ) × 109 Па
Модуль Юнга	30,42	109

Продолжение таблицы 1

 

Плотность объемная	2,17	г/см3
Газовый фактор	79,00	м3/т

 

( 1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

 

Осреднённые параметры физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей, воды и газа представлены в таблицах 2 - 3. Физико-химическая характеристика пластовых нефтей изучена на образцах 85 глубинных проб из 27 скважин и на образцах 107 поверхностных устьевых проб из 85 скважин основных объектов разработки. Поверхностные пробы разгазированной нефти отбирались с устья разведочных и эксплуатационных скважин при проведении испытаний. Химический состав и физические свойства пластовых вод в основном изучались по поверхностным пробам, отобранным при испытании скважин.

Как показали результаты исследований, пластовые воды преимущественно  гидрокарбонатно-натриевого типа по пласту ЮВ₁. Концентрация полезных микрокомпонентов значительно ниже промышленных кондиций и не представляет интереса в качестве источника минерального сырья (за исключением йода). Измеренная минерализация вод колеблется от 19 до 24 г/л.

Газосодержание в нефти  извлекаемой со скважин, работающих по пласту ЮВ₁, составляет  84 м³/т. [7]

 

Таблица 2  - Состав попутного газа

 

СО2	N2	C1	C2	C3	НC4	НС5	С6+	Плотность Газа при 20 град.С
1.4	3.6	88.3	3.05	2.43	0.31	0.09	0.12	0.770

 

Таблица 3  - Физико-химические свойства  пластовых нефтей

 

Пласт	Коли-чество проб	Давле- ние насыще- ния Мпа	Газосо-держание м 3/т	Объёмн. коэф-т доли единиц	Плотн. пласт. нефти г/см3	Плотн. сепарир. нефти г/см3	Вязкость мПа·с
1	2	3	4	5	6	7	8
АВ1	1	8,4	42,7	1,113	0,799	0,864	2,46
АВ2	3	8,7	50,5	1,117	0,793	0,857	1,98
АВ5-6	5	7,9	55,0	1,139	0,784	0,853	1,38

Продолжение таблицы 3

 

1	2	3	4	5	6	7	8
БВ8	-	10,2	85,0	1,221	0,750	0,846	0,92
Ачимовс. Толща  по анал.с ЮВ1	-	12,2	96,0	1,249	0,732	0,836	0,79

 

1.7 Режим разработки залежей

 

Продуктивные пласты Нивагальского месторождения  приурочены к нижнему гидрогеологическому комплексу центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна.

Область питания подземных  вод находится на юге и юго-востоке Западно-Сибирской плиты (горные сооружения), а область разгрузки - район Карского моря. Основные продуктивные пласты (АВ_1-2, ЮВ_1-2) приурочены к вартовской свите. Водонапорная система не является замкнутой. [7]  

Наивысшие абсолютные отметки  пьезометрических уровней (+1 30м- +140м) установлены на юге (г.г. Тюмень, Туринск, Петропавловск), а наименьшие- в районе п. Тазовского (+4,4- -0,3м). В районах Шпротного Приобья пьезометрическая поверхность имеет промежуточное положение.

В продуктивных пластах  Нивагальского месторождения по результатам имеющихся данных режим залежей упруго-водонапорный.

Технологическая схема  предусматривает:

• выделение на месторождении четырех самостоятельных объектов разработки;
• пласты БВ₂, БВ₃, БВ₆, БВ₇, с бурением на объекты БВ₆ и БВ₇ первоочередных скважин с целью доразведки;
• применение законтурного заводнения в сочетании с очаговым;
• выбор нагнетательных скважин при разбуривании месторождения осуществлять через два ряда на третий;
• количество законтурных нагнетательных скважин утвердить по плану АВ₂- 3 скважин;
• сетка скважин на  объект  разработки:

 АВ1 и АВ2 – равномерная,  трехугольная, с расстоянием 500 м  между скважинами;

БВ8 – равномерная, трехугольная, с расстоянием 600 м между скважинами;

• бурение 265 скважин, в том числе 52 нагнетательных, 164 добывающих, 2 специальных;
• общий фонд на весь срок разработки 250 скважин;
• способ добычи - механизированный;
• давление на устье нагнетательных скважин 15 МПа.

 

2 Технико- технологическая часть

 

2.1 Капитальный ремонт скважин

 

К капитальному ремонту относятся следующие работы:

- ликвидация сложных аварий, связанных с обрывом штанг, труб, кабеля и образованием в скважине сальников;

- исправление нарушений в обсадных колоннах;

- изоляция пластовых  вод;

- работы по вскрытию пласта и освоению скважин в связи с переходом на другой горизонт;

- забуривание второго  ствола;

- разбуривание плотных соляно-песчаных пробок на забое;

- гидравлический разрыв пласта;

- солянокислотные обработки скважин;

- термическая обработка забоя скважин;

- установка временных колонн - «летучек», намывка и установка фильтров, ликвидация прихватов труб, пакеров и смятий обсадных колонн;

- операции по ликвидации скважин.

В таблице 5 приведён действующий  в настоящее время классификатор  капитальных ремонтов скважин.

 

Таблица 5 – Классификатор капитальных ремонтов скважин

 

Шифр	Виды работ по капитальному ремонту скважин	Технико-технологические  требования к сдаче
1	2	3
КР1	Ремонтно-изоляционные работы
КР1-1     КР1-2       КР1-3	Отключение отдельных  обводнённых интервалов пласта   Отключение отдельных  пластов       Исправление негерметичности  цементного кольца	Выполнение запланированного объема работ. Падение обводненности продукции Выполнение запланированного объема работ. Отсутствие приемистости или притока из отключенных пластов. Достижение цели ремонта,    подтвержденное промыслово-геофизическими исследованиями. Падениеобводненности продукции при сокращении или увеличении дебита нефти