ДИПЛОМНАЯ РАБОТА
Технология ремонтно-изоляционных работ на примере СНПХ-9633
2006
СОДЕРЖАНИЕ
1. ВВЕДЕНИЕ
2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
2.1 Орогидрография
2.2 Тектоника
2.3 Стратиграфия
2.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
2.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
2.6 Режим залежи
2.7 Конструкция скважины
3. ТЕХНИКО–ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
3.1 Причины обводнения скважин
3.2 Исследование и определение места притока вод в скважину
3.3 Виды ремонтно-изоляционных работ
3.4 Технологии, применяемые для изоляции водопритока на залежах 302-303 в НГДУ «Лениногорскнефть»
3.5 Технология ремонтно-изоляционных работ на примере СНПХ-9633 на скважине 15403а НГДУ «Лениногорскнефть»
3.5.1 Требования к выбору объектов
3.5.2 Требования, предъявляемые к подготовке скважины перед закачкой СНПХ-9633
3.5.3 Материалы, применяемые в технологическом процессе
3.6 Расчет необходимого количества реагента
3.7 Определение числа и типа специальной техники
3.8 Освоение скважины после ремонта
4. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА
4.1 Охрана труда и техника безопасности при КРС
4.2 Противопожарная защита
4.3 Требования безопасности при водоизоляционных работах по закачке СНПХ-9633
5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
5.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды в условиях НГДУ «ЛН»
5.2 Результаты использования водоизолирующих материалов на залежи 302-303
ЛИТЕРАТУРА.
ВВЕДЕНИЕ
В условиях, когда доля трудноизвлекаемых запасов Татарстана неуклонно растет, и превысила в настоящее время 80 % остаточных запасов, в осуществлении поддержания уровня добычи нефти определяющая роль принадлежит применению методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и интенсификации разработки нефтяных месторождений. В последние годы однозначно доказана необходимость применения физико-химических МУН, к которым относится закачка композиции ПАВ СНПХ-9633. Поэтому тема дипломной работы, несомненно, актуальна.
Объектом изучения были участки 302, 303 залежи Ромашкинского месторождения. Залежи характеризуется увеличением доли трудноизвлекаемых запасов нефти и интенсивным обводнением скважин.
Целью курсовой работы было изучение и оценка эффективности применения композиций по изоляции водопритоков СНПХ-9633, а также рекомендация дополнительных требований по выбору скважин и участков для проведения работ по ограничению водопритоков.
Отличительной особенностью процесса разработки нефтяных месторождений с искусственным заводнением является прогрессирующее обводнение скважин по мере выработки извлекаемых запасов. В связи с тем, что многие месторождения вступают в более поздние стадии разработки, характеризующиеся высоким обводнением продукции скважин, проблема ограничения отбора воды приобрела в последние годы исключительную актуальность. В условиях резкой фациальной неоднородности продуктивных горизонтов, разработки их сеткой скважин и общим фильтром постепенное обводнение нефтяных скважин является естественным, и значительные запасы нефти отбираются в водный период эксплуатации скважин.
На характер обводнения добываемой продукции оказывает влияние множество факторов, связанных, с одной стороны, с геологическим строением и коллекторскими свойствами пласта, физико-химическими свойствами нефти и вытесняющей жидкости, с другой – с применяемой системой размещения скважин, технологией их строительства, режимами эксплуатации. В условиях роста депрессий большое число скважин обводняется из-за прорыва вод по отдельным высокопроницаемым пропласткам эксплуатируемого объекта, нарушения герметичности заколонного пространства, а также из-за подтягивания конусов подошвенной воды. Кроме того, многие залежи нефти приурочены к водонефтяным зонам, где скважины с первых же дней эксплуатации начинают давать обводнённую продукцию. Преждевременное обводнение скважин уменьшает конечную нефтеотдачу и вызывает большие непроизводительные затраты на добычу, транспортирование попутной воды и на борьбу с коррозией промыслового оборудования.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Орогидрография
В географическом отношении залежи 302,303 Ромашкинского месторождения прослеживаются от Северо- Западной оконечности Бугульмино – Белебеевской возвышенности через Шугуровское плато до границы Республики Татарстан.
В административном отношении изучаемые залежи принадлежат Лениногорскому району.
Ближайшие крупные населенные пункты - районные центры: город Лениногорск – располагается в 12 км на восток и город Альметьевск в 25 км на север от северо-восточной части, изучаемой площади. Непосредственно на площади залежей расположены поселки городского типа - Шугурово, Куакбаш, Зеленая Роща. Остальные населенные пункты сельского типа - это Верхняя Чершила. Нижняя Чершила, Алешкино, Кузайкино, Тукмак и другие. Все населенные пункты связаны между собой широко развитой сетью асфальтированных и грунтовых работ.
Ближайшими железнодорожными станциями являются Бугульма (50 км) и Клявлино (30км) через которые проходит однопутная железнодорожная линия Ульяновск – Уфа. Кроме того, восточнее месторождения проходит железнодорожная линия, соединяющая нефтяные районы Бугульма – Лениногорск – Альметьевск – Акташ-Кама.
Населенные пункты электрофицированны. Электроснабжение осуществляется посредством линии передач от Куйбышевской, Уруссинской, и Заинской ГРЭС.
Местные месторождения твердых полезных ископаемых известняка, гравия, глины, песков – находя широкое применение в качестве строительных материалов.
Климат района умеренно континентальный. Зима (середина ноября-март) умеренно холодная, снежная, с устойчивыми морозами, Средняя температура января -130, -15 0С, в отдельные годы абсолютный минус опускается до –400 - 450 С Снежный покров устанавливается в конце ноября, его толщина в марте достигает 50-60см. Лето (июнь-середина сентября) теплое. Средняя температура самого жаркого месяца июля +180, +200С, может достигать +360 +380С.
Преобладающее направление ветров западное и юго-западное, со скоростью 2 – 5м/сек. В летний период до 14 дней с суховеями. Атмосферные осадки выпадают неравномерно, среднегодовое количество их составляет 400 – 500мм
Замерзание почвы с поверхности наблюдается с октября - ноября по апрель – май месяцы. Средняя глубина промерзания почвы достигает -1метра, минимальная -1,5м Рельеф описываемой территории представляет собой довольно расчлененную равнину с самыми высокими абсолютными отметками у деревни Алешкино (+337м) и на Шугуровском плато (+320м). Минимальные отметки приурочены к речным долинам (+60, +100м).
Реки, протекающие здесь, не судоходны и транспортного значения не имеют. Это река Шешма и ее правые притоки: Лесная Шешма, Каратай, Кувак. Реки текут с юга на север, северо-запад, что обусловлено общим понижением рельефа в этом направлением.
Для обеспечения водой нефтедобывающей промышленности, а так же для промышленных и бытовых нужд используются воды рек и подземные воды пермских отложений.
После добычи нефть в качестве технологического сырья поступает по нефтепроводам на заводы в различные города нашей страны (Уфа, Пермь, Самара и другие), а также на экспорт (нефтепровод Дружба).
Тектоника
В тектоническом отношении основным структурным элементом, контролирующим в современном плане закономерности распределения промышленных скоплений нефти на площадях Ромашкинского месторождения является Южный купол Татарского свода - структура первого порядка. Купол представляет собой крупное платообразное поднятие изометричеческой формы размером около 100х100км.
Структурный план отложений нижнего карбона
По кровле продуктивных отложений Серпуховского яруса четко прослеживается крупная структура второго порядка - Шугурово-Куакбашский вал. В пределах изогипс 550-555м - это асимметричное поднятие, вытянутое в субмеридиальном направлении на 18-20км, ширина изменяется от 1,5 до 6,0км, постепенно сужаясь к переклинальным частям структуры. Наиболее приподнятая часть с амплитудой свыше 60м находится в районе Шугуровского поднятия. Восточное крыло структуры, особенно на юге, круче западного.
С юга на север в границах вала выделяется ряд иногда довольно крупных поднятий третьего порядка: Ойкинское, Шугуровске, Сортоводское, Куакбашское. Размеры их колеблются от 60 до 15 метров. Последние в свою очередь осложняются большим количеством более мелких локальных поднятий и прогибов.
Ойкинское поднятие занимает юго-западную переклиналь. Это относительно небольшое (2,5х1,5км) мало – амплитудное (15м).
Шугуровское поднятие в границах изогипсы 530м приобретает в плане вытянутую с юга на север овальную форму с размерами длиной 7,5 –8,0 км, шириной 1,5 – 3,0км. Сводовая часть имеет абсолютную отметку 486-490метров. Амплитуда поднятия до 60 метров. На север и юг поднятие заметно выполаживается до 15 и менее метров.
Сортоводское поднятие занимает южную часть Куакбашской площади, по изогипсе 530метров объединяет ряд более мелких приподнятых участков. Размер поднятий 7,0 х 2,0 км, амплитуда до 20 метров. На юге намечается пологая зона перехода Соратоводской структуры в Шугуровскую.
В пределах Куакбашской структуры в пределах изогипсы 530-540 метров выделяют два замкнутых приподнятых участка с размером 3,0 - 3,5 х 0,5 - 2,0 км, и амплитуда 15 – 10 метров.
Рассмотренные поднятия отделены друг от друга и вышеописанной Сартоводской структуры широтными зонами прогибания с отметками более 535-540 метров,
Далее на север в приклинной части вала в пределах изогипсы 540 – 545 метров выделяется ряд мелких мелкоамплитудных (5-10 м), куполовидных локальных участков.
В пределах Зай – Каратаевской структуры в границах изогипсы 545 м выделяются малоамплитудные (5-10м) поднятия широтного простирания с размерами 4,2 х 0,22 км.
Структурный план отложений среднего карбона
На структурном плане по кровле Башкирских отложений на рассматриваемой территории также четко прослеживается Шугурово-Куакбашский вал, к которому и принадлежат 302-303 залежи. С юга на север в его пределах несколько поднятий третьего порядка, которые осложнены более мелкими локальными приподнятыми участками структуры.
Наиболее приподнятое Шугуровское поднятие оконтуривается изогипсой 505м. Размеры этого участка 6,5 х 2,5-1,6 км, амплитуда более30метров. Сводная часть осложнена двумя небольшими куполами и по кровле Башкирского яруса с отметкой 500метров имеет размеры 2,0 х 2,0-1,5 км, амплитуда до 30метров.
В строну склонов структуры отмечается заметный перепад в отметках от 473 метров до 543 метров на восточном склоне (на расстояние 2,0 км) и до 512 метров на западном крыле (на 3,5 км)
На севере Шугуровского поднятие ограничивается пологой зоной прогибания с отметками более –510 метров. На юге также отмечается плавный переход в сторону Ойкинского поднятия, которые характеризуются небольшими размерами (2,5 х 1,25 м), амплитуда его порядка 5-7 м.
Сортовское поднятие, ограниченное изогипсой –510метров. В плане представляет структуру близкую к изометрической форме. В ее западной части четко выделяется локальное поднятие северо-восточного простирания. В пределах изогипсы -505метров, оно имеет размеры 3,7-0,8 км, амплитуду 17 метров. В центральной и восточной частях структуры намечается пологое залегание поверхности Башкирских пород с отметками 500-510 метров.
Здесь образуются замкнутые мало амплитудные поднятия. На северо-востоке намечается субширотная зона прогибания с отметками ниже –510 метров.
В пределах Куакбашского участка вала, в его наиболее приподнятой центральной части, на фоне общего гипсометрического понижения выделяются небольшие (0,5 –1,5 х 0,25-1,0 км) поднятие.
Стратиграфия и литология
В геологическом строении Шугуровско-Куакбашской площади принимает участие кристаллический фундамент и платформенный чехол. Кристаллический фундамент сложен метаморфическими породами архейской группы. Осадочный чехол включает отложения девона, карбона, перьми и четвертичной систем. На поверхность обнажаются четвертичные и верхнеказанские отложения. Более древние образования вскрыты многочисленными скважинами. Общая мощность осадочного чехла около 2000 м. Из них 75% приходится на карбонатные и 25% на терригенные породы.
Вопросами корреляции и стратиграфической идентификации разрезов скважин занимались многие исследователи. Эти вопросы отработаны достаточно хорошо, поскольку в разрезе, по данным ГИС, присутствует большое количество реперных пластов, имеющих площадной характер распространения. Поэтому, достаточно однозначно выделяются интервалы залегания продуктивных пластов.
Каменноугольная система – С
В пределах 302-303 залежей отложения каменноугольной системы представлены карбонатными отложениями нижнего и среднего отделов.
Нижнекаменноугольный отдел – С1
Серпуховский ярус – С1 srp
В составе яруса выделяются тарусский, стешевский и протвинский горизонты. Литологически отложения представлены известняками и доломитами кристаллически зернистыми, часто кавернозными и трещиноватыми.
Верхняя граница яруса (протвинский горизонт) проводится по резкой смене нижнекаменноугольной фауны (фораминифер, брахиопод и кораллов) среднекаменноугольными. На электрокаратажных диаграммах этой границе отвечает подошва репера С31-15. Продуктивная часть серпуховского яруса -протвинский горизонт (залежь 303), представлена известняками и доломитами зернистыми, светло-серыми, сахаровидными. Толщина горизонта 36-57 м.
В основании яруса залегают плотные известняки и доломиты общей мощностью иногда до 25 м. Однако, не всегда подошва яруса отбивается достаточно четко. Этой части разреза соответствует электрорепер С31-12. Толщина серпуховского яруса в целом составляет 116-157 м.
Среднекаменноугольный отдел – С2
Среднекаменноугольные отложения повсеместно залегают со стратиграфическим несогласием на породах серпуховского яруса. В среднем карбоне выделяют два яруса: башкирский и московский. Общая толщина среднекаменноугольных отложений 255-375 м.
Башкирский ярус – С2 bsch
По подошве башкирского яруса залегают плотные глинистые известняки и доломиты толщиной до 4-8 м. На электрокаратажных диаграммах этой части разреза соответствует репер С1-15.
В литологическом отношении ярус, в основном, сложен известняками органогенными, органогенно-обломочными, микрозернистыми, брекчиевидными и доломитами, кавернозными и трещиноватыми.
Продуктивная часть разреза сложена пористыми известняками, толщина которых колеблется от 2 до 16 м. В кровельной части они перекрываются плотными глинистыми известняками (до 3 и более метров, Rp С2-18). В Шугуровском типе разреза пачка пористых известняков представлена в более сокращенном виде. Толщина яруса изменяется от 6 до 36 м.
Серпуховский ярус
Промышленная нефтеносность этих отложений (в объеме протвинского горизонта) впервые доказана в 1943 году на Шугуровском месторождении. В дальнейшем его продуктивность получила подтверждение на Ойкинском и, в основном, Шугуровско-Куакбашском поднятии.
Залежь в серпуховских отложениях до 1981 года опробовали в 34 скважинах, в том числе в 11 совместно с башкирским ярусом. В 21 из них получили притоки нефти с дебитом от 0,1 до 30 т/сут. В остальных 10 – нефть с водой и в 3 скважинах – вода.
Имелись скважины, которые довольно стабильно работали в течение нескольких лет, что подтвердило наличие в серпуховских отложениях промышленных скоплений нефти. Продуктивная часть разреза на 303 залежи в основном представлена двумя пористо-трещиноватыми интервалами (пластами). Обладая довольно хорошими коллекторскими свойствами, они образуют единый природный резервуар, приподнятая часть которого представляет собой ловушку, где сформировались скопления нефти массивного типа.
Башкирский ярус
В настоящее время уже доказана его региональная нефтеносность не только в пределах рассматриваемой юго-западной части Ромашкинского месторождения, но и на многих других площадях Татарстана. Промышленная разработка залежи башкирский яруса ведется на месторождениях западного склона Южного купола. В плане залежь 302 совпадает с выше рассматриваемой залежью 303 серпуховского возраста и также контролируемая крупной брахиантиклинальной структурой северо-восточного простирания – Шугуровско-Куакбашским валом.
Залежь до 1981 года опробовали в 55 скважинах, из них в 32 получили притоки чистой нефти, в 20 – нефть с водой и только в 3 скважинах получили приток воды или воды с признаками нефти. Последние скважины, как правило, вскрыли башкирские отложения на низких гипсометрических отметках и находятся за контуром нефтеносности.
Большинство положений по особенностям распределения коллекторов, покрышек, степени насыщения, определение ВНК и др., изложенные выше для серпуховских отложений, также характерны для залежей башкирского возраста. Стоит отметить, что 302 и 303 залежи обладают вертикальной трещиноватостью и глинистая перемычка в кровле протвинского горизонта не может являться надежной изоляцией этих двух залежей друг от друга. Исходя из этого 302, 303 залежи являются одним объектом разработки.
Границы 302 и 303 залежей, приуроченных к данным отложениям, проведены по линии ВНК на отметках –540,1 м (скв.410) в северной части и -540,0 м (скв.533) в южной части. ВНК имеет наклонную плоскость с юга на север. Средняя абсолютная отметка ВНК по залежам составляет -543м. При определении положения ВНК, главным образом, использовались данные испытания скважин. По большинству из них, с учетом характера распределения пористо-проницаемых пропластков в интервале перфорации и диапазона нефтеносности по данным геофизических исследований, этаж нефтеносности залежей достигает 70-90 метров.
Начальная средняя нефтенасыщенная толщина по 302 залежи – 6,4 м, по 303 – 12 метров.
Запасы нефти в башкирско-серпуховских отложениях распределены неравномерно и, в основном, сосредоточены в серпуховских отложениях.
Коллекторские свойства по пористости и проницаемости представлены в таблице 1.
Таблица 1
Таблица 2
Башкирский ярус
Исследование свойств нефти башкирского яруса в пластовых условиях проводилось по 148 пробам, отобранным из 38 скважин. Среднее значение основных параметров нефти, полученных по результатам анализов проб следующие: давление насыщения - 1,4МПа, газосодержание – 5,9 м3/т, объемный коэффициент – 1,034, динамическая вязкость составляет 43,63 мПа*с. плотность пластовой нефти – 877 кг/м3, пластовая температура – 230С. По данным анализов поверхностных проб нефти башкирского яруса относятся к группе тяжелых нефтей – плотность в поверхностных условиях составляет 908,6 кг/м3. По содержанию серы – 3,11%масс и парафина – 3,0%масс нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 200С составляет 109,9 мПа*с.
По химическому составу подземные воды башкирских отложений хлоркальциевого типа. Общая минерализация вод колеблется от 7,5 до 258,6 г/л, плотность 1005,0-1180,0 кг/м3,вязкость 1,03-1,84мПа*с. (табл.3)
Состав газа – азотный. Газонасыщенность 0,08-0,9 м3/т. Присутствует сероводород в количестве 0,006 м3/т, объемный коэффициент – 1,0001.
Серпуховский ярус
Исследования свойств нефти серпуховского яруса в пластовых условиях проводилось по 91 пробам, отобранным из 22 скважин. Среднее значение основных параметров нефти, полученных по результатам анализов проб следующие: давление насыщения – 1,3 МПа, газосодержание – 4,72 м3/т, объемный коэффициент – 1,032, динамическая вязкость составляет 52,87 мПа*с. Плотность пластовой нефти – 883,8 кг/м3, сепарированной – 906,8 кг/м3, пластовая температура 230С. По данным анализов поверхностных проб нефти серпуховского яруса относятся к группе тяжелых нефтей – плотность в поверхностных условиях составляет 917,3 кг/м3. По содержанию серы – 2,6%масс и парафина – 5%масс нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 200С составляет 109,4 мПа*с. Подземные воды серпуховских отложений представлены двумя типами: сульфатно-натриевыми и хлоркальциевыми (по В.А.Сулину). Сульфатные воды в основном связаны с процессами выщелачивания гипсов и ангидритов. Общая минерализация колеблется от 12,6 до 23,0 г/л, плотность 1009,6-1175,0 кг/м3, вязкость 1,03-1,8 мПа*с. (табл.5)
Также присутствует сероводород в количестве 0,008 м3/т. Состав газа – азотный. Газонасыщенность 0,09-0,12 м3/т. объемный коэффициент – 1,0003.
Из-за наличия в водах серпуховских и башкирских отложений серы и сероводорода необходимо предусмотреть защиту нефтепромыслового оборудования от коррозии.
Наиболее полные результаты исследований свойств нефти в пластовых и поверхностных условиях, физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти, физико-химические свойства пластовых вод, содержание ионов и примесей в пластовых водах представлены в таблицах 3-7, по каждому из горизонтов даны средние значения параметров, диапазон их изменения.
Общая минерализация подземных вод серпуховских и башкирских отложений изменяется в течение года от 0,7 до 258 г/л, удельный вес – с 1005,0 до 1180,0 кг/м3. Из всего вышеизложенного можно сделать вывод, что пластовые воды этих залежей неоднородны.
Свойства пластовых нефтей и газа практически не оказывают влияния на выбор марки реагента по ограничению водопритока. При выборе состава закачиваемого реагента наиболее важным является пластовая температура, минерализация (плотность) попутно извлекаемой воды.
Из-за отсутствия результатов поверхностных и пластовых проб воды отобранных на изучаемых участках, нет возможности обнаружить различие между ними.
Таблица 3
Таблица 4
Содержание ионов и примесей в пластовых водах 302 залежи
| Наименование | Диапазон изменения | Среднее значение |
| CL- | 55,16-4141,8 | 893,21 |
| SO42- | 0,0-81,51 | 37,53 |
| HCO3- | 0,4-13,4 | 5,39 |
| Ca2+ | 9,9-677,3 | 83,21 |
| Mg2+ | 1,55-168,02 | 38,48 |
| K++Na+ | 93,82-3144,15 | 731,72 |
Таблица 5
Таблица 6
Содержание ионов и примесей в пластовых водах 303 залежи
| Наименование | Диапазон изменения | Среднее значение |
| CL- | 164,58-3982,5 | 694,42 |
| SO42- | 0,03-90,89 | 50,41 |
| HCO3- | 0,0-14,26 | 5,76 |
| Ca2+ | 13,06-600 | 66,44 |
| Mg2+ | 11,29-162,13 | 34,84 |
| K++Na+ | 218,26-3092,74 | 601,32 |
Таблица 7
Свойства пластовой нефти
| Наименование | Серпуховский ярус | Башкирский ярус | |
| Среднее значение | |||
| Давление насыщения газом, МПа | 1,3 | 1,4 | |
| Газосодержание, м3/т | 4,72 | 5,9 | |
| Плотность, кг/м3 | в пластовых условиях | 883,8 | 877 |
| сепарированной нефти | 906,8 | 898,7 | |
| в поверхностных условиях | 917,3 | 908,6 | |
| Вязкость, мПа*с | 52,87 | 43,62 | |
| Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании врабочих условиях, доли единиц | 1,032 | 1,034 | |
| Содержание сероводорода в попутном газе, м3/т | 0,008 | 0,006 | |
| Пластовая температура, 0С | 23 | ||
Режим залежи
Подземные воды серпухово-башкирских отложений приурочены в основном к пористым и трещиновато-кавернозным породам. Водоупором в пределах этого комплекса служат глины и аргиллиты башкирского яруса и нижней части верейского горизонта. В этом комплексе начинается смена хлоридных вод на сульфатные.
Глубина залегания водоносных горизонтов колеблется в пределах 640-1000 м. Статические уровни устанавливаются на положительных абсолютных отметках, дебиты скважин, давших при опробовании воду, в основном составляют 0,7-20 м3/сут., начальное пластовое давление – 6,8-7,9 МПа.
По данным многих исследователей описываемая территория относится в геоморфологическом отношении к Бугульминско-Шугуровскому плато и является областью питания не только пермских, но и каменноугольных отложений.
Тектонические движения и зоны разломов обусловили глубокую инфильтрацию поверхностных вод (вплоть до протвинских отложений). По некоторым оценкам, влияние инфильтрации сказывается на глубине 800-900 м. Это подтверждается значительно меньшей минерализацией подземных вод среднекаменноугольных и серпуховских отложений, более низким положением верхней границы зоны распространения рассолов хлоркальциевого типа, меньшим содержанием микрокомпонентов (кроме сероводорода) по сравнению с водами тех же отложений близлежащих районов и другими данными. Раскрытость структур в этом районе подтверждается и преобладанием азота в составе водорастворенного газа.
По данным К.Н.Доронкина, распределение пластового давления в палеозойских отложениях Татарстана с глубиной близко к линейному. Это свидетельствует об отсутствии в разрезе аномально высоких или низких давлений. Тектонические движения и зоны разломов, вероятно, послужили причиной стравливания избыточного давления и тем самым проникновения хлорид кальциевых вод из отложений девона и карбона. Поднятие хлорид кальциевых вод так же возможно по затрубному пространству скважин при отсутствии цементного камня за колонной.
Некоторые исследователи считают, что хлорид кальциевые рассолы проникли в серпуховско-башкирские отложения снизу вместе с нефтью, в процессе формирования этих залежей и залегают линзами среди сульфатных вод, не перемешиваясь с ними. Этому способствует наличие вязких нефтей, невыдержанность коллекторских свойств пород, а также наличие сильно развитой, в основном вертикальной, системы трещин.
Из вышеизложенного можно сделать вывод, что вода на участках может быть различна по составу, а это должно повлиять на выбор марки реагента по ограничению водопритока.
В пределах Бугульминского плато, по данным В.Г.Герасимова, областью разгрузки подземных вод пермских, верхне- и нижнекаменноугольных отложений является долины реки Шешмы и ее притоков. Региональный сток направлен в сторону Камско-Кинельской системы прогибов.
Таким образом, существует гидродинамическая связь водоносных горизонтов серпуховско-башкирских отложений как между собой, так и с выше и ниже лежащими водоносными горизонтами. Степень этой гидродинамической связи на разных участках различна, что подтверждается разнообразием вод по общей минерализации и содержанию основных компонентов, и зависит от степени трещиноватости и кавернозности карбонатных пород, наличия водоупоров и других причин.
Приуроченность залежей нефти к областям питания подземных вод, высокие коллекторские свойства продуктивных пластов, гидродинамическая связь серпуховских и башкирских отложений предопределили водонапорный характер их режима, а также интенсивное обводнение скважин. Несмотря на продолжительный период эксплуатации месторождения, пластовое давление изменилось незначительно (6,6-7,0 МПа).
Конструкция скважины
Рассмотрим основные конструкции скважин, применяемые при строительстве на залежах 301-303.
Первый способ – это строительство скважины в один этап:
- направление 426(324) мм, глубина спуска 60-90 м;
- кондуктор 324(245) мм, глубина спуска 250-300 м;
- эксплутационная колонна 168(146)мм, глубина спуска - до забоя скважины.
Второй способ - это строительство скважин в два этапа:
- спуск 146 мм (168 мм) э/колонны до кровли продуктивного пласта;
бурение открытого ствола диаметром 124(144) мм. В случаях наличия неустойчивых пород - мергелей, глин, гипсов в открытый ствол спускается хвостовик диаметром 104(114)мм.
Для обеспечения нормальных условий бурения, заканчивания и эксплуатации скважин, а также защиты обсадных колонн от наружной коррозии, выполнения требований охраны недр, тампонажный раствор поднимается до устья, а за эксплуатационной колонной – как минимум с перекрытием башмака кондуктора.
По типу используемой при проводке скважины промывочной жидкости интервалы бурения можно разделить на несколько участков:
участок бурения под направление и кондуктор, применяется ЕВС (естественная водная суспензия) или глинистый раствор для предотвращения размыва верхних неустойчивых пород;
при бурении под э/колонну в качестве промывочной жидкости используют ЕВС, но за 10 м до кровли верейского горизонта, с целью обеспечения безаварийной проводки ствола скважины, необходим переход на раствор, и бурить на нем до интервала спуска э/колонны;
вскрытие продуктивного горизонта осуществляется в режиме минимальной репрессии на полимерных, полимер-карбонатных, полимер-коллоидных (раствор Селихановича) растворах и др.
Наиболее частое осложнение, встречающееся при бурении скважин, заключается в полной или частичной потере циркуляции из-за имеющих место зон поглощения в вышележащих пластах. Кроме того, имеют место участки с высоким пластовым давлением выше и нижележащих пластов, что может привести к проявлению, выбросу или открытому фонтану.
Причины обводнения скважин
В период работы залежи на водонапорном режиме отборы нефти могут удерживаться на одном уровне. Пластовое давление вначале немного снижается, а затем держится на одном уровне выше давления насыщения, поэтому газовые факторы низки и не изменяются во времени. Под действием постоянного напора краевых вод, происходит постепенные подъёмы водонефтяного контакта и обводнение добывающих скважин.
С момента ввода скважин в эксплуатацию вокруг забоя образуется зона пониженного давления. В этой зоне нефть, связанная вода и зёрна породы под действием упругих сил начинают расширятся, создавая дополнительное давление, способствующее движению нефти к забоям скважин. Продолжающийся отбор нефти расширяет зону пониженного давления, освобождая другие силы на значительных расстояниях от добывающих скважин. Постепенно зона снижения давления распространяется на водоносную часть пласта, вследствие чего происходит высвобождение упругих сил расширяющейся воды и зерён породы на огромной площади. Создаваемый ими напор способствует движению воды в направлении зоны отбора. В результате начинается внедрение воды в залежь и неравномерное перемещение водонефтяного контакта. В связи с резкой неоднородностью продуктивного пласта вода по наиболее проницаемым каналам прорывается к забоям скважин, способствуя их преждевременному обводнению. Вследствие этого возрастает процент обводнённости продукции.
При разработке нефтяных месторождений посторонняя вода может поступать в скважину в период её освоения, по окончании бурения, после непродолжительной или длительной эксплуатации.
Причины прорыва посторонних вод: недоброкачественное цементирование эксплуатационной колонны, вследствие чего не достигается полного разобщения нефтеносных горизонтов от водоносных;
Нарушение цементного кольца в заколонном пространстве или цементного стакана на забое скважины; обводнение через соседнюю скважину, эксплуатирующую тот же горизонт; дефект в эксплуатационной колонне, вследствие недоброкачественного металла (наличие в теле обсадных труб трещин, раковин);
Разрушение колонны в процессе освоения скважины, повреждение колонны при текущем и капитальных ремонтах.
Определяющую роль при разработке залежей массивного типа имеет вертикальная трещиноватость.
рис.1 Возможные пути движения пластовых вод при эксплуатации скважины.
I – продукция скважины;
II – вода;
III – нефть в изолированном пласте;
IV – вода в изолированном пласте;
А – переток воды между пластами;
B – прорыв верхних вод через дефект в эксплуатационной колонне;
C – прорыв верхних вод через дефект в цементном камне:
D – подошвенные воды;
E – нижние воды, поступающие через дефект в цементном стакане.
Дисин»
Инвертная дисперсия «Дисин» применяется для селективной изоляции водопритока и увеличения продуктивности скважин. Сущность комплексного воздействия заключается в следующем: в скважины, на которых произошел прорыв воды по трещинам, кавернам и крупным порам закачивается инвертная дисперсия «Дисин», после чего призабойная зона последовательно обрабатывается соляной кислотой и нефтяным растворителем с последующей выдержкой на реакцию. При закачке сжиженный, но агрегативно устойчивый «Дисин» фильтруется в трещины, каверны и крупные поры, по которым в скважину поступает вода. Гидрофобные свойства поверхности карбонатного коллектора способствуют проникновению гидрофобного (смачивающего) «Дисина» в достаточную для селективной изоляции глубину. Вместе с тем, в низкопроницаемую часть коллектора «Дисин» не фильтруется. При этом водоотталкивающие свойства «Дисина», находящегося в трещинах и крупных порах обеспечивают надежную изоляцию воды, поступающей со стороны нагнетательной скважины. «Дисин» продавливается в трещины раствором соляной кислоты. При этом соляная кислота не может попасть в трещины в силу водоотталкивающих свойств «Дисина», а следовательно устранить водоизоляционный эффект от «Дисина». Зато в низкопроницаемой части ПЗП, где избыток «Дисина» присутствует в виде тонкой кольматирующей пленки, соляная кислота будет химически взаимодействовать как с карбонатом и гидроксидом кальция, разрушая «Дисин», так и с породой коллектора, повышая проницаемость призабойной зоны пласта. Раствор соляной кислоты продавливается в ПЗП Нефрасом, который с одной стороны агрегативно доразрушает пленку кольматирующего «Дисина» в низкопроницаемой части, оголяя твердую фазу и устраняя помеху для поступления нефти в скважину, с другой стороны, - удаляет АСПО и гидрофобизирует коллектор после гидрофилизирующего действия соляной кислоты.
При застывании в пласте, «Дисин» образует гель с низким значением вязкости и в основном используется для блокировки мелких трещин.
Нефтебитумный продукт (НБП)
НБП представляет собой сложную смесь углеводородов различного структурно-группового состава и их гетеропроизводных, обладающих широким спектром физико-химических свойств, обуславливающих их стабильность и реакционную способность. Закачка нефтебитумного продукта с заданными фильтрационными характеристиками в обводненный пласт повышает эффективность вытеснения нефти за счет:
мицеллярного строения нефтебитумного продукта и его поверхностно - активных свойств, обуславливающих его эмульгирующую и водоограничительную способность, что приводит к повышению сопротивления промытых зон, в разработку включаются не охваченные заводнением зоны пласта и пропластки;
в результате блокирования промытых зон обводненной части пласта создаются необходимые депрессии для включения не охваченных заводнением интервалов и зон нефтенасыщенного пласта;
в результате блокирования промытых зон создаются необходимые депрессии дляизвлечения нефти из менее проницаемых интервалов пласта.
Технология разработана для закачки НБП в нагнетательные и добывающие скважины, эксплуатирующие обводненные (обводненность 80 %) слоисто-неоднородные терригенные и карбонатные коллектора нефтяных месторождений.
КРР
Зарубежный опыт эксплуатации продуктивной зоны горизонтальных скважин показал, что характеристики притока нефти в большинстве скважин являются крайне не совершенными: 75% притока приходятся на первые 30% протяженности горизонтального ствола. Результатом традиционной технологии заканчивания скважин скважин - с обеспечением сплошного отбора продукции из всей прродуктивной зоны является низкая эффективность использования горизонтального ствола скважины. Невозможность создания необходимой депрессии для удаленных участков горизонтальной продуктивной зоны приводит к неравномерной и неполной выработке запасов и, при близком расположении водоносных горизонтов в начальном (30%) участке скважины, преждевременному подтягиванию воды.
Одним из вариантов заканчивания скважины является разобщения продуктивной зоны на ряд участков без цементирования обсадной колонны в этой зоне. Такие технико-технологические схемы могут быть реализованы путем использования заколонных гидравлических проходных пакеров.
Анализ зарубежного опыта и промысловых данных по эксплуатации горизонтальных скважин, построенных по указанной выше технологии, а также имеющиеся геофизечиские материалы показывают, что для
создания условий максимального нефтеизвлечения необходим новый подход к системе заканчивания и крепления горизонтального участка скважины.
Принципиально новый технико-технологический комплекс КРР-146 для крепления пологих и горизонтальных скважин, разработанный в ООО НТЦ «ЗЭРС» в тесном сотрудничестве со специалистами ОАО «Сургутнефтегаз» предусматривает достижение эффективной эксплуатации горизонтальных скважин с ограничением содержания воды и газа в добываемой продукции.
Для этих целей, горизонтальный участок ствола скважины не цементируется и разделяется с помощью заколонных проходных пакеров на несколько разобщенных друг от друга зон в интервале продуктивного пласта с возможностью многократного регулирования сообщения этих зон с полостью эксплутационной колонны.
Комплекс КРР-146 обеспечивает проведение следующей совокупности технологических операции в процессе крепления, освоения и эксплуатации горизонтальных скважин:
герметичное разобщение горизонтального участка скважины на отдельные зоны с помощью заколонных гидравлических проходных пакеров, заполняемых твердеющими полимерными материалами или маслом;
размещению между пакерами механичиски управляемых - открываемых и закрываемых - колонных фильтров;
проведение операции пакеровки скважины и регулирования колонных фильтров с помощью многофункционального внутриколонного управляющего инструмента, спускаемого на НКТ и приводимого в действие гидравлическими и механическими операциями;
проведение селективной изоляции;
раздельный ввод участков ствола скважины, в зависимости от велечины проницаемости.
Комплекс колонной оснастки типа КРР-146 включает в себя следующие технические средства (см.рис.2):
Рис.2 Комплекс КРР-146
1. Кондуктор
2. Промежуточная колонна
3. Эксплутационная колонна диаметром 146мм
4. Цетраторы жесткие
5. Муфта проходная цементировачная
6. Пакер проходной гидравлический ПГУП-146
7. Скважинный управляемый клапан КРР.146.03
8. Фильтр скважинный управляемый КРР.146.02
9. Пакер ПГМП1 146-2 или пакер КРР-146.01
10. Обратный клапан ТОК-146
11. Фиксатор МЦП-220
12. Доливное устройство ДУ-146
13. Башмак БОК-146
Впервые в отечественной практики КРР-146 применялся в «Сургутнефтегаз» на 14 скважинах.
На рис 3. представлена схема КРР котрые использованы на горизонтальных скважинах №1 и №2 в НГДУ «Лениногрскнефть» состоящая из:
Кондуктор
Промежуточная колонна
Эксплутационная колонна диаметром 146мм
Пакер
Фильтр скважинный управляемый КРР.146.02, закрытый
Фильтр скважинный управляемый КРР.146.02, открытый
Нефть
Вода
Нефть с водой
В НГДУ «Лениногорскнефть» на двух горизонтальных скважинах по данным ГИС были определены интервалы обводнения скважин, которые были отсечены пакерами, к сожалению в одной скважине эксплутационная колонна оказалась не герметичной. На обоих скважинах все управляемые колонные фильтры закрыты и лишь по одному самому нижнему фильтру открыты.
По состоянию на 1.01.04г. первая скважина работает со следующими параметрами: Дебит жидкости 8,1м3/сут, нефти 4,8т/сут, обводненность составляет 41%. (до внедрения КРР скважина работала со следующими параметрами - дебит жидкости 15,2м3/сут, нефти 0,8т/сут, обводненность 94,7%.). Дополнительная добыча составляет 90т за 22,5 дня рабоы. По второй скважине эффекта не получено.
В настоящее время трудно сделать правильные выводы использования КРР из-за короткого срока эксплуатации. Возможно необходимо повторно происследовать скважины на определения интервалов поступления воды и открыть другие фильтра.
СНПХ – 9633
Технология предназначена для улучшения показателей разработки добывающих скважин в залежах с неоднородными карбонатными коллекторами при пластовых температурах 20-400С и различной минерализацией попутно – добываемых вод.
Технология основана:
на способности углеводородного раствора ПАВ при взаимодействии с минерализованной водой, обводняющей скважину, образовывать вязкие устойчивые эмульсии с внешней углеводородной фазой (селективная изоляция);
на повышение эффективности кислотной обработки путем блокирования зон с повышенной проницаемостью за счет образования высоковязких гелеобразных эмульсий, возникающих при смешении последовательно закаченных оторочек углеводородного раствора ПАВ и кислоты, что позволяет направить последнюю в нефтенасыщенные малопроницаемые зоны (направленная кислотная обработка).
Варьирование состава углеводородной композиции позволяет проводить кислотные обработки как в сочетании с длительной блокировкой высокопроницаемых водонасыщенных зон пласта, так и временной (на период проведения кислотной обработки). В последнем случае после реакции кислоты с породой пласта и снижением ее активности, устойчивость и вязкость эмульсионных систем резко падает, вследствие чего происходит восстановление проницаемости ранее блокированных зон.
Состав закачиваемого реагента (марка реагента) подбирается, исходя из типа и минерализации (плотности) попутно извлекаемых вод, концентрации используемой кислоты и цели обработки (временная или длительная изоляция обводненных пропластков).
В зависимости от плотности извлекаемых вод для селективной изоляции следует использовать следующие марки реагента:
Таблица 8
Требования к выбору объектов применения
При выборе объектов для обработки композицией СНПХ-9633 рекомендуется руководствоваться следующими требованиями:
Скважины, в которых продуктивные пласты представлены карбонатными коллекторами. Тип коллектора – трещиновато – поровый (наличие трещин является положительным фактором).
Наличие значительных остаточных запасов нефти.
Высокая обводненность извлекаемой продукции (свыше 90 %, желательно более 94 %).
Герметичность эксплуатационной колонны.
Снижение текущего дебита скважины в процессе работы при неизменном пластовом давлении. Предпочтительный дебит скважины до обработки – не более 5 м3/сут.
Наличие приемистости скважины перед обработкой ориентировочно на уровне 20-100 м3/сут.
Отсутствие непосредственно перед обработкой реагентом СНПХ-9633 закачки высоковязких систем (гипан, пиропофтесернокислотная смесь и др.).
По возможности минимальная депрессия на пласт в ходе эксплуатации (желательно не выше 1 МПа, особенно после обработки).
3.5.2 Требования, предъявляемые к подготовке скважины перед закачкой СНПХ-9633
Определить дебит скважины, обводненность продукции, плотность и состав попутно-добываемой воды, пластовое, забойное и буферное давление, коэффициент продуктивности.
Заглушить скважину.
Поднять подземное оборудование.
Провести комплекс ГИС по определению технического состояния эксплуатационной колонны, чистоты текущего забоя и источника обводнения.
При необходимости промыть скважину водой.
При выявлении по результатам исследований неисправностей в техническом состоянии (негерметичность э/к, наличии заколонных перетоков, отсутствие зумпфа и др.) их необходимо устранить.
Спустить технологические трубы на глубину на 1-2м ниже нижнего перфорационного отверстия.
Определить приемистость скважины и давление нагнетания.
Если давление нагнетания превышает давление раскрытия трещин (гидроразрыва) в коллекторах или оно составляет более 9 МПа, снизить его методами ОПЗ (кислотная ванна).
Если давление нагнетания превышает допустимое на колонну, и его невозможно снизить указанными методами, то работы по закачке СНПХ-9633 следует вести с применением пакера. Колонна должна быть прошаблонирована, а место посадки пакера подготовлено.
Для проведения работ по ограничению водопритока с использованием реагента СНПХ-9633 совместно со специалистами НГДУ «Лениногорскнефть» была подобрана скважина №15403а.
Таблица 9
Исходные данные по скважине 15403а
| №п/п | Геолого-технологические параметры | |
| 1 | Дата ввода в эксплуатацию | 18.02.1978г. |
| 2 | Тип коллектора | Трещиновато-поровый |
| 3 | Начальный дебит по нефти, т/сут | 3,5 |
| 4 | Начальный дебит по жидкости, м3/сут | 4,7 |
| 5 | Начальная о7бводненность, % | 3,2 |
| 6 | Отобрано запасов с начала эксплуатации перед проведением изоляционных работ, т | 18356 |
| 7 | Пластовое давление, МПа | 6,4 |
| 8 | Искусственный забой, м | 1125 |
| 9 | Дебит нефти перед проведением изоляционных работ, т/сут | 1т/сут |
| 10 | Дебит жидкости перед проведением изоляционных работ, м3/сут | 10м3/сут |
| 11 | Обводненность скважины перед проведением изоляционых работ, % | 77% |
| 12 | Интервал перфорации, м | 758-766 |
Таблица 10
Характеристика реагентов
| Наименование | Единица измерений | Значение показателя |
| Внешний вид | Визуально | Однородная прозрачная жидкость темно-коричневого или зеленого цвета |
| Плотность при 200С, в пределах | кг/м3 | 800-930 |
| Вязкость при 200С, не выше | мПа*с | 3,0 |
| Температура застывания, не выше | 0С | - 30 |
Реагент готовится в соответствии с техническими условиями, поставляется и закачивается в скважину в товарном виде.
Вода пластовая (девонская) хлоркальциевого типа, плотностью ~ 1180 кг/м3. Кислота соляная ингибированная ТУ 6-01-046-89-381-85-92.
При давлении нагнетания ниже 45атм, закачка производится с добавлением наполнителя - глинопорошка, количество которого определяется в зависимости от приемистости скважины и давления нагнетания.
Противопожарная защита
Нефть и попутный нефтяной газ являются горючими и взрывоопасными веществами. По пределам воспламенения, температуре вспышке и температуре самовоспламенения они относятся к весьма взрывоопасным (нижний концентрационный предел взрываемости менее 10% по объёму в воздухе) и легко воспламеняющимся (температура вспышки до 45° С) веществам. В связи с этими требуется строгое соблюдение мер пожарной безопасности.
Взрыв или пожар могут возникнуть при следующих необходимых условиях: наличие горючего в определённом соотношении с воздухом (в пределах взрывоопасных концентраций), появление источника или импульса воспламенения с достаточной для зажигания энергией.
Отсутствие хотя бы одного из этих условий исключает возможность горения – быстрого пламенного окисления с большим выделением тепла и продуктов сгорания (газы, пары, сажа, дым).
Причинами воспламенения могут быть открытый огонь, сильный нагрев, искры от электрооборудования, ударов, трения, разрядов статического и атмосферного электричества, самовозгорание пирофоров (отложения сернистого железа, промасленная ветошь, сажа, уголь и др.).
Строго запрещается пользование огнём на пожароопасных объектах. Огневые работы (газопламенная резка, сварка) проводятся по специальному разрешению при тщательной подготовке, гарантирующей пожарную безопасность. Чтобы исключить высекание искр при ударах, пользуются омеднённым слесарным инструментом, спецобувью без стальных гвоздей и подковок, выхлопные трубы двигателей внутреннего сгорания снабжаются искрогасителями, а дыхательная арматура резервуаров – огнепреградителями. Автоматические электрические датчики должны быть искробезопасными, что достигается ограничением электрического напряжения и силы тока в цепях с различной индуктивностью. В этом случае возникающие искры не обладают энергией, достаточной для воспламенения горючих паров и газов (менее 0,2 мДж).
Для защиты от статического электричества, возникающего при трении ременных передач, перемешивании и разбрызгивании нефти, истечении газов и паров с механическими примесями, применяется надёжное заземление всех металлических частей (цистерны, резервуары, трубопроводы, эстакады, наконечники шлангов и др.), на которых может создаваться опасный электрический потенциал. Электризуются вещества, обладающие высоким удельным электрическим сопротивлением (около 109 Ом·м).
От прямых ударов молнии и вторичных её проявлений (статическая и электромагнитная индукция) производственные объекты защищают стержневыми или тросовыми молниеотводами с сопротивлением заземления не выше 10 Ом. Защитная зона одиночного стержневого молниеотвода представляет собой конус с ломаной образующей, радиус основания которого в 1.5 раза больше его высоты. Все металлические части должны быть соединены в единую электрическую цепь и также заземлены.
В качестве огнегасительных веществ применяют воду в виде струй, пара или в распылённом состоянии, твёрдые вещества (песок, кошмы), инертные газы (азот, двуокись углерода), галоидопроизводные составы, пены (химическая и воздушно-механическая).
Пожар можно ликвидировать механическим воздействием на пламя, изоляцией его от воздуха, охлаждением или удалением горючих веществ из очага горения. Для этой цели используют огнегасительные вещества и противопожарное оборудование: водяные гидранты, шланги, стволы, пеногенераторы, пенокамеры, пенозакидные мачты и др.
У скважин и других объектов должен быть первичный инвентарь для пожаротушения: ящики с песком, лопаты, совки, ломы, топоры, кошма и огнетушители пенные (ОП–5) и углекислотные (ОУ–2, ОУ–5). Этот инвентарь используется только по прямому назначению. Обслуживающий персонал должен уметь его эффективно применять.
При освоении, эксплуатации и ремонте нефтяных скважин могут возникнуть опасные открытые фонтаны, которые воспламеняются от искр и огня. Для их тушения используют мощные струи воды, газовый поток от реактивной установки, взрывчатые вещества. Для закрытия фонтанов применяют специальные приспособления и устройства (фланцы, лубрикаторы, арматуру, труборезки и др.).
С пожарной командой должна быть обеспечена надёжная связь. Команда имеет необходимое оснащение (пожарные машины, цистерны, насосы и др.).
В НГДУ дополнительно создаются специализированные части (горноспасательные, военизированные, по ликвидации фонтанов).
Контроль за выполнением противопожарных мероприятий осуществляет Госпожнадзор, управление охраны труда и военизированных специальных частей.
Требования безопасности при водоизоляционных работах по закачке СНПХ -9633
При испытаниях необходимо руководствоваться «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности», утверж.
Госгортехнадзором России № 24 от 9.04.98 / РД 08-200-98 / М. ОАО Типография «Нефтяник» 160 с. с дополнениями и изменениями к ним ИПБ 08-375(200)-00. « Правилами пожарной безопасности в Российской Федерации» ППБ 01-93, Москва, «Недра», 1984 г. и другими действующими руководящими документами в нефтяной и газовой промышленности.
2. Закачка рабочих агентов в пласт осуществляется подготовленной бригадой под руководством ответственного лица из числа ИТР, назначенного приказом по предприятию, производящему работы. До проведения закачки должны быть разработаны план производства работ на конкретной скважине и план ликвидации возможных аварий, утвержденные главным инженером предприятия.
3. Ответственный за закачку реагентов обязан:
знать инструкцию по обработке добывающих скважин реагентом СНПХ-9633;
ознакомить исполнителей с планом и характером работ, мерами предосторожности, расположением оборудования и режимом его работы;
произвести проверку применяемого оборудования;
не допускать расстановку агрегатов, автоцистерны и спецоборудования под действующими линиями электропередач;
обеспечить место проведения работ средствами пожаротушения (огнетушители, кошма, песок).
Работы должны проводиться в светлое время суток или при освещении 20 люкс.
4. Технические средства, используемые для подготовки и закачки рабочих агентов, должны соответствовать требованиям ГОСТ 12. 2.003-91, ОСТ 39064-78 . Не допускается использование неисправных технических средств.
5. Передвижное оборудование и спецтехника должны располагаться с наветренной стороны на расстоянии не менее 25 м от скважины на площадке с уклоном не более 30 и оборудоваться искрогасителями. Передвижные насосные установки необходимо располагать на расстоянии не менее 10 м от устья скважины, промежуток между ними должен быть не менее 1 м.
6. Все временные трубопроводы должны быть надежно закреплены и защищены от механических повреждений.
7. При закачке химреагентов на нагнетательной линии у устья скважины должен быть установлен обратный клапан.
8. Остатки химреагентов следует собирать и доставлять в специально отведенное место, оборудованное для утилизации или уничтожения.
9. После закачки химреагентов до разборки нагнетательной системы агрегата должна прокачиваться инертная жидкость объемом, достаточным для промывки нагнетательной системы. Сброс жидкости после промывки должен производиться в сборную емкость.
10. Реагент СНПХ-9633 представляет собой углеводородный раствор композиции поверхностно-активных веществ.
10.1 Токсикологические характеристики реагента СНПХ-9633.
По санитарно-эпидимиологическому заключению Гос. сан.эпидем. службы РФ №16.09.01.245.П.002413.11.01 от 19.11.2001г. реагент СНПХ-9633 соответствует государственным эпидемиологическим правилам и нормативам ГН2.2.5.686-98, ГН2.1.5.689-98, ГН 2.1.6.695-98, ГН 2.1.6.713-98, ГОСТ 12.1.007-76 ( Приложение 3).
Реагент СНПХ-9633 марок А и В1 относится к умеренно-опасным веществам 3 го класса опасности (DL50=2000 мг/кг), а марки В2 – к мало опасным веществам 4-го класса опасности (DL50=5430).
Кумулятивные свойства слабо выражены (CL50=25100).
Реагент СНПХ-9633 марок А и В1 обладает умеренно выраженным раздражающим действием на кожу, резко выраженным действием на слизистую оболочку глаз.
Реагент СНПХ-9633 марки В2 обладает умеренным действием на кожу и слизистые оболочки глаз.
Расчетный ОБУВ для воздуха рабочей зоны - 30 –50 мг/м3, ПДК в рабочей зоне 300 мг/м3( по углеводороду) или 15/5 мг/м3(по бензолу). ПДК в атмосферном воздухе 1,5/0,1 мг/м3. ПДК в водоемах хозяйственно-питьевого назначения 0,05 мг/л.
10.2 Пожароопасные свойства реагента СНПХ-9633.
По пожароопасным свойствам реагент СНПХ-9633 относится к группе легковоспламеняющихся жидкостей (ЛВЖ).
Температура вспышки реагента СНПХ-9633 (в закрытом тигле) - минус 17,50С.
Температура воспламенения реагента СНПХ-9633 (от открытого источника огня) - минус 9,5 0С, температура самовоспламенения - 394 0С.
При возникновении загорания для тушения применяют песок, асбестовое одеяло, пенные и углекислотные огнетушители.
11. При работе с реагентом СНПХ-9633 необходимо пользоваться спецодеждой, резиновыми перчатками, резиновыми сапогами, защитными очками в соответствии с действующими типовыми отраслевыми нормами. При работе в замкнутом помещении, без тяги или сильном испарении реагентов необходимо использование противогаза марки БКФ (ГОСТ 12.4.121-83).
12. Обслуживающий персонал, работающий с химреагентами, должен до начала работ пройти целевой инструктаж, а также подвергаться предварительному и периодическим медицинским осмотрам.
13. При попадании реагента СНПХ-9633 на кожу - смыть теплой водой с мылом и смазать смягчающим кремом, при попадании в глаза - обильно промыть водой и обратиться к врачу.
14. При появлении признаков отравления (головной боли, головокружения, тошноты, рвоты, потери аппетита и сна) следует обратиться к руководителю работ и врачу.
15. Категорически запрещается применять реагенты для нужд, не связанных с их прямой целью.
16. В зоне работы с химическими реагентами запрещается хранение и прием пищи и воды (на расстоянии не менее 30 м).
17. Категорически запрещается попадание химреагентов в водоемы, канализационные системы, почву.
18. С целью исключения попадания химреагентов в воздух рабочей зоны требуется обеспечить необходимую герметичность емкостей, оборудования, коммуникаций.
19. Охрана окружающей среды обеспечивается в основном мероприятиями, выполняемыми при обустройстве и эксплуатации нефтяных месторождений:
Изоляция водоносных горизонтов в скважинах от продуктивных пластов;
19.2 Использование замкнутой системы сбора, подготовки и закачки обратно в пласт отделенных от нефти вод.
19.3 Герметичность запорной арматуры и нагнетательных линий, которые должны быть опрессованы на 1,5 - кратное ожидаемое давление нагнетания, и исключение попадания химреагентов на землю и в водоемы.
19.4 Утилизация жидкостей, извлекаемых из скважины, в соответствии с требованиями окружающей среды.
19.5 Наличие металлической емкости объемом не менее 25 м3 для аварийного сброса технологических жидкостей.
19.6 Детальное ознакомление производителей работ с технологией использования химических продуктов, со свойствами этих продуктов, правилами работ с ними на промысловых объектах, контроль за проведением работ.
19.7 Утилизация жидкостей, извлекаемых из скважины, в соответствии с требованиями окружающей среды в места захоронения отходов, согласованные с соответствующими органами Госнадзора (Госсанэпидемнадзора, Госгортехнадзора и др.).
Для захоронения выбираются грунты, где отсутствует циркуляция грунтовых вод, в не заболоченных местах, вдали от водоемов. Основным требованием к яме или бункеру для захоронения отходов является обеспечение герметичности их, что достигается выкладыванием стенок изнутри глинистыми материалами (суглинками) или другими непроницаемыми материалами.
Загрязненные грунты перемешиваются с песком, загружаются механизированным способом (экскаватором) и вывозятся на спецмашинах (самосвалы и др.) в места захоронения.
Таблица 12
Охрана вод.
Систематические наблюдения за состоянием поверхностных водоёмов в нефтедобывающих районах юго-запада республики Татарстан были начаты ТатНИПИнефть в 1969 году. Осуществляются силами химико-аналитических лабораторий УПТЖ и НГДУ. С 1991 года к этой работе были привлечены ТГРУ и КГУ. Под наблюдением находятся все реки и малые речки Лениногорского района. В пробах речной воды
ежемесячно (НГДУ) и ежеквартально (УПТЖ) определяют содержание нефти (плавающей и эмульгированной), хлоридов, сульфатов, а также рН, жёсткость, общую минерализацию, потребность в кислороде БПК5, тип и концентрацию ПАВ, нитраты и другие.
В настоящее время на территории нефтепромыслов под наблюдением лаборатории охраны природы находятся 14 речек (ежедневно) и 69 родников (ежеквартально).
Благодаря проведённым в очагах загрязнения подземных вод комплексными эколого-гидрологическими исследованиям, источники загрязнения подземных вод в основном известны.
Разработаны мероприятия и методы предотвращения этих загрязнений.
Таблица 13
Мероприятия по охране и рациональному использованию водных ресурсов по нефтегазодобывающему управлению "Лениногорскнефть" за 2000 год.
| № пп | Наименование мероприятия | Ед. измерен. | План на 2000г. | Факт. |
| 1. | Закачка нефтепромысловых сточных вод для целей ППД | млн.м3 | 6,714 | 5,728 |
| 2. | Капитальный ремонт водоводов | км | 20 | 61,904 |
| 3. | Капитальный ремонт нефтепроводов | км | 75 | 49,525 |
| 4. | Внедрение металлопластмассовых труб | км | 40 | 99,933 |
| 5. | Использование ингибиторов коррозии для защиты трубопроводов | |||
| 5.1. | На водоводах сточных вод | т | 450 | 120,133 |
| 5.2. | На нефтесборных сетях | т | 300 | 233,854 |
| 6. | Текущий ремонт обвалований, территорий скважин, нефтепромысловых объектов, находящихся вблизи водоёмов | шт. | – | – |
| 7. | Строительство узлов нефтеулавливания | шт. | 1 | 2 |
| 8. | Ремонт и поддержание в работоспособном состоянии узлов нефтеулавливания | шт. | 70 | 70 |
| 9. | Строительство боковых заграждений | шт. | – | – |
| 10. | Ремонт и поддержание в работоспособном состоянии боковых заграждений | шт. | 10 | 10 |
| 11. | Ремонт и поддержание в работоспособном состоянии биологических прудов | шт. | 2 | 2 |
| 12. | Повышение надёжности работы скважины с целью предотвращения загрязнения питьевых водоносных горизонтов | скв. | 25 | 36 |
| 12.1. | Исследование и цементирование за кондуктором в т.ч. подъём цемента за кондуктором | скв. | – | – |
| 12.2. | Герметизация экспл. колонны | скв. | – | 19 |
| 12.3. | Доподъём цемента за экспл. колонной | скв. | – | 7 |
| 12.4. | Ликвидация НГВП | шт. | – | 3 |
| 12.5. | Ликвидация скважин | скв. | – | 7 |
| 12.6. | Переликвидация скважин | скв. | – | – |
| 13. | Строительство кап-ых очистных | шт. | – | – |
| 14. | Установка и наладка датчиков солемеров для контроля водоёмов от загрязнения нефтепромысловыми водами | шт. | 10 | 10 |
Охрана земель.
В результате упорядочивания и более продуманного размещения сооружений, применения кустового и горизонтального бурения скважин значительно сократился отвод земель под нефтяные объекты. Так в начале 90-х годов под сооружениями и коммуникациями АО "Татнефть" находилось более 55 тыс. га, а в настоящее время – 34 тыс. га, хотя фонд пробуренных скважин за этот период возрос в 1.3 раза.
Наряду с сокращением отвода земель за счёт применения новых технологий бурения и разработки месторождений, нефтяниками уделяется большое внимание сохранения плодородия почв. В среднем сегодня возвращается прежним пользователям на 1500 га сельскохозяйственных угодий АО "Татнефть".
Длительное время, нередко десятилетиями, хранились в открытых амбарах нефтешламы, оставшиеся в наследство от прошлого. Для утилизации создано совместное предприятие. Более полумиллиона тонн нефтешламов уже переработаны по технологии, разработанной учёными ТатНИПИнефть, предприятием Татойлгаз совместно с Германией. Эта работа продолжается, а для предотвращения дальнейшего накопления шламов, загрязняющих природную среду, разработана технология безамбарного бурения с использованием передвижных буровых установок.
Из года в год в НГДУ "ЛН" уменьшаются площади нарушенных земель.
Это достигнуто за счёт уменьшения аварийности на трубопроводах, а также большой положительный эффект оказала остановка бригад ПРС, КРС и строительных организаций на период весенней распутицы. Кроме того, большая часть бригад ПРС в НГДУ "ЛН" переведены на колёсный ход, что резко позволило уменьшить порчу земель.
Продолжаются работы по охране недр и окружающей среды:
а) Исследование и наращивание цемента за кондуктором;
б) Исследование и герметизация колонн;
в) Физическая ликвидация скважин в санитарно-защитных зонах населённых пунктов рек и ручьёв, а также в зонах питания родников.
ЛИТЕРАТУРА
1. Амиров А.Д. Капитальный ремонт нефтяных и газовых скважин М. Недра, 1974
2. Акульшин А.И. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин М. Недра, 1989
3. Булгаков Р.Т., Газизов А.Ш. Ограничение притока пластовых вод в нефтяные скважины М. Недра, 1976
4. Бухаленко Е.И. Справочник нефтепромысловое оборудование М. Недра, 1990
5. Куцин П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности М. Недра, 1986
6. Молчанов А.Г. Подземный ремонт скважин М. Недра 1986
7. Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хисамов Р.Б. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского месторождения М. ВНИИОЭНГ, 1995
8. Садреева Н.Г. Технологическая схема разработки залежей 301-303 Ромашкинского месторождения: отчет по дог. № 95.860.97 "ТатНИПИнефть".; Бугульма, 1997г.;
9. Собанова О.Б., Фридман Г.Б., И.Л. Федорова И.Л. «Применение углеводородных композиций ПАВ для увеличения добычи нефти из обводнившихся пластов» Нефтяное хозяйство, 2000.- № 11.
10. Сулейманов А.Б., Карапетов К.А. Техника и технология капитального ремонта скважин М. Недра 1987
11. Руководство по проведению РИР на основе продукта СНПХ-9633
12. Руководство по проведению РИР на основе НБП.
13. Руководство по проведению РИР на основе «Дисин».
14. Справочное руководство по изоляции водопритоков в скважинах ОАО «Татнефть» 1999
ДИПЛОМНАЯ РАБОТА
Технология ремонтно-изоляционных работ на примере СНПХ-9633
2006
СОДЕРЖАНИЕ
1. ВВЕДЕНИЕ
2. ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
2.1 Орогидрография
2.2 Тектоника
2.3 Стратиграфия
2.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
2.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
2.6 Режим залежи
2.7 Конструкция скважины
3. ТЕХНИКО–ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
3.1 Причины обводнения скважин
3.2 Исследование и определение места притока вод в скважину
3.3 Виды ремонтно-изоляционных работ
3.4 Технологии, применяемые для изоляции водопритока на залежах 302-303 в НГДУ «Лениногорскнефть»
3.5 Технология ремонтно-изоляционных работ на примере СНПХ-9633 на скважине 15403а НГДУ «Лениногорскнефть»
3.5.1 Требования к выбору объектов
3.5.2 Требования, предъявляемые к подготовке скважины перед закачкой СНПХ-9633
3.5.3 Материалы, применяемые в технологическом процессе
3.6 Расчет необходимого количества реагента
3.7 Определение числа и типа специальной техники
3.8 Освоение скважины после ремонта
4. ОХРАНА ТРУДА И ПРОТИВОПОЖАРНАЯ ЗАЩИТА
4.1 Охрана труда и техника безопасности при КРС
4.2 Противопожарная защита
4.3 Требования безопасности при водоизоляционных работах по закачке СНПХ-9633
5. ОХРАНА НЕДР И ОКРУЖАЮЩЕЙ СРЕДЫ
5.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды в условиях НГДУ «ЛН»
5.2 Результаты использования водоизолирующих материалов на залежи 302-303
ЛИТЕРАТУРА.
ВВЕДЕНИЕ
В условиях, когда доля трудноизвлекаемых запасов Татарстана неуклонно растет, и превысила в настоящее время 80 % остаточных запасов, в осуществлении поддержания уровня добычи нефти определяющая роль принадлежит применению методов увеличения нефтеотдачи (МУН) и интенсификации разработки нефтяных месторождений. В последние годы однозначно доказана необходимость применения физико-химических МУН, к которым относится закачка композиции ПАВ СНПХ-9633. Поэтому тема дипломной работы, несомненно, актуальна.
Объектом изучения были участки 302, 303 залежи Ромашкинского месторождения. Залежи характеризуется увеличением доли трудноизвлекаемых запасов нефти и интенсивным обводнением скважин.
Целью курсовой работы было изучение и оценка эффективности применения композиций по изоляции водопритоков СНПХ-9633, а также рекомендация дополнительных требований по выбору скважин и участков для проведения работ по ограничению водопритоков.
Отличительной особенностью процесса разработки нефтяных месторождений с искусственным заводнением является прогрессирующее обводнение скважин по мере выработки извлекаемых запасов. В связи с тем, что многие месторождения вступают в более поздние стадии разработки, характеризующиеся высоким обводнением продукции скважин, проблема ограничения отбора воды приобрела в последние годы исключительную актуальность. В условиях резкой фациальной неоднородности продуктивных горизонтов, разработки их сеткой скважин и общим фильтром постепенное обводнение нефтяных скважин является естественным, и значительные запасы нефти отбираются в водный период эксплуатации скважин.
На характер обводнения добываемой продукции оказывает влияние множество факторов, связанных, с одной стороны, с геологическим строением и коллекторскими свойствами пласта, физико-химическими свойствами нефти и вытесняющей жидкости, с другой – с применяемой системой размещения скважин, технологией их строительства, режимами эксплуатации. В условиях роста депрессий большое число скважин обводняется из-за прорыва вод по отдельным высокопроницаемым пропласткам эксплуатируемого объекта, нарушения герметичности заколонного пространства, а также из-за подтягивания конусов подошвенной воды. Кроме того, многие залежи нефти приурочены к водонефтяным зонам, где скважины с первых же дней эксплуатации начинают давать обводнённую продукцию. Преждевременное обводнение скважин уменьшает конечную нефтеотдачу и вызывает большие непроизводительные затраты на добычу, транспортирование попутной воды и на борьбу с коррозией промыслового оборудования.
ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ
Орогидрография
В географическом отношении залежи 302,303 Ромашкинского месторождения прослеживаются от Северо- Западной оконечности Бугульмино – Белебеевской возвышенности через Шугуровское плато до границы Республики Татарстан.
В административном отношении изучаемые залежи принадлежат Лениногорскому району.
Ближайшие крупные населенные пункты - районные центры: город Лениногорск – располагается в 12 км на восток и город Альметьевск в 25 км на север от северо-восточной части, изучаемой площади. Непосредственно на площади залежей расположены поселки городского типа - Шугурово, Куакбаш, Зеленая Роща. Остальные населенные пункты сельского типа - это Верхняя Чершила. Нижняя Чершила, Алешкино, Кузайкино, Тукмак и другие. Все населенные пункты связаны между собой широко развитой сетью асфальтированных и грунтовых работ.
Ближайшими железнодорожными станциями являются Бугульма (50 км) и Клявлино (30км) через которые проходит однопутная железнодорожная линия Ульяновск – Уфа. Кроме того, восточнее месторождения проходит железнодорожная линия, соединяющая нефтяные районы Бугульма – Лениногорск – Альметьевск – Акташ-Кама.
Населенные пункты электрофицированны. Электроснабжение осуществляется посредством линии передач от Куйбышевской, Уруссинской, и Заинской ГРЭС.
Местные месторождения твердых полезных ископаемых известняка, гравия, глины, песков – находя широкое применение в качестве строительных материалов.
Климат района умеренно континентальный. Зима (середина ноября-март) умеренно холодная, снежная, с устойчивыми морозами, Средняя температура января -130, -15 0С, в отдельные годы абсолютный минус опускается до –400 - 450 С Снежный покров устанавливается в конце ноября, его толщина в марте достигает 50-60см. Лето (июнь-середина сентября) теплое. Средняя температура самого жаркого месяца июля +180, +200С, может достигать +360 +380С.
Преобладающее направление ветров западное и юго-западное, со скоростью 2 – 5м/сек. В летний период до 14 дней с суховеями. Атмосферные осадки выпадают неравномерно, среднегодовое количество их составляет 400 – 500мм
Замерзание почвы с поверхности наблюдается с октября - ноября по апрель – май месяцы. Средняя глубина промерзания почвы достигает -1метра, минимальная -1,5м Рельеф описываемой территории представляет собой довольно расчлененную равнину с самыми высокими абсолютными отметками у деревни Алешкино (+337м) и на Шугуровском плато (+320м). Минимальные отметки приурочены к речным долинам (+60, +100м).
Реки, протекающие здесь, не судоходны и транспортного значения не имеют. Это река Шешма и ее правые притоки: Лесная Шешма, Каратай, Кувак. Реки текут с юга на север, северо-запад, что обусловлено общим понижением рельефа в этом направлением.
Для обеспечения водой нефтедобывающей промышленности, а так же для промышленных и бытовых нужд используются воды рек и подземные воды пермских отложений.
После добычи нефть в качестве технологического сырья поступает по нефтепроводам на заводы в различные города нашей страны (Уфа, Пермь, Самара и другие), а также на экспорт (нефтепровод Дружба).
Тектоника
В тектоническом отношении основным структурным элементом, контролирующим в современном плане закономерности распределения промышленных скоплений нефти на площадях Ромашкинского месторождения является Южный купол Татарского свода - структура первого порядка. Купол представляет собой крупное платообразное поднятие изометричеческой формы размером около 100х100км.
Структурный план отложений нижнего карбона
По кровле продуктивных отложений Серпуховского яруса четко прослеживается крупная структура второго порядка - Шугурово-Куакбашский вал. В пределах изогипс 550-555м - это асимметричное поднятие, вытянутое в субмеридиальном направлении на 18-20км, ширина изменяется от 1,5 до 6,0км, постепенно сужаясь к переклинальным частям структуры. Наиболее приподнятая часть с амплитудой свыше 60м находится в районе Шугуровского поднятия. Восточное крыло структуры, особенно на юге, круче западного.
С юга на север в границах вала выделяется ряд иногда довольно крупных поднятий третьего порядка: Ойкинское, Шугуровске, Сортоводское, Куакбашское. Размеры их колеблются от 60 до 15 метров. Последние в свою очередь осложняются большим количеством более мелких локальных поднятий и прогибов.
Ойкинское поднятие занимает юго-западную переклиналь. Это относительно небольшое (2,5х1,5км) мало – амплитудное (15м).
Шугуровское поднятие в границах изогипсы 530м приобретает в плане вытянутую с юга на север овальную форму с размерами длиной 7,5 –8,0 км, шириной 1,5 – 3,0км. Сводовая часть имеет абсолютную отметку 486-490метров. Амплитуда поднятия до 60 метров. На север и юг поднятие заметно выполаживается до 15 и менее метров.
Сортоводское поднятие занимает южную часть Куакбашской площади, по изогипсе 530метров объединяет ряд более мелких приподнятых участков. Размер поднятий 7,0 х 2,0 км, амплитуда до 20 метров. На юге намечается пологая зона перехода Соратоводской структуры в Шугуровскую.
В пределах Куакбашской структуры в пределах изогипсы 530-540 метров выделяют два замкнутых приподнятых участка с размером 3,0 - 3,5 х 0,5 - 2,0 км, и амплитуда 15 – 10 метров.
Рассмотренные поднятия отделены друг от друга и вышеописанной Сартоводской структуры широтными зонами прогибания с отметками более 535-540 метров,
Далее на север в приклинной части вала в пределах изогипсы 540 – 545 метров выделяется ряд мелких мелкоамплитудных (5-10 м), куполовидных локальных участков.
В пределах Зай – Каратаевской структуры в границах изогипсы 545 м выделяются малоамплитудные (5-10м) поднятия широтного простирания с размерами 4,2 х 0,22 км.
Структурный план отложений среднего карбона
На структурном плане по кровле Башкирских отложений на рассматриваемой территории также четко прослеживается Шугурово-Куакбашский вал, к которому и принадлежат 302-303 залежи. С юга на север в его пределах несколько поднятий третьего порядка, которые осложнены более мелкими локальными приподнятыми участками структуры.
Наиболее приподнятое Шугуровское поднятие оконтуривается изогипсой 505м. Размеры этого участка 6,5 х 2,5-1,6 км, амплитуда более30метров. Сводная часть осложнена двумя небольшими куполами и по кровле Башкирского яруса с отметкой 500метров имеет размеры 2,0 х 2,0-1,5 км, амплитуда до 30метров.
В строну склонов структуры отмечается заметный перепад в отметках от 473 метров до 543 метров на восточном склоне (на расстояние 2,0 км) и до 512 метров на западном крыле (на 3,5 км)
На севере Шугуровского поднятие ограничивается пологой зоной прогибания с отметками более –510 метров. На юге также отмечается плавный переход в сторону Ойкинского поднятия, которые характеризуются небольшими размерами (2,5 х 1,25 м), амплитуда его порядка 5-7 м.
Сортовское поднятие, ограниченное изогипсой –510метров. В плане представляет структуру близкую к изометрической форме. В ее западной части четко выделяется локальное поднятие северо-восточного простирания. В пределах изогипсы -505метров, оно имеет размеры 3,7-0,8 км, амплитуду 17 метров. В центральной и восточной частях структуры намечается пологое залегание поверхности Башкирских пород с отметками 500-510 метров.
Здесь образуются замкнутые мало амплитудные поднятия. На северо-востоке намечается субширотная зона прогибания с отметками ниже –510 метров.
В пределах Куакбашского участка вала, в его наиболее приподнятой центральной части, на фоне общего гипсометрического понижения выделяются небольшие (0,5 –1,5 х 0,25-1,0 км) поднятие.
Стратиграфия и литология
В геологическом строении Шугуровско-Куакбашской площади принимает участие кристаллический фундамент и платформенный чехол. Кристаллический фундамент сложен метаморфическими породами архейской группы. Осадочный чехол включает отложения девона, карбона, перьми и четвертичной систем. На поверхность обнажаются четвертичные и верхнеказанские отложения. Более древние образования вскрыты многочисленными скважинами. Общая мощность осадочного чехла около 2000 м. Из них 75% приходится на карбонатные и 25% на терригенные породы.
Вопросами корреляции и стратиграфической идентификации разрезов скважин занимались многие исследователи. Эти вопросы отработаны достаточно хорошо, поскольку в разрезе, по данным ГИС, присутствует большое количество реперных пластов, имеющих площадной характер распространения. Поэтому, достаточно однозначно выделяются интервалы залегания продуктивных пластов.
Каменноугольная система – С
В пределах 302-303 залежей отложения каменноугольной системы представлены карбонатными отложениями нижнего и среднего отделов.
Нижнекаменноугольный отдел – С1
Серпуховский ярус – С1 srp
В составе яруса выделяются тарусский, стешевский и протвинский горизонты. Литологически отложения представлены известняками и доломитами кристаллически зернистыми, часто кавернозными и трещиноватыми.
Верхняя граница яруса (протвинский горизонт) проводится по резкой смене нижнекаменноугольной фауны (фораминифер, брахиопод и кораллов) среднекаменноугольными. На электрокаратажных диаграммах этой границе отвечает подошва репера С31-15. Продуктивная часть серпуховского яруса -протвинский горизонт (залежь 303), представлена известняками и доломитами зернистыми, светло-серыми, сахаровидными. Толщина горизонта 36-57 м.
В основании яруса залегают плотные известняки и доломиты общей мощностью иногда до 25 м. Однако, не всегда подошва яруса отбивается достаточно четко. Этой части разреза соответствует электрорепер С31-12. Толщина серпуховского яруса в целом составляет 116-157 м.
Среднекаменноугольный отдел – С2
Среднекаменноугольные отложения повсеместно залегают со стратиграфическим несогласием на породах серпуховского яруса. В среднем карбоне выделяют два яруса: башкирский и московский. Общая толщина среднекаменноугольных отложений 255-375 м.
Башкирский ярус – С2 bsch
По подошве башкирского яруса залегают плотные глинистые известняки и доломиты толщиной до 4-8 м. На электрокаратажных диаграммах этой части разреза соответствует репер С1-15.
В литологическом отношении ярус, в основном, сложен известняками органогенными, органогенно-обломочными, микрозернистыми, брекчиевидными и доломитами, кавернозными и трещиноватыми.
Продуктивная часть разреза сложена пористыми известняками, толщина которых колеблется от 2 до 16 м. В кровельной части они перекрываются плотными глинистыми известняками (до 3 и более метров, Rp С2-18). В Шугуровском типе разреза пачка пористых известняков представлена в более сокращенном виде. Толщина яруса изменяется от 6 до 36 м.
Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
В процессе геологической съемки, бурения структурно-поисковых, разведочных, эксплуатационных и нагнетательных скважин на территории Ромашкинского месторождения к 1980 году было выявлено более 200 залежей и установлена нефтеносность 14 горизонтов. В том числе на рассматриваемых площадях Шугуровско-Куакбашской зоны доказано наличие промышленных скоплений нефти в терригенно-карбонатных коллекторах турнейского яруса, бобриковского горизонта, серпуховского и башкирского ярусов и верейского горизонта – отложений нижнего и среднего карбона.
В нижне и среднекаменноугольных отложениях Ромашкинского месторождения самые крупные залежи открыты в его юго-западной части на наиболее приподнятой части Миннибаевской террасы – Куакбашско-Шугуровской структуре, вытянутой в меридиональном направлении. Нефтепроявления в этом районе приурочены, в основном, к отложениям серпуховского и башкирского ярусов нижнего и среднего карбона, которые отличаются чрезвычайной неоднородностью и невыдержанностью по площади и по разрезу.
Дата: 2019-05-28, просмотров: 343.
