Южно-Ягунское нефтяное месторождение

С О Д Е Р Ж А Н И Е
ВВЕДЕНИЕ
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Характеристика района
1.2 История освоения месторождения
2 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Краткая геолого-физическаяхарактеристика месторождения
2.1.1 Стратиграфи
2.1.2 Тектоническое Нефтеносность месторождений.Гидрогеология 2.2 Коллекторские свойства продуктивных пластов
2.3Свойства пластовых жидкостей и газов
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Основные проектные решения поразработке Южно — Ягунского месторождения
3.2 Текущее состояние разработки
3.3 Анализ системы заводнения
3.4Анализ результатов гидродинамических исследований скважин и пластов,характеристика их продуктивности и режимов
4 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1 Требования кконструкции скважин, технологиям и проиводству
буровых работ
4.2 Подземноеи устьевое оборудование при различных способах добычи
4.2.1 Фонтаннаяэксплуатация скважин
4.2.2 Эксплуатация скважин штанговымиглубинными насосными установками
4.2.3 Общие сведения об эксплуатациискважин УЭЦН
4.2.4 Технические характеристикинасосов
4.3 Преимущество скважиноборудованных УЭЦН
5 СПЕЦИАЛЬНАЯ ЧАСТЬ
5.1 Характеристикафонда скважин, оборудованных УЭЦН
5.2 Анализэффективности работы и причины отказов УЭЦН
5.3 Анализ ремонтовУЭЦН не отработавших гарантийный срок
5.4 Анализ применения УЭЦНРоссийского производства
5.5 Анализ применения УЭЦН импортногопроизводства
5.6 Способы борьбы с осложнениями при эксплуатации УЭЦН
5.7 Подбор оборудования иустановление оптимального режима эксплуатации скважин оборудованных УЭЦН
6. ОРГАНИЗАЦИОННО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
6.1 Оптимизация режима работыскважин.
6.2 Расчет потока денежной наличностиот применения НТП.
6.3 Анализ чувствительности проекта криску.
7. ОЦЕНКА БЕЗОПАСНОСТИ ИЭКОЛОГИЧНОСТИ ПРОЕКТА
7.1 Обеспечение безопасностиработающих
7.1.1 Основныевредные и опасные факторы в процессе производства
7.1.2 Расчет заземления скважин,оборудованных ЭЦН
7.1.3 Основные мероприятия пообеспечению безопасных условий труда.
7.1.4 Средства индивидуальной защиты
7.2 Оценка экологичности проекта
7.2.1 Анализ и оценка опасности дляприродной среды при обслуживании скважин, оборудованных ЭЦН
7.2.2 Расчет выбросов вредных веществ(углеводородов) от скважин
7.2.3 Расчет выбросов вредных веществот свечи рассеивания
7.2.4 Основные мероприятия по охранеприродной среды
7.2.5 Охрана недр при эксплуатациискважин, оборудованных ЭЦН
7.3 Оценка и прогнозированиечрезвычайных ситуаций
7.3.1 Описание возможных аварийныхситуаций
7.3.2 Характеристика мероприятий позащите персонала промышленного объекта в случае возникновения ЧС
ВЫВОДЫ
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
ВВЕДЕНИЕ
Западно-Сибирская провинция – наиболее крупная из всехнефтегазоносных провинций, выделенных на территории России. Расположенная наобширной равнине между горными сооружениями Урала на западе и Сибирскойплатформой на востоке, ограниченная на юге Алтае-Саянской горной системой, онаохватывает земли Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской областей.
 Западно-Сибирская провинция занимает ведущее место в Россиикак по величине выявленных в ее пределах запасов углеводородов, так и по уровнюнефти и газа. Будучи самой молодой из провинций, имеющих развитуюнефтедобывающую промышленность, она за короткий промежуток времени вышла напервое место по основным показателям. Объем начальных разведанных запасов нефтиЗападной Сибири составляет более 60% общероссийского, текущих – более 70%.Ежегодная добыча нефти в регионе составляет порядка 70% суммарной по России.
 Отличительной особенностью сырьевой базы Западно-Сибирскойнефтегазоносной провинции является наличие большого числа крупнейшихместорождений. К настоящему времени здесь выявлены и разрабатываются такиеместорождения-гиганты как Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Приобское.Быстрый ввод крупнейших месторождений в промышленную разработку явилсяопределяющим фактором, позволившим в рекордно короткие сроки создать натерритории Западной Сибири мощный нефтедобывающий комплекс. 
 Опытпоказал, что для увеличения эффективности и надежности работы УЭЦН, извлечениядополнительной нефти при нарастающей обводненности, одной из важных задачявляется обеспечение работ насосных установок в оптимальном режиме,обеспечивающем минимальные энергетические затраты, возможно большиймежремонтный период работы оборудования, а также повышения коэффициентаэксплуатации.
Цель работы — провести анализ работыи оптимизацию скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении НГДУ«Когалымнефть» ЦДНГ-1, которое по объему начальных запасов относится к разрядукрупных.

1. Общая часть
1.1 Характеристика района работ
Южно-Ягунскоенефтяное месторождение находится в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносногорайона и расположено в северо- восточной части города Сургута, в 75 км от негои в 60 км на юго-запад от города Ноябрьска. В непосредственной близости от месторожденияпроходят железная дорога Сургут — Уренгой и трасса газопровода Уренгой — Челябинск.
В орогидрофическом отношении рассматриваемыйрайон представляет собой пологую озерно-аллювиальную равнину южного склона Сибирскихувалов, абсолютные отметки которой колеблются от 110…120 км на севере, до 70…75км на юге. Гидрографическая сеть представлена реками субмеридиального направления:
· Ингу-Ягун,
· Кирил-Выс-Мун,
· Глунг-Ягун и другие.
Для них характерны меандры, большое количествостариц и мелких притоков, песчаных перекатов и завалов леса. Первая и вторая надпойменныетеррасы достигают высоты соответственно 8 и 15 м. Ширина рек колеблется от 5-10до 30 м, на 2 — 3 м.
 Реки покрываются льдом в третьейдекаде октября, глубина промерзания рек 0,35 м до 1,0 м. В конце декабря ледстановится прочным и возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта.Ледоход на реках начинается в середине мая.
Широко распространены болота иозера, которые являются составной частью грядковоозеркового комплексамикроландшафтов.В летнее время болота не проходимы для колесного транспорта,зимой часто встречаются непромерзшие участки (болотные речки«живуны»), что представляет собой значительные трудности дляпередвижения техники, при транспортировке оборудования, при строительствебуровых.
Заселенность площади составляетоколо 15% и находится в зоне средней тайги с преобладанием хвойных пород.Основные массивы лесов (кедр, лиственница, сосна) сосредоточены на приподнятыхучастках и на речных террасах. На водораздельных участках господствуют болота сотдельными островками карликового леса (сосна, береза).
Климат района резко континентальный схолодной, суровой зимой и коротким, но теплым летом. Среднегодовая температуразимой -23,20С, летом +16,10С. Устойчивый снежный покровобразуется в третьей декаде октября и держится 200-220 дней. Толщина снежногопокрова на отдельных участках не превышает 1,0 м, в заселенных местах до1,2-1,6 м. Глубинапромерзания составляет 1,3-1,7 м./> />
Рисунок.1.1. Схема размещениянефтяных (1), нефтегазовых (2) и нефтегазоконденсатных (3) месторождений Сургутскогонефтегазоносного района
Летокороткое, относительно теплое (среднемесячная температура +16,1С). Максимальнаятемпература самого жаркого месяца – июля достигает +35 С. Количествоатмосферных осадков в год составляет 482 мм, причем 75% приходится на теплоевремя года.
 Преобладающеенаправление ветров в теплый период – северное и северо-восточное, а в холодный– южное и юго-западное.
Район относится к слабонаселенным, нос развитием нефтебобывающих и строительных работ за последние годы численностьнаселения постоянно увеличивается за счет приезжающих из других областей иреспублик. Коренное население – ханты и манси.
На территории месторождения разведано6 карьеров песков пылеватых, мелкой и средней крупности, что может бытьиспользовано при строительстве дорог. Крупные месторождения песка, глин ипесчано-гравийных смесей открыты в пределах Холмогорского месторождения и г.Ноябрьска.
Натерритории Южно-Ягунского месторождения имеется густая сеть внутри- имежпромысловых дорог, линий электропередач и трубопроводов различногоназначения. Электроснабжение выполнено по высоковольтной линии ВЛ-110. Наместорождении построены трансформаторные подстанции ПС 110/35, ПС 36/6.
Ближайшие месторождения:
· Когалымское,
· Холмогорское,
· Дружное.
1.2 История освоения месторождения
Основанием для постановкипоисково-разведочного бурения на рассматриваемой площади послужило наличиеположительной структуры, промышленная нефтеносность Когалымского, Савуйского,Фёдоровского и других соседних поднятий.
 Бурениена площади начато в конце 1971 года… Первая поисковая скважина №51 былазаложена в сводовой части Ягунской локальной структуры, выявленной в результатеплощадных сейсморазведочных работ. Целевым назначением скважины являлосьизучение нефтегазаносности юрских и нижнемеловых отложений, уточнениегеологического строения Ягунской структуры.
В Сургутском и смежных районах впроцессе нефтепоисковых работ были выявлены крупные скопления нефти, связанныеантиклинальными ловушками (Южно-Сургутское, Повховское, Фёдоровское, Дружное)
В конце декабря 1975 года былутверждён геологический проект глубокого бурения на Южно-Ягунской площади. Длярешения поставленных задач проектом предусматривалось заложение 3-х глубокихпоисковых скважин №83, №84, №85, расположенных профилем меридионального,секущим предполагаемую заливообразную зону распространения коллекторов пластаБС10.
Разведочное бурение на месторождениибыло начато в мае 1979 года. Бурение было сосредоточено в центральной части иЮжной Ягунской структуры. Скважины располагались по двум профилям:
1.Сумберидиональногопростирания (скв. №54, №56, №57) проходит параллельно оси Ягунского поднятия.
2.Субширотное направление иориентируется по оси структурного выступа, осложняющего западное крыло Ягунскойструктуры. Расстояние между скважинами на профилях 2,5-9 км. Скважинымеридионального профиля бурились последовательно с юга на север. В скважине№55, №84 при испытании пласта БВ8 получены притоки пластовой нефти. Это дало основаниепредположить в сводах локальных структур наличие небольших залежей нефти.
Стало ясно, что пласт ЮС1 не можетявляться базисным горизонтом разведки. Имеющийся материал дал основаниебазисным считать группу горизонтов БС10-11.
Результаты бурения скважин показали,что горизонт БС11 делиться на 2 пласта: 1БС11, 2БС11, а горизонт БС10 делитьсяна 2 пласта: 1БС10 и 2БС10.
Таким образом, в результатепроведённых геологоразведочных работ открыто крупное месторождение нефти,которое находится в близи от разрабатываемых Повховского, Ватьёганского,Южно-Сургутского месторождений. Выявлены залежи нефти промышленного значения впластах, ЮС1,1БС10, 2БС10, 1БС11, 2БС11.
2.ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ2.1 Краткаягеолого-физическая характеристика месторождения
2.1.1 Стратиграфия
Геологический разрез Южно-Ягунскогоместорождения представлен породами двух структурных комплексов:мезозоййско-кайнозойского чехла и доюрских образований (см.рисунок 1.1).
 Палеозойский фундамент. НаЮжно-Ягунском месторождении породы фундамента не вскрыты. В целом поСургутскому своду породы вскрытой части фундамента представлены эффузивами. Зеленоватыеи вишнево-бурые миндалекаменные диабазовые порфириты предположительнотриассового возраста вскрыты Сургутскими скважинами 51 и 52 и Федоровской скважиной131. В верхней части эффузивов залегает кора выветривания, толщина которойнесколько десятков метров.
Юрская система. Нижне-среднеюрский отдел (тюменскаясвита) представлен чередующимися прослоями сероцветных песчаников, алевролитови аргиллитов с обилием обугленного растительного детрита. Отдельные прослои ипачки аргиллитов, сильно обогащенные углистым детритом, переходят в прослоибурых углей. Нефтеносность отложений тюменской свиты на данном месторождении неустановлена. По спорово-пыльцевым комплексам возраст пород определяется кактриассовый. Вскрытая толщина тюменской свиты около 400 м.
Верхнеюрский отдел (васюганская, георгиевская,баженовская свиты). Нижняя подсвита васюганской свиты представлена аргиллитамитемно-серого цвета, тонкослоистыми, известковистыми до переходящими визвестняк, иногда здесь встречаются прослои битуминозных аргилитов. Верхняячасть васюганской свиты сложена песчаниками и алевролитами темно-серыми,мелко-зернистыми, слюдистыми глинистыми, слабоизвестковистыми с подчиненнымипрослоями аргилитов.
К отложениям подсвиты приуроченгоризонт ЮС1, верхняя часть которого является промышленно-нефтеносной.Индексирована, как пласт ЮС1-1 и выделена в объект подсчета.Возраст осадковвасюганской свиты – верхнекелловый–оксфордский, установлен по фауне аммонитов ифораманифер. Мощность всей свиты в целом – 75 — 80 м, верхней подсвиты – 30 –35 м.
Отложения георгиевской свитыпредставлены аргиллитами темно-серыми, почти черными с зеленоватым оттенком (засчет присутствия глауконита), иногда встречаются прослои известковистогопесчаника. Аргиллиты очень плотные, иногда известковистые, переходящие вглинистый известняк. В аргиллитах георгиевской свиты встречаются прослои,обогащенные обломками спикул губок настолько, что визуально порода похожа напесчаник. Породы георгиевской свиты содержат фауну кимериджского возраста.Мощность свиты редко превышает 4 — 5 м, иногда сокращается до 0.8 — 1.0 м.
Породы баженовской свиты являются одним из самых выдержанныхлитологических и стратиграфических реперов и представлены буровато-чернымитонкоплитчатыми аргиллитами с тонкими прослоями глинистого листоватогоматериала и известняков, с вкраплениями пирита, с большим количествоморганического материала. Они содержат многочисленные обломки раковин аммонитов,пелиципод. Возраст аргиллитов баженовской свиты — волжский. В самой кровлевстречена фауна бериасского яруса. Мощность баженовской свиты – 24 — 30 м.
Меловая система. Нижнемеловый отдел (мегионская,вартовская, алымская и нижняя часть покурской свиты).
Мегионская свита имеет пятичленноестроение. Низы свиты образовывает подачимовская пачка темно-серых, почти черныхаргиллитов, участками битуминозных. Выше залегает ачимовская толща, не имеющаяповсеместного распространения, представленная песчаниками светло-серыми,мелко-зернистыми, карбонатными. К ней приурочены песчаные пласты БС16 – БС22, скоторыми связана промышленная нефтеносность на Сургутском своде. В пределахЮжно-Ягунского месторождения признаки нефтеносности обнаружены при опробованиискважин 103р (пл.БС18) и 110р (пл.БС16). Выше залегают темно-серыеаргилитоподобные глины, плитчатые, слюдистые с прослойками и линзамисветло-серого песчаного материала. Следующая пачка представлена чередованиемаргиллитов, песчаников и алевролитов. К этим отложениям приурочены песчаныепласты БС12 – БС10. Установлена промышленная нефтеносность пластов БС10-1,БС10-2, БС11-1, БС11-2. Завершает разрез мегионской свиты пачка аргиллитовтемно-серых, плотных, слабо алевритистых. На Сургутском своде эта пачка имеет региональноераспространение и стратиграфической схеме выделена как чеускинская. В породахмегионской свиты встречена фауна аммонитов и фораминифер бериасского иваланжинского ярусов. Толщина свиты 470-510 м.
Вартовская свита представляет собойтолщу переслаивания песчаников и алевролитов, аргиллитов и аргиллитоподобныхглин.Свита делится на две части: нижнюю, включающую пласты группы БС1-БС9, иверхнюю – с пластами АС4 – АС11. Все эти пласты на Южно-Ягунском месторожденииводонасыщены. Раздел между ними – пимская пачка темно-серых, однородныхаргиллитоподобных глин. В пределах нижней подсвиты выделяется сармановскаяпачка, которая является зональным репером в пределах широтного Приобья.Отличием отложений верхней и нижней подсвит являются условия их формирования.Осадки нижней подсвиты накапливались в условиях открытого морского бассейна, очем говорят остатки фауны аммонитов и фораминифер. По литологическому составупороды нижней подсвиты вартовской свиты в пределах описываемого месторожденияимеют значительные сходства с породами мегионской свиты. Наиболее существеннымотличием является обеднённость комплексов встреченной фауной и несколькоповышенная глинистость песчаников и алевролитов.
Верхняя подсвита формировалась вусловиях мелководья или даже в замкнутых континентальных бассейнах.Подтверждением этому служит состав, окраска пород, а также комплексорганических остатков. Довольно редкие комплексы фораминифер встречаются внижней части верхней подсвиты. В верхней же части встречаются остаткипресноводных остракод и пелеципод. Вмещающие фауну аргиллитоподобные глинысерые, зеленовато-серые до зеленых, с неясновыраженной слоистостью, вверхукомковатые, перемятые с зеркалами скольжения. Отличительной чертой песчаников иалевролитов является слабая отсортированность обломочного материала и цемент, всоставе которого значительную роль играет каолинит.Возраст вартовской свитыпринимается по схеме как валанжин-барремский, причем нижняя подсвита датируетсяваланжин-готеривской, а верхняя — готерив-барремской. Мощность вартовской свитыдостигает 400 м.
Алымская свита представленаглинистыми породами темно-серыми, почти черными с прослойками и линзамиалевролитов. Мощность свиты 120 м.
Покурская свита объединяет верхинижнего и низы верхнего отделов меловой системы. В покурской свите выделяютсядве подсвиты. Нижняя – наиболее глинистая и верхняя – с преобладаниемпесчано-алевритовых пород. Фауной отложения не охарактеризованы. На крайнемзападном и юго-западном склонах Сургутского свода аналогом возрастным покурскойсвиты являются две свиты — нижняя, преимущественно глинистая альбского возраста(ханты-мансийская) и верхняя — в основном песчано-алевритовая (уватская),относимая к сеноману. Толщина свиты 800 м.
Верхний отдел меловой системы(кузнецовская, березовская, ганькинская свиты). Кузнецовская свита в нижнейчасти представлена глинами темно-серыми, почти черными туронского яруса,которые выдержаны по площади и разрезу и являются региональным репером впределах Западной Сибири. Вверх по разрезу глины меняют окраску до серых. Глиныобогащены фауной фораминифор, иноцерамов, бакулитов и др. Толщина свиты 23 – 26м.
Березовская свита расчленяется на двеподсвиты: нижнюю и верхнюю. Нижняя посвита сложена голубовато-серыми, плотными,слабоглинистыми опоками и темно-серыми глинами с остатками фауны. Верхняяподсвита представлена зеленовато-серыми, опоковидными глинами. Толщина свиты150 – 175 м.
Ганькинская свита завершает разрез отложений меловой системы.Представлена глинами серыми и зеленовато-серыми, известковистыми до известковых,переходящими в мергелит. В породах встречается глауконит, фауна фораминифермаастрихтского яруса. Толщина ганькинской свиты 110 – 120 м.
Палеогеновая система. Палеогеновый отдел (талицкая свита)сложен монтмориллонитовыми глинами, темно-серыми, плотными,аргиллитоподоб-ными. Толщина свиты 80 – 100 м.
Эоценовый отдел (люлинворская свита)представляет собой толщу глин, в нижней части опоковидных, в верхнейдиатомовых, переходящих в диатомиты. По возрасту эти отложения относятся книжнему-среднему эоцену, толщина отложений свиты 180 – 210 м.
Верхний эоценовый – нижнийолигоценовый отделы (тавдинская свита) сложены глинами алевритистыми. Толщинасвиты до 180 м.
Средний олигоценовый отдел(атлымская, новомихайловская свиты). Атлымская свита представлена пескамикварцевыми, разнозернистыми с прослоями линзовидных включений песчанистых глин.Толщина свиты до 50 м.
Новомихайловская свита представленаглинами серыми, коричневато-серыми, зеленовато-серыми, с включениямислабоуплотненных алевролитов и бурых углей. Толщина отложений свиты до 30 – 60м.
Верхний олигоцен (туртасская свита)представлен алевритами, песками и глинами. Пески и алевриты кварцевые свключениями зерен глауконита. Толщина свиты 40 – 70 м.
Неогеновая система. Отложения неогена развиты неповсеместно и керном не охарактеризованы.
Четвертичная система. Отложения системы развитыповсеместно и представлены суглинками, супесями, песками и глинами пойменных иозерно-болотных фаций. Толщина отложений 15 – 30 м.
2.1.2 Тектоническое строение
Для геологического строения Западно-Сибирской плитыхарактерно наличие трех структурно-тектонических этажей. Степень изученности ихразлична, т.к. нижний и средний пока исследованы недостаточно полно, а верхний,с которым связано большинство скоплений углеводородов, охарактеризован взначительно большей степени, как геофизическими методами, так и глубокимбурением.
Нижний этаж, или фундамент,сформировавшийся в палеозойское и допалеозойское время, представленэффузивными, изверженными или сильно дислоцированными осадочными иметаморфическими породами. Он связан с геосинклинальным этапом развития плиты.
Средний этаж объединяет породы,сформировавшиеся в пермотонасовое время в условиях пара геосинклинали. Вотличие от нижнего этажа, эти породы менее дислоцированы и имеют меньшуюстепень метаморфизма.
Верхний этаж образовался вмезо-кайнозойское время в условиях устойчивого прогибания фундамента. Онхарактеризуется слабой дисло-цированностью и практически полным отсутствиемметаморфизма пород. Эти отложения слагают собой осадочный чехолЗападно-Сибирской плиты. По данным КМПВ и высокоточной аэромагнитной съемки,рельеф фундамента имеет общее погружение на север и разбит на блокипреимущественно субмеридионального простирания. Породы пермо-триаса,унаследовав от нижнего этажа северное региональное погружение, несколькосглаживают его резко расчлененный рельеф.
При описанииструктурно-тектонического строения района Южно-Ягунского месторождения поверхнему этажу, за основу использована “Тектоническая карта мезозойско-кайнозойскогоплатформенного чехла Западно-Сибирской плиты” (редактор- И.И. Нестеров,1975г.). Согласно данной карты, исследуемая площадь расположена насеверо-восточном погружении Сургутского свода, которое осложнено структурой II порядка — Ягунским куполовиднымподнятием (к.п.). На севере оно граничит с Северо-Сургутской моноклиналью, навостоке и юго-востоке, через Южно-Ягунскую котловину, с Ватьеганским к.п., а назападе, через относительно неглубокий прогиб, с Тевлинским к.п., такжеосложняющим восточное погружение Сургутского свода.
По результатам более детальныхсейсморазведочных работ (м 1:100000 и 1:50000), для площади Южно-Ягунскогоместорождения была построена структурная карта по отражающему горизонту “Б”(верхняя юра), связанному с региональным сейсмическим и геологическим репером вЗападной Сибири (битуминозные аргиллиты баженовской свиты берриас- волжскоговозраста).
В таблице 1.1 приводитсясопоставление глубин залегания данного репера по результатам бурения и даннымсейсморазведки по горизонту “Б”:
Таблица 2.1 Сопоставление глубинзалегания репера и данных сейсморазведки по горизонту «Б»№ скв. а.о. отраж. гор.”Б” по сейсмике а.о кровли бажен. свиты.по бурению
H=Hбаж.-H“Б”
H= Hi — Hср.
H 2 =
H “Б”, м
Hбаж., м H, м м м 52 2750 2760 -10 -9 81 53 2760 2761 -1 55 2710 2720 -10 -9 81 56 2725 2723 +2 +3 9 58 2732 2733 -1 63 2695 2712 -17 -16 256 67 2715 2717 -2 -1 1 75 2726 2729 -3 -2 4 77 2750 2747 +3 +4 16 79 2743 2749 -6 -5 25 80 2702 2700 +2 +3 9 84 2715 2718 -3 -2 4 85 2770 2767 +3 +4 16 91 2748 2744 +4 +5 25 92 2725 2724 +1 +2 4 99 2755 2756 -1 103 2700 2699 +1 +2 4 105 2765 2747 +18 +19 361 110 2725 2721 +4 +5 25 -1 + 6,96м
Из таблицы следует, что среднеквадратичная погрешностьопределения глубин по данным сейсмических работ на площади Южно-Ягунскогоместорождения равная +6,96, позволяет достаточно надежно использоватьсейсмическую карту по отражающему горизонту “Б” в качестве основы дляструктурных построений по продуктивным пластам. Об этом свидетельствует сериякарт, построенных по кровле мегионской, вартовской, алымской, покурской,ганькинской и талицкой свит. Анализ этих карт указывает на унаследованныйхарактер структурных планов с постепенным выполаживанием вверх по разрезу.
 По отражающему горизонту “Б” площадьЮжно-Ягунского месторождения включает группу структур III порядков: Ягунское, Южно-Ягунские (две), Дружноелокальные поднятия, которые разделяются неглубокими (20-25м) прогибами иседловинами.
 Ягунское и Южно-Ягунское (I) локальные поднятия по отражающемугоризонту «Б» представляют собой брахиантиклинальные складки субмеридианальногопростирания, оконтуренные изогипсой –2725 м, имеющие размеры в пределах данныхизогипс соответственно 18 * 19 и 7,5 * 3,5 км, амплитуда – 39 и 12 м; углынаклона крыльев составляют первые единицы градусов.
Южно-Ягунское (II) локальное поднятие по отражающемугоризонту “Б” представляет собой брахиантиклинальную складку изометрическогопростирания, размеры которой 4,5 * 4 км, амплитуда 15 м, углы наклона крыльевменее 1 градуса.
Дружное локальное поднятие поотражающему горизонту «Б» представляет брахиантиклинальную складкусубмеридианального простирания, размером 15,0 * 6,5 км, амплитудой 33 м; углынаклона крыльев менее 1 градуса.
Эксплуатационное разбуривание, восновном, подтвердило представление о тектоническом строении месторождения,выявленное по разведочным скважинам. Структурные планы по кровле основныхпродуктивных горизонтов Южно-Ягунского месторождения и отражающему горизонту«Б» сходны между собой, отличаясь лишь глубинами залегания, амплитудамиподнятий и углами падения слоев. Краткая характеристика этих структурных элементовприведена в таблице 2.2
Таблица 2.2 Характеристика структурных элементовЮжно-Ягунского нефтяного месторожденияНазвание структуры Замыкающая сейсмоизогипса, м Простирание, форма Размеры, км Амплитуда, м Углы падения крыльев от-до Ягунское -2725 Субмери-диан-е. 18x 19 39 1 10 -17 Южно-Ягунское, -2725 — “ – 7,5×3,5 12 34 — 8 Южно-Ягунское, II -2725 Изомет-рическое 4,5×4 15 52 — 28 Дружное -2730
Субмери-
диан-е. 15×6,5 33 52 — 17 /> /> /> /> /> /> /> />
 

Какотмечалось выше, структурные планы по кровлям коллекторов продуктивных пластовгоризонтов БС10 и БС11, в основном, повторяют структурные особенности карты поотражающему горизонту “Б”. Наличие в пределах месторождения ряда малоамплитудных поднятий определило во многом распределение по площади залежей вусловиях неполного заполнения крупных структурных ловушек.
 Из-за больших размеров, приведемтолько небольшую часть структурной карты продуктивного пласта БС10-1. На рис.2.1 представлена структурная карта участка блока N 13 ( район скв. 684 – 688, 2231 – 2234), т.е. тот блок, гдепредполагается проведение работ по улучшению нефтеотдачи пласта. Структурнаякарта представляет собой изображение в горизонталях (изогипсах) рельефа ипостроена по кровле пласта БС10-1. Она дает четкое представление о строениивыбранного горизонта, обеспечивает наиболее точное проектирование разведочных иэксплуатационных скважин, облегчает изучение изменения свойств по площадипродуктивного горизонта (мощности, пористости, проницаемости), помогаетопределить границы залежи и распределение давлений. За базисную поверхность припостроении этой

/>

 Рисунок 2.1. Структурная карта по поверхности пласта БС10-1.Масштаб 1: 25000
структурной карты принят уровень моря, от которогопроизводятся отсчёты горизонталей (изогипс) глубинного рельефа.
Южно-Ягунское месторождение расположено в северо-восточнойчасти Сургутского нефтегазоносного района (НГР) Среднеобской нефтегазоноснойобласти. Промышленная нефтегазоносность Сургутского НГР — одного из основных позапасам нефти в Западной Сибири, подтверждена открытием таких крупнейшихместорождений, как Усть-Балыкское, Мамонтовское, Федоровское и др. Залежи нефтии газа открыты и разведаны в отложениях тюменской свиты (Федоровское,Тепловское), васюганской свиты (Когалымское), баженовской свиты (Малобалыкское,Соимлорское и др.), ачимовской толщи (Малобалыкское, Среднебалыкское,Нятлонгское, Суторминское), в группах пластов БС и АС мегионской и вартовскойсвит (Федоровское, Усть-Балыкское, Холмогорское, Лянторское и др.). Такимобразом, этаж нефтегазоносности в рассматриваемом районе охватывает комплексосадочных пород нижне-среднеюрско-аптского возраста и составляет 1,5-2 км. Изчисла пробуренных на данный период, 19 скважин вскрыли юрские отложения, а одна- отложения палеозойского фундамента (скв.52, забой 3353м).
 На месторождении базисным объектомразработки является группа продуктивных горизонтов БС10 и БС11 (валанжин).Подчиненную роль имеет залежь пласта Ю (верхняя юра). Из ачимовской толщи (берриас-валанжин,пласты БС16 и БС18) получены небольшие притоки нефти и нефти с водой(соответственно скв.103 и 110), что указывает на ее нефтеносность.
На кривой ГСР в разрезе горизонтаБС10 можно выделить два пласта (БС10-1 и БС10-2), тоже и в горизонте БС11,индексируемые как БС11-1 и БС11-2 Об особенностях взаиморасположения пластовможно судить по геологическим профилям рисунке. 2.3 и рисунке. 2.4
/>

Рисунок 2.3. Геологический профиль С – Ю пластов БС10 и БС11:
1 – нефтенасыщенный песчаник;
2 – водонасыщенный песчаник;
3 – глинистые прослои/>   />

Рисунок 2.4 Геологический профиль З –В пластов БС10 и БС11. Условные обозначения те же, что и для рисунка 2.3
Продуктивные горизонты БС11 и БС10 отделяются друг от другапачкой глин толщиной 36 — 40 м. В горизонте БС11 выделяются пласты БС 11-1 иБС11-2, разделенные между собой глинистым прослоем, толщина которого колеблетсяот 1 до 10 м. Совмещение контуров нефтеносности этих пластов (см. рисунок 2.5)показывает резкое уменьшение площади нефтеносности пласта БС11-1 по сравнению спластом БС11-2.

/>

 Рисунок 2.5. Совмещение контуров нефтеносностипластов БС11-1 и С11-2: 1 – скважины разведочные; 2, 3 – внешние контуры нефтеносностипластов БС11-1 и БС11-2 соответственно
Основной из них пласт БС11-2 вскрытна глубине 2416-2507м. Залежи пласта БС11-2 пластово-сводовые с элементамилитологического экранирования. В ходе эксплуатационного разбуривания выявленонесколько зон отсутствия коллекторов. Выделяемые пласты БС11-1 и БС11-2,сложены песчаниками средне- и мелкозернистыми и алевролитами крупно-зернистыми.На глубине 2390-2422 м. вскрыт пласт БС11-1, к которому приурочены двепластово-сводовые литологически экранированные залежи Северная и Южная, междукоторыми находится обширная водонасыщенная зона. Пласт БС11-2 имеет среднююпористость 21 %, проницаемость 0,123 мкм. кв. Диапазон изменениянефтенасыщенных толщин от 11,2 до 17,2 м. Наибольшие толщины вскрыты вцентральной и северной частях основной залежи. Средняя нефтенасыщенная толщина5,6 м. Коллекторские свойства пласта БС11-1 довольно высокие, пористостьизменяется от 19 до 23%. Проницаемость в среднем равна 0,069 мкм.кв.Нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах от 0,6 до 7,2 м. (средняя 2,9 м.)
 В продуктивном горизонте БС10 выделяются два пласта.Отложения пласта БС10-2 вскрыты на глубине 2360-2455 м. Залежь пласта — сводовая литологи-чески экранированная. Пласты БС10-1 и БС10-2 сложеныпесчаниками и алев-ролитами. Песчаники серые, преимущественно мелкозернистые,алевритистые до алевритовых, переходящие в алевролит, глинистые, по составуаркозовые, цемент порово-пленочный, гидрослюдисто-хлоритовый и хлоритовый.Залежь пласта БС10-1 относится к пластово-сводовому типу. Отложения пластавскрыты на глубине 2350-2395 м. Между собой пласты БС10-1 и БС10-2 разделеныпреимущественно глинистым прослоем, толщина которого изменяется от 1 до 10 м.Контуры нефтеносности основной залежи пластов совпадают (рисунком 2.6).
/> />
Рисунок 2.6. Совмещение контуровнефтеносности пластов БС10-1 и БС10-2: 1 – разведочные скважины; 2, 3 – внешниеконтуры нефтеносности пластов БС10-1 и БС10-2 соответственно
Коллекторские свойства пласта БС10-1колеблются в широких пределах — пористость от 16 до 24,8 % (средняя 21-22 %),проницаемость от 0,002 до 0,086 мкм. кв. Максимальные нефтенасыщенные толщинывстречаются в центре залежи. Средняя толщина пласта 3,6 м. Пласт БС10-2отличается более высокими коллекторскими свойствами — пористость 18 — 25 %(средняя 22,9 %), проницаемость 0,002 — 0,527 мкм. кв. (средняя 0,263 мкм.кв.). Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 15,6 м. (средняя 3,8 м.)Характерно уменьшение этого параметра с севера на юг.
Из приведенных данных становитсяясно, что лучшими коллекторскими свойствами обладают пласты БС10-2 и БС11-2. Внастоящее время базисными объектами для разработки являются продуктивныегоризонты БС10 и БС11. Залежь пласта ЮС-1 имеет подчиненное значение. ПластЮС-1 вскрыт на глубинах 2818 — 2842 м., к нему приурочены локальныепластовосводовые залежи. Он представлен пачкой переслаивающихся песчаников иалевролитов с подчиненными прослоями глинистых алевролитов. Песчаникимелкозернистые, глинистые. Цемент порово-пленочный, глинистый,хлоритово-гидрослюдистый.
Таблица 2.3 Геолого – физическая характеристика основных объектов разработкиместорождения
 
 Показатели
   Продуктивные пласты  БС10-1 БС10-2 БС11-1 БС11-2  БС16  БС18  ЮС1 Год открытия  1979  1979  1979  1979  1982  1983  1980 Возраст отложений  Н. мел  Н. мел Н. мел Н. мел Н. мел Н. мел В. юра Глубина залегания. м  2540  2555  2427  2460  2700  2770  2870
Площадь нефтенос-
ности, м2.  121696 286842  62129 349955  4890  6862 104490 Тип залежи
Пластово-
сводовая
Пластово-сводовая
литологически экранированная
 Пластово- сводовая
  Тип коллектора  Поровый Нефтенасыщенная толщина пласта, м.  2,6  3,94  3  5,56  3  1,5  3,37 Пористость, %  19  22  20  22  18  18  16
Проницаемость, мкм2  0,035  0,106  0,032  0,121  0,01  0,01  0,08 Нефтенасыщенность  0,47  0,55  0,44  0,57  0,6  0,6  0,58 Коэф. песчанистости  0,7  0,83  0,57  0,68  0,64 Коэф. расчлененности  1,92  1,04  1,2  2,29
Начальное пластовое
давление, МПа  23,5  23,5  23,6  24,5  30,3
Пластовая темпера-
тура, °С  80  80  80  88  88  88  90
Как видно из таблицы 2.3,коллекторские свойства характеризуются следующими значениями: открытаяпористость — 17 %, проницаемость — 0,014 мкм2, нефтенасыщеннаятолщина изменяется от 2,2 до 4,8 м., средняя толщина составляет 3,3 м. В целомдля продуктивных пластов месторождения характерны следующиелитолого-петрографические особенности: состав алеврито-песчаныхпород-коллекторов — аркозовый; цемент преимущественно порово-пленочный ипленочный; гранулометрический состав песчаников преимущественно мелкозернистый.Представление о сложности строения продуктивных пластов дают определенные вСиб-НИИНП показатели, характеризующие их неоднородность. Из представленныхрезультатов песчанистости и расчлененности видно, что наибольшей песчанистостьюхарактеризуется пласт БС10-2, а наименьшей — пласт БС11-1. По коэффициентурасчлененности выделяют две группы пластов: пласты БС11-1 и БС10-1 с однимпропластком; пласты БС10-2 и БС11-2 с двумя и более пропластками, определяющимисложность строения этой группы.
2.1.4 Гидрогеология
В гидрогеологическом отношении Южно-Ягунское месторождениерасположено в центральной части огромного бассейна, сложенного слоистымиосадочными породами. Гидрогеологические условия определяются наличиемводоносных слоистых толщ, разобщенных водоупорными отложениями, имеющимирегиональное развитие. В качестве региональных водоупоров в районеместорождения выделяются:
– толща водоупорныхглинистых осадков олигоцен-туронского возраста, мощностью до 750 м;
– толща аргиллитовмегионской свиты (бериас-валанжинского возраста), мощностью до 90 – 130 м.
В соответствии с этим, вгидрогеологическом разрезе региона и площади месторождения, выделены тригидрогеологических этажа. Верхний гидрогеологический этаж объединяетводонасыщенные отложения олигоцен-четвертичного возраста. Для него характернагидравлическая связь водоносных горизонтов и комплексов с поверхностью, чтоопределяет динамику и гидрохимию подземных вод. Условия питания, циркуляции,влияния атмосферных осадков обуславливают наличие в нем пресных подземных вод,имеющих практическое значение для хозяйственно-питьевого водоснабжения. Вверхнем гидрогеологическом этаже выделяются следующие водоносные горизонты(сверху вниз):
– водоносныйгоризонт четвертичных отложений;
– подземные водыспорадического распространения отложений смирновской и бешеульской свит;
– водоносныйгоризонт в песках абросимовской свиты;
– туртасскийводоносный горизонт;
– новомихайловскийводоносный горизонт;
– атлымскийводоносный горизонт.
Наиболее практическое значение имеютводоносные горизонты четвертичных отложений, новомихайловский и атлымскийводоносные горизонты. Последние два горизонта объединяются в один куртамышскийводоносный горизонт, имеющий промышленное значение для организациицентрализованного хозяйственно-питьевого водоснабжения. Ниже приводится краткаяхарактеристика водоносных горизонтов.
 Водоносный горизонт четвертичныхотложений. Высокие положения уровня грунтовых вод четвертичных отложенийопределяют небольшую мощность зоны аэрации, колеблющуюся в районе месторожденияот 0 до 4 м, реже до 5 – 7 м. Водовмещающими являются пески и торф сподчиненными прослоями супесей и суглинков. Общая мощность отложений от 45 до62 м. Дебиты скважин составляют 4,7 – 17,5 л/сек при понижении 5,3 – 20,3 м. Похимическому составу воды преимущественно гидрокарбонатные кальциево-магниевые сминерализацией 0,02 – 0,15 г/л… В связи со слабым развитием окислительныхпроцессов и мелкодисперсным составом отмечается превышение норм ПДК по марганцув 15 – 24 раза, железу – в 4 – 8 раз, цветности – в 1,5 – 3 раза и мутности – в2,5 – 4 раза. Воды горизонта широко используются для технического водоснабженияна промплощадках и буровых кустах.
 Куртамышский водоносный горизонт.Залегает на глубине 180 – 200 м. Дебиты скважин, эксплуатирующих горизонт,колеблются от 800 до 1000 м3/сут. при понижениях 17 – 28 м.Химический состав вод гидрокарбонатный магниево-кальцевый с минерализацией до0,3 – 0,5 г/л, с повышенным содержанием кремнекислоты (H2SiO 3 –92 мг/л и железа до 7 мг/л). Пьезометрический уровень 0 – 5 м. Воды горизонтаиспользуются для водоснабжения вахтовых поселков. Так подземные водыиспользуются для централизованного водоснабжения г. Когалыма. Водозаборрасположен в нескольких километрах южнее Южно – Ягунского месторождения.Подземные воды горизонта напорные, статические уровни устанавливаются наглубине в среднем 2 м. По своему качеству подземные воды пресные с сухимостатком до 0,15 г/л, содержание железа – 3,5 мг/л. По остальным компонентампревышений ГОСТ и ПДК не наблюдается.
 Средний гидрогеологический этажобъединяет водоносные комплексы разреза, подземные воды которых имеютгидравлическую связь с поверхностью только на периферии структуры бассейна, ана большей части бассейна, в т.ч. и на площади Южно – Ягунского месторождения,мощными регионально выдержанными водоупорными породами изолирует подземные водыот поверхности. В разрезе в интервале глубин 970 – 2800 м выделяются:
– апт-альб-сеноманскийводоносный комплекс;
– подземные водыпесчаных отложений вартовской свиты (пласты АС);
– водоносныйкомплекс нижней части вартовской свиты и верхней части мегионской свиты (пластыБС 8 – 12).
Все они относятся к гидродинамическойзоне затрудненного водообмена. Общий уклон пьезометрической поверхности – насевер, в сторону Карского моря. Апт-альб-сеноманский водоносный комплекссодержит хлоридно-натриевые воды с минерализацией до 20 г/л. Дебиты скважин 30л/сек (» 2000 м3/сут.). подземныеводы комплекса широко используются для поддержания пластового давления.Водоносный комплекс нижней части вартовсой свиты содержит продуктивные пластыБС 10 – 11. Воды напорные, производительность скважин несколько сот кубическихметров в сутки, воды также хлоридные натриевые. Минерализация вод изменяется от18,2 до 26,1 г/л, содержание ионов хлора в среднем составляет 14,6 г/л, ионовнатрия и калия – 9,1 г/л (см. таблицу 2.4). Хлор-иона содержится 13475 мг/л;натрий – иона 532 мг/л. Вязкость воды рассматриваемых объектов 0,5 МПа*с. Углекислый газ, сероводородотсутствуют, сульфат-ион присутствует в незначительном количестве. Плотностьводы при 20 °С составляеткг/м3.
Таблица 2.4 Свойства пластовых водпродуктивных горизонтов «Южно-Ягунского» месторожденияПоказатели  Продуктивные пласты БС10-1 БС10-2 БС11-1 БС11-2 ЮС1
Плотность, кг/м3
Общая минерализация, г/л
Вязкость, МПа*с
1015
20,1
0,5
1015
21,1
0,5
1014
20,6
0,5
1015
20,8
0,5
1018
25,4
0,5
Нижний гидрогеологический этажосадочного чехлавключает водоносные горизонты и комплексы не имеющие гидравлической связи ссовременной поверхностью и относится к зоне весьма затрудненного водообмена. Вразрезе осадочной толщи этажа выделяются:
водоносный комплекс ачимовской толщимегионской свиты;
водоносный комплекс верхней частивасюганской свиты;
водоносный комплекс тюменской свиты икоры выветривания пород фундамента.
Падение пьезометрического уровнятакже происходит в северном направлении. Воды хлоридно-натриевые. Минерализациявод ачимовской толщи составляет 12,3 – 18,4 г/л, в продуктивных пластах юрыминерализация воды изменяется от 26,2 до 39,2 г/см3, содержаниеионов хлора от 14,7 до 22,7 г/л, ионов натрия и калия от 10,0 до 14,8 г/л. Вводе отсутствует сульфаты, углекислый газ и сероводород. Основныесолеобразующие элементы – ионы натрия — 8015 – 11209 мг/л, хлора — 120568 –17110 мг/л и гидрокарбонатного иона — 1854 – 1220 мг/л. Содержание йода – 0,84– 4 мг/л, брома – 43,6 – 67,6 мг/л, аммония – 30 – 75 мг/л.2.2 Коллекторские свойства продуктивныхпластов
Характеристика изменения общих, нефтенасыщенных и эффективныхтолщин продуктивных пластов месторождения получены в результате обработкиразрезов разведочных и эксплуатационных скважин.
 При определении коллекторскихсвойств и характеристики насыщения продуктивных пластов использовались данныепромыслово – геофизических, гидродинамических и лабораторных исследованийкернового материала. Свойства пород по керну изучались по общепринятымметодикам в ЦЛ «Главтюменьгеологии».
 Открытая пористость (Кп)определялась методом насыщения, проницаемость (Кпр) фильтрацией газа наустановке ГК-5. Данные о водонасыщенности получены косвенным методомцентрифугирования на определенном режиме, применяемом при изучении коллекторовЗападной Сибири. Полученные при этом значения связанной воды, иливодоудерживающей способности пород (Квс), является комплексной характеристикойсвойств пород как возможных коллекторов.
Коллекторские свойства продуктивныхпластов в значительной степени определяются как вещественным составом, так иструктурой порового пространства слагающих пород.
Породы-коллекторы Южно-Ягунскогоместорождения представлены мелкозернистыми песчаниками и крупнозернистымиалевролитами аркозового состава; в пластах 1БС10 и 1БС11 доминируюткрупнозернистые алевролиты, а в пластах 2БС10, 2БС11 и ЮС1 мелкозернистыепесчаники.
Коллекторские свойства поместорождению ухудшены за счет повсеместно распространенного пленочно-поровоголейкоксена.
В пластах неокома фиксируетсятенденция влияния зернистости и отсортированности пород на ихфильтрационно-емкостные характеристики (ФЕС). Юрские и ачимовские отложенияимеют низкие ФЕС даже при высокой зернистости из-за вторичных преобразований.
Продуктивный пласт ЮС1 представляетсобой пачку переслаивающихся песчаников и аливролитов с прослоями аргиллитов.
Состав породообразующей частиаркозовый с преобладанием полевых шпатов (55-60%) над кварцем (35-40%),невысоким содержанием обломков пород (10-12%) и примесным содержанием слюд(2-3%). Гранулометрический состав коллекторов широко варьирует в плане и поразрезу пласта. Доминируют мелкозернистые песчаники (Мd=0,12 мм), хорошоотсортированные (Sо=1,64) умеренноглинистые (Кгл=8,7%) и малокарбонатные(1,1%). Однако на коллекторские свойства пласта ЮС1 влияют и факторы: развитыпроцессы вторичного минералообразования железно-титанистых минералов. Лейкоксени пирит, развиваясь в виде пленок вокруг зерен, усложняя структуру поровогопространства и существенно снижают ФЕС пород.
Пористость пород равна 15,9 и 14,7%,проницаемость 16 и 5,2*10 мкм соответственно.
Продуктивный горизонт БС11 — пласты1БС11 и 2БС11 представляют собой толщу песчано-глинистых пород. Проницаемыеразности представлены мелкозернистыми песчаниками и крупно-зернистымиалевролитами, серыми, буровато-серыми, однородными с горизонтальной, наклоннойи линзовидно-волнистой слоистостью, обусловленной намывамиуглисто-растительного и слюидистого материала по плоскостям наслоения. Составпородообразующей части аркозовый, с преобладанием полевых шпатов (50-55%) надкварцем (35-40%) и невысоким содержанием обломков пород (10-13%).
Пласт 2БС11 сложен мелкозернистымипесчаниками (Мd=0,12), хорошо отсортированными (Sо=1,46), умеренно глинистыми ималокарбонатными.
Коллекторские свойства пород пласта2БС11 изучены по 50 скважинам с высокой плотностью – 5,6 образцов на 1 метризученной площади. Средняя пористость коллекторов равна 19,80% проницаемость109*10 мкм.
Продуктивный горизонт БС10 включает 2продуктивных пласта: 1БС10 и 2БС10. Для пласта 2БС10 характерна тенденцияуменьшения нефтенасыщенной толщины по направлению с севера на юг, а такжеуменьшение толщины по мере приблежения к внешнему контору нефтеносности.
В пласте выделено две залежи:Ягунская 36*11 км, и Южно-Ягунская 21,5*8,7 км. По составу обломочной частипороды горизонта БС10 – аркозы, с преобладанием в них полевых шпатов (45-50%)над кварцем (35-45%).
Коллекторские свойства пласта 1БС10исследованы керном по разрезу 39 скважин. Плотность анализов высокая исоставляет по пористости 4.4, проницаемости 3.1, водоудерживающей способности2.9 определений на 1 метр толщины. Пористость варьирует в широком диапазоне от12,8 до 25,8% при средней 20,6%. Проницаемость изменяется в диапазоне от 0,1 до1165*10 мкм, при этом Кпр – 33*10 мкм.
Коллекторы пласта 1БС10 представленыкрупнозернистыми алевролитами ( Мd =0,09 мм).
Коллекторские свойства пласта 2БС10исследованы керном по разрезу 26 скважин. Плотность анализов высокая исоставляет по пористости 5.8, проницаемости 3.6, водоудерживающей способности2.6 определений на 1 метр толщины. Пористость варьирует в широком диапазоне от20 до 24%. Проницаемость изменяется в диапазоне от 0,5 до 682*10 мкм, при этомсредней 161*10 мкм./>Таблица 2.5 Характеристикафильтрационно-емкостных свойств и параметров неоднородности строенияпродуктивных пластов. Показатели  БС10-1  БС10-2  БС11-1  БС11-2
Общая толщина, м
Средняя
0,2-19
5,6
0,4-36
8,6
0,1-12
3,4
0,6-54,2
16,6
Нефтенасыщ.толщ., м
Средняя
0,1-10,6
3,5
0,3-16
4,5
0,1-9
2,6
0,2-21,4
6,4
Песчанистость
Ср.значение
0,01-1
0,63
0,01-1
0,65
0,01-1
0,36
0,01-1
0,43
Пористость
Ср. значение
0,06 – 0,26
 0,16
0,05 – 0,24
 0,19
 0,05 – 0,21
 0,14
0,04 – 0,23
 0,19
Проницаемость, мД
Ср. значение
0,2 – 590
51,5
0,4 – 518
199,6
0,3 – 120
32
0,3 – 967
171
Нефтенасыщенность
Ср. значение
0,22– 0,84
0,41
0,22– 0,84
0,41
0,21 – 0,75
0,37
0,22 – 0,89
0,55 /> /> /> /> /> /> /> /> />
2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
Свойствапластовой нефти и газа Южно-Ягунского месторождения были изучены по данным исследованияповерхностных и глубинных проб.
Отбор глубинных проб является наиболееответственной операцией при исследовании скважин. Отбор проб производился послеисследования скважины на различных режимах с замерами пластового, забойного и устьевогодавлений, температуры, дебитов нефти и газа.
Данные свойств пластовой нефти по пластам приведены в таблице2.6.
Таблица 2.6 Свойства пластовой нефти Показатели 1БС10 2БС10 1БС11 2БС11 ЮС1
Давление насыщения
 газом, МПа 10,42 9,73-10,65 6,3 8,6 9,0 Газосодержание, м3/т 69,64 56,79-70,32 62,12-68,6 90,78-107,3 106,9 Газовый фактор при условиях сепарации, м3/т 56,4 48,5-57,1 48,88-52,6 68,98-87,74 106,8 Обьемный коэффициент 1,19 1,16-1,18 1,19-1,22 1,251-1,316 1,284 Плотность, г/см 0,777 0,786-0,799 0,754-0,77 0,754-0,774 0,842
Обьемный коэффициент
в условиях сепарации 1,133 1,123-1,128 1,129-1,14 1,151-1,206 1,454 Вязкость, Мпа*сек 1,35 1,136-1,181 1,137-1,19 0,74-1,08 1,34 /> /> /> /> /> /> /> /> /> /> />
 
В поверхностных условиях наблюдается тенденцияналичия более легких нефтей в центральной сводовой части залежи.
Физические свойства нефти по пластамприведены в следующей таблице
Таблица 2.7 Физические свойства нефти по пластам.Пласт
Плотность
г/см
Вязкость
при 20
Выход
фракции Содержание серы парафин. асфальт. смол % 1БС10 0,872 17,19 45,1 0,86 2,19 3,49 6,68 2БС10 0,866 13,06 49,6 0,84 2,25 2,59 6,54 1БС11 0,861 11,29 48,1 0,78 2,24 3,26 6,74 2БС11 0,854 9,05 50,1 0,68 2,38 1,24 4,84 ЮС 1 0,833 4,36 57,1 0,44 2,33 0,45 3,50
В целом полученные данные позволяют сделать вывод о том, что внизпо разрезу нефть становится легче, с соответственным уменьшением вязкости,содержания асфальтенов, смол силикагелевых, серы и увеличением растворенного газав нефти.
Минирализация вод по пластамхарактеризуется следующими значениями:
БС101 18,2…23,6г/л,
БС102 21,0…21,3г/л,
БС101 19,5…21,1г/л,
 БС112 18,4…22,7г/л.
Хлор-иона содержится 13475 мг/л.
Натрий-иона 8466 мг/л,
Кальцый иона 532 мг/л.
Микрокомпоненты присутствуют вследующих количествах:
иод 0,84…4 мг/л,
бром 43,6…67,6 мг/л,
аммоний 30…75 мг/л.
Растворимый газ в основном состоит:
метан 82,4…84,6 %,
этан 3,37…4,40 %,
пропан 1,75…2,19 %,
изобутан 0,129…1,154 %,
бутан 0,526…0,55 %,
азот 4,67…8,28 %,
гелий 0,06…0,184 %,
углекислый газ 1,86 %.

3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Основные проектные решения поразработке Южно — Ягунского месторожденияПервая технологическая схема составлена СибНИИНПв 1980 году и утверждена ЦКР СССР в том же году (протокол ЦКР СССР № 803 от 01.10.1980г.), как предварительная и рекомендована для использования при проектировании внешнихкоммуникаций.
В связи со значительным приростом запасовнефти СибНИИНП в 1982 году составил Дополнительную записку к технологической схемеразработки Южно- Ягунского месторождения (2).
Технологической схемой разработкиЮжно — Ягунского месторождения предусмотрено:
— выделение двух эксплуатационных объектов1-2БС10 и 2БС11
— применение по каждому объекту блоковойсистемы разработки с 3-х рядным размещением скважин по сетке 500х500м.
— общий проектный уровень добычи нефти- 5,5 млн.т/год
— общий проектный уровень добычи жидкости- 9,96 млн.м3 /год
— общий проектный объем закачки воды — 13 млн.м3 /год
В 1983 году запасы были утверждены вГКЗ СССР (протоколы № 9337 и № 9338 от 02.11.83 г.)
На основе этих запасов в 1984 году в ТатНИПИнефть составлена новая технологическая схема. Протоколом № 1092 ЦКР МНП от 25.07.1984г. утверждены следующие основные положения:
— выделение трех эксплуатационных объектов(1+2БС10, 1+2БС11, Ю1) с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;
— применение по объектам 1+2БС10 и 1+2БС11блоковой системы разработки с 3-х рядным размещением скважин по треугольной сетке500х500 м; по пласту Ю1 — площадной 9-ти точечной системы заводнения по сетке 400х400м;
— ввод в разработку пласта 1БС10,совпадающего в плане с пластом 2БС10, производить при организации самостоятельнойсистемы заводнения на каждый пласт при совместном отборе продукции из добывающихскважин;
— общий проектный фонд 3491 скважина,в т.ч. 1986 добывающих, 878 нагнетательных, 570 резервных, 57 контрольных.
 При расчетах рассматривались запасы нефти,числящиеся на балансе ВГФ на 01.01.1989 г. За технологическую основу приняты решения,рассмотренные и утвержденные ЦКР МНП, Главтюменнефтегазом, протоколами геолого- технических совещаний 1985 — 1988 гг. об отмене и размещении новых скважин.Необходимость уточнения технологической схемы (5) объясняется следующими причинами.
1. За время, прошедшее с утверждения предыдущеготехнологического документа, изменились представления о запасах нефти как в качественном,так и количественном выражениях. Балансовые запасы нефти в целом по месторождениюсократились с 649,988 млн.т до 547,444 млн.т ( на 15,8 % ).
2. Основные пласты находящиеся в разработке2БС11 и 2БС10 по геологическим признакам обладают высокими коллекторскими свойствами.Пласты с аналогичными свойствами на других месторождениях характеризуются значительнымипоказателями нефтеизвлечения.
 Однако, накопленная добыча нефти по высокообводненнымскважинам и отдельным участкам в 2-3 раза меньше ожидаемой.
4. Из числящихся на балансе ВГФ 220,7млн.т. содержится в пласте 1БС10. Пласт крайне неоднороден по коллекторским свойствами принадлежит по типу к недонасыщенным нефтью коллекторам.
5. Обводненность продукции скважин объекта1-2БС11 в предыдущие годы превышала проектную на 15-20%. Характеристика обводненияосновных запасосодержащих пластов 2БС10 и 2БС11 близка к плановой и в ближайшиегоды следует ожидать интенсивного обводнения первых рядов добывающих скважин. Учитываято, что объем вовлеченных извлекаемых запасов меньше проектного, а также то, чтооставшееся бурение будет размещаться в водо- нефтяных, краевых зонах,обводненность будет возрастать более быстрыми, чем предполагалось, темпами.
 С целью уточнения предыдущего, с учетомновых данных, в 1990 году институтом СибНИИНП была составлена дополнительная запискак технологической схеме разработки Южно — Ягунского месторождения.
Центральной комиссией по разработке утвержденыследующие принципиальные положения:
— проектный уровень добычи нефти — 9.451 млн.т.
— проектный уровень жидкости — 24.1206 млн.м.
— проектный объем закачки воды — 30.5802 млн.м
— общий фонд скважин за весь срок разработки- 3323 шт.
— фонд скважин для бурения всего — 1047 шт.
— на основной залежи сохранить проектнуюсетку скважин.
— предусмотреть в более поздние этапыразработки переход на блочно — замкнутую систему по объектам 1+2БС10, 1+2 БС11;
— применение для пласта ЮС1 площаднойсемиточечной системы разработки с расположением скважин по сетке 500х500м;
На месторождении реализуется блоковаясистема разработки с 3-х рядным размещением скважин. Общее количество блоков заводненияв настоящее время достигло 18. Естественно, блоки отличаются как по своим геологическимусловиям, так и по степени разбуренности и темпам разработки. Кроме этого,применение двух самостоятельных сеток размещения скважин на основные пласты БС10-11сформировало, в основном, две группы скважин:
1 группа — скважины, работающие толькона один пласт (1БС10, либо 2БС10, либо 1БС11, либо 2БС11).
2 группа — скважины, работающие на двапласта (1БС10+ 2БС10, либо 1БС11+ 2БС11)
3.2 Текущее состояние разработки
По состоянию на 01.01.2002 г. на месторождениипробурено 1804 скважин всех назначений, в том числе добывающих 1376, нагнетательных-363,прочих-65. На 1.01.2002 г. фонд добывающих скважин составляет в целом по месторождению1376 скв., в том числе по объекту БС11 — 577 скв. по объекту БС10 – 762 скв. и пообъекту ЮС1- 37 скважин. Из всего фонда добывающих скважин в целом по месторождениюболее 35% фонда эксплуатируют совместно два и более пласта. По объекту БС10 более43.5% фонда скважин работают совместно на пласты БС10-1 и БС10-2. По объекту БС11совместно работающие скважины составляют около 23%. Фонд нагнетательных скважинсоставляет 363, из них по объекту БС10 — 202 скважины и по объекту БС11 — 166 скважин.В 40 нагнетательных скважинах (14.7% из общего фонда) закачка воды осуществляетсяна два и более пластов.
Буровыми бригадами Когалымского управления буровых работ за 2001г.пробурено 1201 метра горных пород. Средний дебит одной новой скважины по нефтисоставил 25,8 т/сут. На 01.01 2002 года с начало разработки месторожденияотобрано 90505,1т.т. нефти, что составил 81,6% от начальных извлекаемых запасов(НИЗ), при этом темп отбора от НИЗ составил 3,84%.
Средний дебит жидкости одной скважиныснизился на 0,8т/сут. и составил 40,5т/сут, по нефти 12,5т/сут. При этомсреднегодовая обводненность составила 69,2%. Процент падения добычи составил1,1%
На 1 января 2002 года эксплуатационныйфонд НГДУ «Когалымнефть» составил 1008 скважин, в том числе действующих — 922.Эксплуатация осуществляется механизированным способом: электроцентробежныминасосами – 75%, штанговыми глубинными насосами – 25%
Динамика изменения действующего фондаи фонда добывающих скважин показана в таблице 3.1.
Таблица 3.1 Динамика действующегофонда и фонда добывающих скважин за 1995 — 2001 г.г.
Год
( на 01.02) Фонд добывающих скважин Действующий фонд В % к 1996, скважин скважин % от добыв. Добыв. Действ.
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
1231
1236
1192
1023
1020
1009
1008
879
948
1072
918
938
908
922
71,4
76,7
89,9
89,7
91,96
89,99
91,47
100
100,4
96,8
83,1
81,9
81,9
81,9
100
107,8
122,0
104,4
103,6
103,3
 104,9 /> /> /> /> /> /> />
Эксплуатационный и действующий фонд нагнетательных скважин составил соответственно208 и 159, т.е. значительная часть фонда скважин находится в бездействии.
 Весь действующий фонд добывающих скважинмеханизирован, из них 78% оборудовано ЭЦН (724скв.), 22% — ШГН (198 скв.).
 Дебиты добывающих скважин изменяютсяв широких пределах: от0.8 м3/сут. по жидкости и до 85 т/сут — по нефти.Средний дебит добывающих скважин в целом по месторождению составляет по нефти 18.2т/сут, по жидкости — 52.7 м3/сут. Текущая обводненность 65.2%(весовая). Из всего фонда побывавших в эксплуатации скважин 234 скважины достиглиобводненности свыше 98%. В бездействующем фонде — 97 скв., в эксплуатации находятся137 скважин. Скважины, находящиеся в эксплуатации с обводненностью свыше 98%, составляют7.7% от всего действующего фонда добывающих скважин.
В целом, исключая отдельные участки, разработкапластов ведется при реализации трехрядной системы заводнения. Кроме этого, на центральныхучастках основных пластов БС10-2 и БС11-2 освоена приконтурная система закачки.
Разработка месторождения ведется с поддержаниемпластового давления. За год закачано 14910 т.м воды. В летний период проводилосьотключение ряда нагнетательных скважин с целью изменения фильтрационных потоков.
Текущая компенсация отбора жидкости закачкойсоставила 102.5 %, с начала разработки — 108,6%
Оценка текущих извлекаемых запасов поЮжно-Ягунскому месторождению приведена в следующей таблице. Таблица 3.2 Баланс запасов нефти Южно-Ягунскогоместорождения по пластам
/>/>/>/>Пласт Нач.извлек.запас (В+С) тыс.т. Кол-во отобран. нефти, тыс.т.
Тек. извлек. запасы на 01.01. 2000г.
тыс.т. Активные запасы Трудноизвлекае-мые запасы тыс.т % тыс.т. %
БС10-1
БС10-2
БС11-1
БС11-2
14013
39212
3507
49840
5352,4
36564,3
2386,8
40265,2
8660,6
2647,7
1120,2
9574,8
2641,5
1821,2
492,8
6070,4
30,5
68,8
43,8
63,4
6019,0
826,5
627,4
3504,4
69,5
31,2
56,2
36,6
Объект 1+ 2 БС10
Запасы пласта 2БС10 составляют 36,4% от извлекаемых. Залежь пласта 2БС10 являетсяосновной по запасам и удельной добыче.
Добыча нефтиза год составила 2396. т.т., или 56,2% от добычи по месторождению. Дебит нефти погоду составил 12,7т/с. Обводненность среднегодовая 66,8%.
Эксплуатационный фонд по пласту составил638 скважин, в том числе совместных 46.
Действующий фонд составил — 569скважин. За год закачено 8349 т.м воды и компенсация отбора жидкости закачкой составила107,4%, с начала разработки 120.8%. Средневзвешенное давление по пласту составило223,5 атм.
По пласту 1БС10 добыто за год 420.722т.т. нефти или 9.7% от добычи по месторождению. Дебит нефти по году составил 4,5т/сут, обводенность 50%.
Эксплуатационный фонд по пласту составил322 скважины, в том числе совместных 130 скважин.
Действующий фонд составил 290 иувеличился на 38 скважин.
Закачано воды за год 1050.269 т.м.Компенсация отбора жидкости закачкой составила 109%, с начала разработки 141,2%.
Средневзвешенное давление по пласту составило222,4 атм.
Объект 1+ 2 БС11
Залежи пласта 2БС11 являются основнымипо запасам и удельной добыче нефти.
За год добыча нефти по объекту составила1788 т.т. или 41,1% от добычи по месторождению. Дебит нефти по году составил 12.7т/сут, обводненность составила 71,3%
 По пласту введено 2 скважины с дебитом нефти 17,6 т/сут, обводенностью 22%.
 Эксплуатационный фонд по пласту составил386 скважин, в том числе совместных 46 скважин.
Действующий фонд составил 353 скважины.
За год закачано воды 6537 т.м.Компенсация отбора жидкости закачкой составила 107,4%, с начала разработки 120,1%.
Средневзвешенное давление по пласту составило227,1 атм.
По пласту 1БС11 добыто 108.8 т.т. нефти,дебит нефти по году составил 5,1 т/сут, обводенность 77,5%.
Эксплуатационный фонд по пласту составил70 скважин, в том числе совместных 53 скважин.
За год закачено 330 т.м воды. Компенсацияотбора жидкости закачкой составила 70,9%, с начала разработки 49,5 %.
Закачка воды осуществляется на южной залежи.
Объект ЮС1
По пласту ЮС1 работает 22 добывающие скважины.
За год добыто нефти 116 т.т.Эксплуатационный фонд по пласту 25 скважин.
Закачка воды начата в апреле 1999г. идо конца года закачено 24 т. м3 воды.
3.3 Анализ системызаводнения
Разработка Южно — Ягунского месторождения ведется с поддержанием пластовогодавления, система заводнения внутриконтурная, блоковая, трехрядная, закачка водыведется с 1984 года.
План по закачке воды на 01.01.2002 годсоставил 180686 т.м, в том числе пластовой 10108 т.м, сеноманской 7138 т.м,пресной 566 т.м.
План по закачке воды выполнен и составил101,8%.
Прирост добычи нефти за счет закачки на01.01.2002 год составил 808.8т.тонн. В течение года было введено 17 нагнетательныхскважин при плане 8 скважин.
В 2001 году закачка воды осуществляласьпятью кустовыми насосными станциями на которых установлено 30 агрегатов типа ЦНС- 180-1422, из них работающих 14 агрегатов, в резерве 16, оборудовано средствамизамера типа СВУ — 200 30 агрегатов.
Закачка пресной воды велась по БКНС №5. Сеноманская вода добывалась из 15 водозаборных скважин насосами ЭЦН-250,360, УЭЦН-3000*160, УЭЦП- 2000* 1400 и закачивалась по БКНС- 2,4,5. По БКНС-1,3,4 — велась закачка сточной воды.
На 01.01.2002 года фонд нагнетательныхскважин составил: 363 скважины, в том числе действующих — 159 скважин, вбездействии — 48 скажин, в простое — 3 скважины.
На летний и зимний периоды составлялисьорганизационно- технические мероприятия, с целью увеличения закачки и регулированиякомпенсации отбора жидкости закачкой…
Система заводнения формировалась попластам БС10; 2БС10; 1БС11; 2БС11. По пласту 1БС10 компенсация с началаразработки составила 136.4%, текущая компенсация составила 106.7%. За 2001 годзакачено 1081.99 тыс.м3. воды. И 13125,809 тыс.м3 с начала разработки.Анализируя компенсацию по блокам с начала года и текущую, наблюдаем, что блоки№№ 1;2;3;4, район ЦДНГ-2 компенсация выросла с начала 2001 года на 2, а то и на3 порядка, что связано с запуском в работу из бездействия прошлых летнагнетательных скважин №№ 2040\9;218\9.( 3 блок), 2059\70;2061\70 (4 блок),исправление и уточнение режима нагнетательных скважин 2433\116; 2016\116 (2блок). В летний период планируется ограничить закачку по этим блокам.
Блоки №№ 7;8;9, компенсация в течениигода составила 39.1%;38.5%;73.8% соответственно. В 2002 планируется перевестипод нагнетание скважины 2527\133 ( 7 блок), запустить из бездействия в работу2552\137 ( 8 блок) и произвести ОПЗ пласта 1БС10 в нагнетательной скважине2554\137 ( 8 блок).
Перекомпенсированная закачка поблокам №№ 10;11;12;13, ограничена путем остановки нагнетательных скважин:2212\36 ( 11 блок), 2185\32 ( 10 блок), 2697\166 ( 12 блок), 2694\39 ( 12блок), 2667\36 ( 11 блок), 2194\35 ( 11 блок), 2235\39 ( 12 блок).
Частично некомпенсированная закачкапо 14;15 блокам объясняется неработающей скважиной 2733\50 которую планируетсязапустить в работу после ликвидации заколонного перетока.
По пласту 2БС10 компенсация с началаразработки составила 120.3%, текущая 123.7%. За 2001 год в пласт закачено8935.123 тыс.м3. воды, с начала разработки 98168.542 тыс.м3. Анализируякомпенсацию с начала года и текущую наблюдаем, что блоки №№ 4;5;6;7;8;9компенсированы удовлетворительно. Каких либо отклонений в увеличении илиуменьшении компенсации не наблюдается. И в 2002 году закачку по этим блокампланируется держать на уровне 2001 года.
Недокомпенсированная закачка по 10 блокусвязана с бездействием скважины 2179\31. Наблюдается тенденция на увеличениекомпенсации выше допустимой по 11;12 блокам.
В летний период планируетсяостановить скважины №№ 2660\34;2204\34 ( 11 блок), 2229\37 (12 блок). Понижениекомпенсации со 136% и 121% до 113% и 117% по 13;14 блокам соответственносвязано с закачкой в пласт СПС. Снижение компенсации по 15 блоку планируетсяосуществить остановкой скважин 2327\55; 2332\57; 2323\55 под циклическуюзакачку.
 По пласту 1БС11 компенсациясоставила с начала разработки 52.5% по сравнению с январем 1997 год (49.4%),текущая компенсация на уровне 150%. Закачка по 1БС11 ведется по четырем блокам№№ 1;2;5;6. С начала 1997 года в пласт закачено 442.241 тыс.м3. с началаразработки 2936.536 тчс.м3.
По пласту 2БС11 закачка с начала годасоставила 7548.586 тыс.м3. и с начала разработки 98250.113 тыс.м3. воды.
Компенсация по пласту с началаразработки составила 101.2%, текущая 95.3%. Анализируя динамику изменениякомпенсации с начала 2001 года наблюдаем снижение компенсации по 16;17 блокамсо 148% до 41%, и со 105% до 85% соответственно, это обусловлено остановкой скв2373\62 и 1894\181, 2348\60 и 2774\173. Планируется увеличить компенсацию, т.е.перевести под закачку скважины №№ 2819\181; 2367\64;2779\175, и увеличитьприемистость на скв:№№ 2817\180;2820\177.
Тенденция на увеличение компенсации сначала года по 15 блоку планируется ограничить путем остановки нагнетательныхскважин №№ 2313\52;2315\52;2317\52 под циклическую закачку и продолжениемзакачки СПС по этому блоку.
Снижение текущей компенсации по 13;14блокам до 110-105% осуществить путем остановки скважин№№2285\48;2283\53;2251\43 на циклическую закачку. Компенсация по блокам №№9;10;11;12 считается удовлетворительной. Увеличить компенсацию по 3;4;5 омублокам в районе ЦДНГ-1 планируется путем перевода под нагнетание скважины №№ 2915\118, 2918\236; 2927\240; 2919\236; 2924\240. Компенсация по 1;2- ому блокусчитается удовлетворительной.
Итого по пластам БС компенсация сначала года составила 109.2%, с начала разработки 109.6%, текущая 111%. С началагода закачено в пласты 18008 тыс.м3. воды с разработки 212481 тыс.м3.
Система заводнения не полностью сформировалась,так как часть нагнетательных скважин находится в отработке на нефть.
3.4 Анализ результатов гидродинамических исследований скважини пластов, характеристика их продуктивности и режимов
На Южно — Ягунском нефтяном месторождениипроводится обязательный комплекс гидродинамических исследований скважин. Он включаетзамеры:
 – дебитов добывающих скважин,
 – приемистости нагнетательных скважин,
– забойных и пластовыхдавлений,
– динамических и статическихуровней жидкости в добывающих скважинах,
– статических уровнейв нагнетательных скважинах,
– прослеживание восстановленияуровня жидкости (КВУ),
– прослеживание восстановлениядавления (КПД).
Эти исследования проводятся цехом ЦНИПРНГДУ “Когалымнефть” с целью контроля за текущим состоянием разработки.
По стволу скважин проводится комплексгеофизических исследований в нефтяных и нагнетательных скважинах. Объемы работ проводилисьОАО «Когалымнефтегеофизика».
Основная часть исследований приходитсяна контроль за энергетическим состоянием залежей, определение добывных возможностейскважин и пластов, замер дебитов добывающих и расхода нагнетательных скважин, изучениепрофилей притока и приемистостей.
Замеры пластового давления в скважинахслужат основой для потроения карт изобар.
Результаты исследования скважин,выполняемые на месторождении, в основном качественные и пригодны для использования.
В таблице 3.3. приведены основные результатыисследований скважин и пластов. Необходимо отметить, что по основным объектам даныпоказатели, рассчитанные по скважинам, охваченных исследованиями.
Разработка всех залежей объектов осуществляетсяс поддержанием пластового давления с начала эксплуатации. Режим залежей характеризуетсякак жесткий водонапорный.

Таблица 3.3 Результаты исследованияскважин и пластовНаименование 1БС10 2БС10 1БС11 2БС11 ЮС1 Средневзвешенное пластовое давление, атм 219,0 228,4 218,0 232,0 234,2 Пластовая температура, ºС 71 73 80 82 83 Ср.дебит нефти, т/сут 16,4 35,6 27,8 33,6 3,5 Обводненность весовая, % 34 25,4 46 40,4 67,1
Газовый фактор, м3/т 53 45 46 72 83
Коэффициент продук-тивности, м3/сут*атм 0,25 0,389 0,18 0,375 0,072 Гидропроводность, мкм/мПа*с 1,75 32 50,7 50,7 1,56 Проницаемость, мкм 14 117 39 101 14
Объем исследованных скважин для определениякоэффициента продуктивности составляет 13% от всего пробуренного фонда. При расчетахбыли учтены коэффициенты продуктивности по результатам опробования скважин.
По Южно — Ягунскому месторождению былипроанализированы данные исследований 23 нагнетательных скважин по пласту 2БС10 и33 нагнетательных скважин по пласту 2БС11.
Результатыисследования нагнетательных скважин приведены в таблице 3.4.
Как видно из таблицы, по пласту 2БС10толща охвачена заводнением на 32% от всего числа пропластков, а по пласту 2БС11этот показатель составляет 36.8%.
Таблица 3.4 Результаты исследования нагнетательныхскважинКоличество скважин Число перф.интерв. Работающие пропластки, % Не охвачено заводнением, % верх середина низ Пласт 2БС10 23 25 36 12 20 32 Пласт 2БС11 33 33 23,7 10,5 20 36,8
Также на Южно-Ягунскомместорождении проводятся геофизические исследования. За 2001 год было проведено366 исследований в 306 скважинах, что составляет 29% действующего фонда. В 321 скважинепроведено 276 исследований с целью определения герметичности колонны.
 Проводятся гамма — каротаж(ГК), основной замер 100 метров на подъеме с захватом вышележащего водоносного пласта,контрольный замер 50 м в интервале перфорации и в местах искажения ГКпроявлением радиоактивных аномалий. Высокочувствительная термометрия (ВЧТ)- в остановленнойна 6-8 часов скважине. Выполняются основной и контрольный замеры. При необходимостиостановка скважины контролируется глубинным манометром по восстановлению забойногодавления. Влагометрия (ВГД) в остановленной скважине — производится запись ВНР,если пласт работает через застойную воду ( на поверхности — нефть, в интервале пласта- вода).
Технология исследования скважин с закачкоймеченого вещества.
Решаются задачивыделения интервалов обводнения, отдающих (поглощающих) пластов, определения профиляотдачи ( поглощения ), остаточной нефтенасыщенности, установления негерметичностицементного колодца и возможных заколонных перетоков, получения опорной информациидля оценки степени выработки запасов на месторождениях, вступивших во вторую и третьюстадии разработки.
 Технология включает закачку в прискваженнуючасть пласта вещества с аномальными нейтроннопоглащающими свойствами и проведениефоновых и повторных измерений методом импульсного нейтронного каротажа (ИНК, чувствительнымк содержанию таких веществ в околоскважинном пространстве. Основным интерпретационнымпараметром ИНК является декремент затухания плотности тепловых нейтронов Л, вкачестве дополнительных параметров может быть использовано время жизни тепловыхнейтронов Т, скорость счета во временных окнах на задержках после импульса нейтронов.
 В качестве меченного вещества используютхлористый натрий, хлористый кальций, хлористый калий, соляную кислоту. Соляная кислотахорошо пропитывает низкопроницаемые глинистые породы, насыщенные нефтью и обеспечиваетбольшой охват вытеснением неоднородных по проницаемости коллекторов по сравнениюс водными растворами. Ее целесообразно использовать для решения качественных задачконтроля за разработкой. Этот вид исследования только недавно начал внедряться наЮжно — Ягунском месторождении. В 2001 году исследовались 5 скважин.
 Скажины 1396/126, 2923/118, 772/44 былиисследованы методом шумометрии. Объем исследований РГТ за 2001 год составил 103скважины.
 Объем исследований высокочувствительнымтермометром в добывающих скважинах составил 306 скважин, по определению притокаисследовались 200 скважин, по отбивке забоя 59 скважин, по проверке на герметичность47 скважин.
 На Южно — Ягунском месторождении планируетсяиспользование всевозможных методов увеличения нефтеотдачи пластов и вовлечение вразработку слабодренируемых запасов, в том числе 8 ГРП, 80 системных технологий,102 ОПЗ, 19 переходов. Необходимо более широко внедрять циклическую закачку в комплексес системными технологиями и одновременно проводить селективную изоляцию на добывающихскважинах.
Контроль за объемами закачки водыосуществляется с помощью счетчиков СВУ. 85% замеров телемеханизированы,остальные замеряются в ручном режиме. Все действующие скважины оборудованызамерными устройствами. Контроль ведется по кустовым насосным скважинам, понаправлениям и по скважинам.
На нагнетательных скважинах запрошедший год проведено 28 капитальных ремонтов и 136 текущих. С цельюувеличения приемистости нагнетательных скважин проведено 21 кислотныхобработок.
 В таблице3.5. приведены обемы промысловых геофизических и гидродинамических исследований,выполненных на Южно-Ягунском месторождении в 2001 году
Таблица3.5 ПГИ и ПГД за 2001 год на Южно-Ягунском месторождении.
№
п/п
Вид исследований Количества скважин Замеров 1 Определение профиля притока, источника обводн. и тех. сост. добывающих скважин 59 63 2 Определение профиля приемистости, тех. состояния нагнетательных скважин 208 211 3 Исследования гироскопичес. инклинометром 121 121 4 Определение Рпл. 177 419 5 Определение Нст. 753 2525 6 Определение Ндин. 1082 8121 7 Исследование методом КВУ 230 266 8 Исследование методом ПД 92 180 9 Замер дебита добывающих скважин 920 58717 10 Отбор устьевых проб на водосодержание 920 37350 11 Замер приемистости нагнетательных скважин 160 7370
Геолого–технические мероприятия (ГТМ)
 На месторождении планомерновнедряются различные методы повышения нефтеотдачи и интенсификации добычинефти.
 В 2001 году на Южно-Ягунском месторождениипроведено 239 ГТМ с суммарным приростом дебитов добывающих скважин 1995т/сут.За счет этих мероприятий за год добыто 309,193 т.т. нефти.
Их перечень приведен в таблице 3.6.
Таблица 3.6 ГТМ за 2001 год.
№
п/п
 
Вид мероприятий Кол-во скв-н Добыча нефти, т.т. Средний при-рост дебита на 1скв-ну, т/сут 1 Ввод новых скважин 4 10,47 14,4 2 Ввод из бездействия 35 72,38 11,7 3 Ввод из консервации, пьезометра 42 21,48 2,6 4 Перевод на мех.добычу 3 6,02 12,7 5 Оптимизация режимов работы скважин 120 100,21 5,0 6 Ремонтно-изоляционные работы 18 15,4 8,2 7 Интенсификация притоков (ОПЗ) 53 65,01 10,1 8 Возврат с других горизонтов 9 10,5 7,1 ИТОГО 293 309,19 6,8
Как видно из таблицы 3.6. наиболееэффективны (по приросту дебита скважин) такие ГТМ, как перевод скважин на мех.добычу, ввод новых скважин, ввод скважин из бездействия.
В течение года выполнено 132капитальных ремонтов добывающих скважин силами подрядных организаций: УПНП иКРС, «Когалымнефтепрогресс», Woodbine. При среднегодовой успешности ремонтов 80,0%, по всем отремонтированнымскважинам добыто 284,5т.т нефти, из них 183,86т.т.-дополнительная добыча. Нанагнетательных скважинах проведено 23 капитальных и 42 текущих ремонтов.Введено под нагнетание 15 скважин.
Эффективность методов увеличениянефтеотдачи (МУН) пластов приведена в следующей таблице 3.7.

Таблица 3.7 Эффективность МУН применяемых вместорождений
№
п/п Метод, технология Количество, скв./обр.
Доп.добыча
нефти, т.т.
1
2
3
Химические МУН
ОПЗ добывающих скважин
Гидродинамические МУН
Физические МУН
87/95
49/50
84
12
258,2
66,65
106,04
48,14
Затекущий год по НГДУ «Когалымнефть» за счет применения физико-химических методовувеличения нефтеотдачи пластов (ГРП, СПС, ВДС, ЭСС, КМЭ и их композиций)дополнительно добыто 306,344т.т. нефти, за счет форсированного отбора ициклической закачки (ГМУН) – 106,04 т.т.

4 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
4.1 Требования к конструкции скважин, технологиям и производству буровыхработ
Важнейшим этапом проектирования, обуславливающим качествостроительства скважин, а также дальнейшую эффективную и длительную эксплуатациюявляется выбор рациональной конструкции скважины.
 Конструкция должна быть экономичной и обеспечивать:эксплуатационную надежность скважины как технического сооружения, проектныйуровень ее эксплуатации, оптимальный режим проводки ствола скважины на уровнесовременной техники и технологии, предупреждение осложнений и аварий, а такжеохрану недр в процессе бурения и в период эксплуатации, качественное разобщениепродуктивных и проницаемых горизонтов.
 В соответствии с этим, а также с учетом конкретныхгеолого-физических характеристик залегаемых пород и условий вскрытияпродуктивных пластов для Южно-Ягунского месторождения рекомендуются следующиеварианты конструкций, скважин в зависимости от применяемой технологии.
 При вскрытии продуктивных пластов БС11-1, ЮС1 и ЮС2рекомендуется следующая конструкция скважин:
– направление диаметром 425 мм спускается на глубину 30-50 м, трубыотечественного производства с резьбой типа ОТТМ. Цементируется растворомнормальной плотности до устья;
– кондуктор диаметром 324 мм в добывающих скважинах – на глубину 400-450м, а в нагнетательных, как минимум, на 20 м ниже подошвы люлинворской свиты.Трубы отечественного производства с резьбой типа ОТТМ. Цементируется растворомнормальной плотности до устья;
– при установке в верхней части кондуктора спец. приспособлений дляудержания цементного раствора в кольцевом пространстве (при опускании егоуровня в процессе ОЗЦ) возможен вариант бурения без спуска направления. Однако,необходимо иметь ввиду, что подъем цементного раствора до устья за кондукторомво всех скважинах не гарантируется. Тем самым не всегда обеспечивается изоляцияверхних водоносных горизонтов и, как следствие, не исключает их загрязнение.
Предпочтительнее спуск и цементирование направления. В нижнейчасти кондуктор центрируется с целью предотвращения возможных осложнений впроцессе дальнейшего углубления скважины.
Эксплуатационная колонна диаметром 146 мм спускается напроектную глубину – на 50 м ниже подошвы эксплуатационного объекта.
В интервале продуктивных отложений, а также башмакакондуктора колонна центрируется.
При толщине перемычки, разделяющей продуктивный и ближайшийводоносный горизонты, до 8 м в добывающих и до 12 м в нагнетательных скважинахколонна оборудуется пакером, устанавливаемым в этой перемычке.
Высота подъема тампонажного раствора за эксплуатационнойколонной в добывающих скважинах устанавливается на 100 м выше башмакакондуктора, в нагнетательных – до устья. В реальных условиях, учитывая снижениеуровня в процессе ОЗЦ, тампонажный раствор должен быть поднят, как минимум, вдобывающих скважинах – в башмак кондуктора, в нагнетательных – должна бытьперекрыта люлинворская свита.
За колонной в интервале от башмака до уровня на 150 м вышепродуктивного пласта размещается седиментационно устойчивый цементный растворнормальной плотности, выше-облегченный глиноцементный.
В случае, если закачивание воды в нагнетательные скважиныбудет осуществляться через НКТ, оборудованные пакером, при надлежащем контролеза режимом работы скважины, необходимо поднять тампонажный раствор во всехкатегориях скважин до уровня на 100 м выше башмака кондуктора.
Для скважин Южно-Ягунского месторождения с целью недопущениягидроразрыва пластов и уменьшения поглощения цементных растворовэксплуатационными объектами рекомендуется цементирование в две ступени.
Разрыв времени между окончанием цементирования нижней ступении началом цементирования верхней должен быть не менее удвоенного времени началасхватывания тампонажного раствора в условиях температуры и давления нижнейступени цементируемого интервала. Во время ОЗЦ нижней ступени необходимопериодически восстанавливать циркуляцию через отверстия муфты для ступенчатогоцементирования.
Следуетиметь ввиду, что существующая технология крепления обеспечивает надежностьразобщения пластов продуктивной части разреза при среднестатистической величинедепрессии 1Мпа на 1м интервала разделяющей непроницаемой перемычки. В реальныхусловиях непроницаемый раздел может быть незначительным, либо вообщеотсутствовать. В этих случаях возникновение заколонных перетоков илиподтягивание подошвенной воды неизбежно и определяется только фактором времени.
Дляобеспечения качественного крепления ствола скважины и надежного разобщенияпроницаемых горизонтов должны применяться специальные технические средства наобсадные колонны (скребки, турбулизаторы, центраторы).
 Основнойфункцией тампонажных растворов является изоляция с их помощью флюидосодержащихпластов друг от друга и от земной поверхности. В проекте строительства скважиндолжны быть предусмотрены следующие технико – технологические решения,обеспечивающие природоохранные функции цементных растворов и ограничивающие ихотрицательные воздействия на окружающую среду:
– интервалы подъема цементных растворов за обсадными колоннами выбираютсяв соответствии с требованиями технологических регламентов на крепление скважини геологической характеристикой разреза данного месторождения; применениетоксичных материалов в процессе цементирования является недоступным.
– для улучшения сцепления цементного камня со стенками обсадных труб истенками скважины предусмотрена предварительная прокачка нетоксичной буфернойжидкости, разрушающей глинистую корку.
 Контролькачества цементирования осуществляется геофизическими методами и опрессовкойколонн согласно «Инструкции по испытанию скважин на герметичность». Устьескважины оборудуется в соответствии с действующими нормативными документамипротивовыбросовым оборудованием.
Основныетребования к организации и производству буровых работ на Южно-Ягунскомместорождении – это безаварийная проводка ствола скважины, снижениесебестоимости метра проходки и минимально возможное техногенное воздействие наокружающую природную среду, недра и подземные воды при обеспечениизапланированных объемов бурения.
Правилавыполнения этих требований должны соблюдаться в процессе разработки проектнойдокументации и на всех этапах строительства скважин, включая проведениеподготовительных вышкомонтажных работ, бурение, освоение, а также ликвидацию иконсервацию скважин. При этом предусматривается постоянный контроль засостоянием окружающей среды.
4.1 Подземноеи устьевое оборудование способах добычи
Южно-Ягунскоеместорождение находится на стадии, когда основной фонд скважин разбурен,накоплен опыт эксплуатации скважин при высоком уровне их использования. Базовымспособом эксплуатации скважин являются УЭЦН и УШГН (механизированный фонд добывающихскважин составляет 96,8 %) и лишь небольшая часть эксплуатируется фонтаннымспособом.
4.2.1 Фонтанная эксплуатация скважин
Фонтаннымспособом эксплуатации скважин называется способ, при котором подъем жидкости(нефти) на поверхность происходит только за счет пластовой энергии.
 Условияфонтанирования скважин завися от энергии газожидкостной смеси, расходуемой наподъем 1т жидкости; изменения давления от забойного до давления на устье;средней скорости движения смеси, зависящей от диаметра НКТ, и содержания воды вдобываемой жидкости. В целях наиболее полного использования энергии,заключенной в том или ином пласте, отбор жидкости из скважин из скважинограничивается.
 Оборудованиескважин состоит из наземного и подземного. К наземному относятся: фонтаннаяарматура, манифольд, лубрикатор, выкидная линия для подключения скважины ксистеме промыслового сбора и транспорта нефти и газа. К подземному относятся:насосно – компрессорные трубы, пакеры, клапаны – отсекатели, циркуляционныеклапаны, конические глухие подвески, башмачные клапаны.
Подземноеоборудование предназначается для:
– предотвращения открытого фонтанирования скважин при разрушении илиповреждении устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационнойколонны и некачественном цементировании межтрубного пространства;
–  обеспечения одновременно раздельной эксплуатации двух и болеепродуктивных пластов; разобщения вскрытого продуктивного горизонта от выше- инижележащих пластов; разобщения лифтовой колонны от затрубного пространства;
–  обеспечения разнообразных промысловых технологических операций,связанных с эксплуатацией или ремонтом скважин.
Впроцессе эксплуатации скважины газожидкостная смесь из подъемных трубпроходитчерез центральную стволовую задвижку и направляется в один из выкидов, другойвыкид закрыт.
Фонтанныеарматуры различаются по конструктивному исполнению и прочностным показателям:рабочему давлению, размерам проходного сечения ствола, конструкции фонтаннойелки и числу спускаемых в скважину рядов труб, виду запорных устройств.Изготовляют эту арматуру тройникового и крестового типов с условным проходом постволу от 50 до 100 мм (рис.4.2.). Рассчитана она на давление 14, 21, 25 и 70МПа.
Дляконтроля за процессом эксплуатации скважины установлены два манометра с трехходовымикранами: один – на отводе крестовика трубной головки для замера давления вмежтрубном пространстве скважины, другой – в верхней части арматуры для замерадавления на устье скважины.
Впроцессе эксплуатации фонтанных скважин периодически возникает необходимостьпроводить исследования продуктивных пластов для определения пластовых давлений,температур и других характеристик пласта скважинными манометрами, термометрамии другими приборами. Приборы спускают через специальное герметизирующееустройство – лубрикатор, устанавливаемый на буферной задвижке фонтаннойарматуры. После опрессовывания лубрикатора при помощи лебедки, смонтированнойна специальной машине, спускают скважинный прибор. Для наиболее экономичногорасходования пластовой энергии и, следовательно, длительного фонтанированияскважины дебит ее регулируется созданием противодавления на устье при помощиштуцеров, которые монтируются на выкидных линиях, после боковой задвижки, междуфланцевыми соединениями.
Преимуществомфронтального метода является простота скважинного оборудования и отсутствиеподвода электроэнергии извне.
4.2.1 Эксплуатация скважин штанговыми глубинными насосными установками
УШГН состоит из наземного и подземного оборудования.
В наземное входит станок-качалка, состоящий из электродвигателя,редуктора, кривошипа, шатуна, балансира, подвески устьевого штока, устьевогоштока, устьевого сальника с устьевой обвязкой.
Подземное оборудование включает: на колонне насосно-компрессорных труб(НКТ) спускается в скважину глубинный насос с фильтром. Насос оснащенвсасывающим клапаном. Внутрь НКТ на колонне штанг спускают плунжер насоса содним или двумя нагнетательными клапанами. Кроме того, подземное оборудованиеможет включать различные защитные устройства( газовые и песочные якори, хвостовики),присоединенные к патрубку ШСН и улучшающие его работу в осложненных условиях(песок, газ).
Наземное оборудование:
Станок-качалка — это механизм,предназначенный для преобразования врщательного движения вала электродвигателяустановки в возвратно- поступательное движение головки балансира.
Станок-качалка сообщает штангам возвратно-поступательное движение близкоек синусоидальному. СК имеет гибкую канатную подвеску для соединения с верхнимконцом полированного штока и откидную или поворотную головку балансира длябезпрепятственного подхода спуско-подъемных механизмов при подземном ремонтескважины.
Основные узлы станка-качалки: пирамида, редуктор, электродвигатель — крепятся к единой раме, которая закрепляется на бетонном фундаменте. Крометого, все СК снабжены тормозным устройством, необходимым для удержаниябалансира и кривошипов в любом заданном положении. Точка соединения шатуна скривошипом может менять свое расстояние относительно центра вращенияперестановкой пальца кривошипа в то или иное отверстие, которых для этогопредусмотренно несколько. Этим достигается ступенчатое изменение амплитудыкачаний балансира, т.е.длины хода штанг.
Поскольку редуктор имеет постоянное передаточное число, то изменениечастоты качаний достигается только изменением передаточного числа клиноременнойтрансмиссии и сменой шкива на валу электродвигателяна больший или меньшийдиаметр.
Станки-качалки выполняются вдвух исполнениях: СК и СКД по ОСТ 26-08-87шести типоразмеров.
Приделы изменения основных параметров следующие: грузоподъемность от 10до 200 кН (1…20 тс), длина хода балансира от 0,3 до м, чило качаний в минуту4,7……..15,5, потребляемая мощность 1,7…55 кВт масса 10…320 кН (1…32тс). Оборудование устья скважины
Это оборудование предназначено длягерметизации устья и регулирования отбора нефти в период фонтанирования приэксплуатации штанговыми скважинными насосами, а также для проведениятехнологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважинах,расположенных в умеренном и холодном макроклиматических районах. В связи с широким распространениемоднотрубной системы сбора продукции скважин при централизованных установках посепарации газа и замеру дебитов сильно возросли давления на выкидах насосныхустановок. В некоторых случаях возникает необходимость иметь на устье скважин(удаленные скважины, высокие вязкости) давления, доходящие до 4 МПа. Этоусложняет конструкцию устьевого оборудования и повышает к нему техническиетребования.
Канатная подвеска
Сальниковый шток присоединяется кголовке балансира с помощью канатной подвески. Конструкция канатной подвескидопускает установку динамографа для снятия динамограммы (зависимость силы,действующей в точке подвеса, от хода штока).
Кроме того, с помощью канатнойподвески регулируется посадка плунжера в цилиндр насоса для предупрежденияударов плунжера о всасывающий клапан или выхода плунжера из цилиндра.
Штоки сальниковые устьевые ШСУ
Предназначены для соединения колонны насосных штанг с канатной подвескойстанка-качалки. Применяются в умеренном и холодном макро климатическом районах.Их изготавливают из круглой холоднотянутой калиброванной качественнойуглеродистой стали марки 40.
Подземное оборудование:
Скважинные штанговые насосы
Скважинные штанговые насосы предназначеныдля откачивания их нефтяных скважин жидкости обводненностью до 99%,температурой более 130 С, содержанием сероводорода не более 50 г/л, минерализациейводы не более 10 г/л.
Скважинные насосы представляют собойвертикальную конструкцию одинарного действия с неподвижным цилиндром, подвижнымметаллическим плунжером и шариковыми клапанами. Спускаются в скважину наколонне насосно-компрессорных труб и насосных штанг.
Насосы разделяются на невставные(трубные) и вставные. Основные особенности их состоят в следующем.
Невставные насосы
Цилиндр спускается в скважину нанасосно-компрессорных трубах без плунжера. Плунжер спускается отдельно нанасосных штангах. Плунжер вводится в цилиндр вместе с подвешенным к плунжерувсасывающим клапаном. Чтобы плунжер довести до цилиндра насоса без поврежденийчерез трубы, последние должны иметь внутренний диаметр больше наружнегодиаметра плунжера (примерно на 6 мм).Для извлечения невставного насоса в случаезамены или ремонта необходимо сначало извлеч штанги с висящим на их концеплунжером, а затем насосные трубы с висящим на их конце цилиндром насоса.
Вставные насосыЦилиндр в сборе сплунжером и клапанами спускается на штангах. В этом случае на конце насосныхтруб заранее устанавливается специальное посадочное устройство — замковаяопора, на которой происходит посадка и уплотнение насоса. Для извлечениявставного насоса в случае ремонта достаточно извлеч только штанги, вместе скоторыми извлекается весь насос.
 Поскольку при вставном насосе через трубыданного диаметра пропускается не только плунжер, но и цилиндр вместе с кожухом,то диаметр плунжера вставного насоса должен быть намного меньше диаметратрубного. Поэтому подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегдаменьше подачи невставного.
Штанги насосные
Эти штанги служат соединительнымзвеном между наземным индивидуальным приводом станка-качалки и скважиннымнасосом. Предназначены для передачи возвратно поступательного движения плунжеранасоса. Штанга представляет собой стальной стержень круглого сечения диаметром12…28 мм и длиной 1000…8000 мм с высаженными резьбовыми концами. Резьбаштанги метрическая специальная.
Штанги в основном изготавливают излигированных сталей и выпускают длиной 8000 мм и укороченные 1000, 1200, 1500,2000 и 3000 мм как для нормальных, так и для коррозионных условий эксплуатации.Укороченные штанги применяются при регулировании длины колонны штанг с цельюнормальной посадки плунжера штангового насоса. Они изготавливаются из стали тойже марки и подвергаются такой же термообработке, что и штанги нормальной длины.
Насосно-компрессорные трубы(НКТ)
Насосно-компрессорные трубы бывают сгладкими и высаженными (равнопрчными) концами. Трубы с гладкими концами имеютравный диаметр по длине и поэтому в мемтах нарезки под муфтовые соединениянесколко ослаблены. Трубы с высаженными наружу концами имеют утолщенные концывместах нарезки под муфтовые соединения и поэтому повышенную прочность нарезнойчасти трубы.
По длине НКТ разделяются на тригруппы: I — от 5,5 до 8 м; II — от 8 до 8,5 м; III — от 8,5 до 10 м.
Трубы изготавливаются из сталей пятигрупп рочности: Д, К, Е, Л, М. Гладкие трубы и муфты к ним групп прочности К,Е, Л, М, а также все трубы с высаженными концами подвергаются термообработке.
Условный диаметр трубы с точностью донескольких десятых долей миллиметра совпадает с наружним диаметром тела трубы.
НКТ в скважинах, особенно при ШСНУ,несут большую нагрузку. Кроме растяжения от действия собственного веса ониподвержены нагрузке от веса столба жидкости, заполняющей НКТ, и иногда от весаколонны штанг при их обрыве в верхней части или при посадке плунжера на штоквсасывающего клапана. В искривленных скважинах они подвергаются трениюштанговыми муфтами.
Правильное сопряжение резьбовыхсоединений НКТ достигается при приложении крутящего момента определеннойвеличины. Поэтому важно использовать автоматы для свинчивания и развинчиванияНКТ со специальным фрикционным регулятором момента.  Недопустим спуск НКТ безсмазки резьбовых соединений, а также их транспортировка без предохранительныхколец и деревянных заглушек.
Для уменьшения собственного веса трубпри необходимости их спуска на большую глубину применяют ступенчатую колоннуНКТ с большим диаметром вверху и малым внизу.
4.2.3 Общие сведения об эксплуатациискважин УЭЦН
Установки УЭЦН предназначены дляоткачки пластовой жидкости из нефтяных скважин. Установка состоит из погружногонасосного агрегата и кабельной линии, спускаемых в скважину нанасосно-компрессорных трубах, и наземного электрооборудования (трансформаторнойподстанции).
Погружной насосный агрегат включает всебя двигатель (электродвигатель с гидрозащитой) и насос, над которымустанавливают обратный и сливной клапаны.
Кабельная линия для подвода напряжения кдвигателю состоит из основного питающего кабеля и плоского удлинителя с муфтой.Кабель прикреплен к гидрозащите, насосу и насосно-компрессорным трубамметаллическими поясами.
Оборудование устья скважиныобеспечивает подвеску колонны насосно-компрессорных труб с насосным агрегатом икабелем на фланце обсадной колонны, герметизацию затрубного пространства, отводпластовой жидкости в трубопровод и газа из затрубного пространства.
Трансформаторная подстанция (трансформатор и комплектное устройство)преобразует напряжение промысловой сети до оптимальной величины на зажимахэлектродвигателя с учетом потерь напряжения в кабеле и обеспечивает управлениеработой насосного агрегата установки и ее защиту при аномальных режимах.
Вместо комплектных устройств итрансформаторов можно применять комплектные трансформаторные подстанции типаКТППН-82 мощностью 100 и 250 кВА на напряжение 6 или 10 кВ для питания насосов,работающих в одиночных скважинах, и типа КТППНКС для питания четыреходновременно работающих скважинных насосов на кусте из четырех скважин.
В зависимости от максимальногопоперечного габарита погружного агрегата установки разделяют на три условныегруппы — 5, 5А и 6: установки группы 5 поперечным габаритом 112 мм применяют вскважинах с колонной обсадных труб внутренним диаметром не менее 121,7 мм;
Кабель в сборе имеет унифицированнуюмуфту кабельного ввода К38 (К46) круглого типа. В металлическом корпусе муфтыгерметично заделаны изолированные жилы плоского кабеля с помощью резиновогоуплотнителя.
К токопроводящим жилам прикрепленыштепсельные наконечники.
Модули насосные — газосепараторы (МНГ)предназначены для уменьшения объемного содержания свободного газа на всасываниинасоса.
Газосепараторы соответствуют группеизделий II, виду 1 (восстанавливаемые) по РД 50-650—87, климатическоеисполнение — В, категория размещения — 5 по ГОСТ 15150—69. Могут бытьпоставлены в двух исполнениях: газосепараторы 1МНГ5, МНГ5А и 1МНГ6 обычногоисполнения; газосепараторы 1МНГК5 и МНГК5А повышенной коррозионной стойкости.
Устанавливают между входным модулем имодулем-секцией.
Газожидкостная смесь через сетку и отверстиявходного модуля поступает в полость шнека и рабочих органов. Под напоромгазожидкостная смесьпоступает во вращающуюся камеру сепаратора, снабженнуюрадиальными ребрами, где под действием центробежных сил газ отделяется отжидкости. Далее жидкость с периферии камеры сепаратора поступает по пазампереводника на всасывание насоса, а газ через наклонные отверстия отводится взатрубное пространство.
Трансформаторы обеспечивают питаниепогружных двигателей от сети переменного тока частотой 50 Гц, напряжением до6000 В, работают на открытом воздухе в районах с умеренным и холодным климатом.
Трансформатор ТМПН состоит измагнитопровода стержневого типа, обмоток высокого и низкого напряжения, бака,заполняемого трансформаторным маслом, крышки с вводами и приводамипереключателей, расширителя с маслоуказателями и воздухоосушителем ипереключателем ответвлений обмоток высокого напряжения. Для герметизацииразъемных частей трансформатора применяют уплотнения из маслостойкой резины.
Комплектные устройства обеспечиваютвключение и выключение погружных двигателей, дистанционное управление сдиспетчерского пункта и программное управление, работу в ручном иавтоматическом режимах, отключение при перегрузке и отклонении напряженияпитающей сети выше 10% или ниже 15% от номинального, контроль тока инапряжения, а также наружную световую сигнализацию об аварийном отключении.
Комплектное устройство ШГС5805-49АЗУ1размещено в металлическом шкафу двустороннего обслуживания.
Комплектное устройство КУПНА83-29А2У1 состоит из высоковольтного шкафа управления двустороннегообслуживания с передними дверьми и задним заграждением и низковольтного ящикауправления. В шкафу установлены трансформаторы тока и напряжения,разъединитель, высоковольтный контактор, выключатели предохранители,разрядники. Ящик содержит блок управления, электроизмерительные приборы, реле,сигнальную аппаратуру, переключатели и пусковые кнопки.
/>
Рисунок 4.1 Установка погружногоцентробежного насоса:
1 — двигатель; 2 — модульный насос; 3— кабельная линия:
4 — обратный и спускной клапаны; 5 — крепежный пояс;
6 — трансформаторная подстанция
Погружной электродвигатель.
Погружной электродвигатель (ПЭД)является приводом электроцентробежного насоса (рисунок 4.2). Применяетсяасинхронный электродвигатель с короткозамкнутым ротором. В соответствии соспецификой эксплуатации ПЭД выполнен цилиндрическим и сильно развит в длину.
Отечественная промышленность освоилавыпуск более 12 типов ПЭД мощностью от 10 до 125. кВт. Выпускаются ПЭД сдиаметрами корпуса 103 мм для обсадной колонны 121,7; 117 мм для 130 мм, 123 ммдля 143,3 мм, 138 мм для 148,3 мм.
Основными узлами ПЭД являются:статор, ротор, опорная пята, вал. Назначение статора и ротора и принцип ихработы аналогичны электродвигателю обычной конструкции.
Специфичным является положение ПЭД вскважине вертикальное, следовательно, ротор ПЭД.нужно удержать и зафиксироватьв этом положении.
Для этой цели служит опорная пята иподшипники скольжения, расположенные на валу и фиксируемые в статоре ПЭД. Валимеет сквозное отверстие, через которое циркулирует масло, принудительноперекачиваемое турбинкой. Масло смазывает подшипники и охлаждает ПЭД.
 Напряжение на обмотку статораподается через специальный герметичный токоподвод, своеобразный штепсельныйразъем.
 Погружной двигатель имеет следующуюмаркировку: ПЭДС90-1) 7В5.
 Это означает: П — погружной, Э — электрический, Д — двигатель, С — секционный, 90 — мощность в кВт, 117 —диаметр корпуса в мм, В — климатическое исполнение, 5 — диаметр обсаднойколонны.
Система гидрозащиты.
Под гидрозащитой понимают комплексустройств, предназначенных противодействовать проникновению пластовой жидкостив полость двигателя и компенсировать температурное расширение масла в ПЭД.
Промышленность выпускаетгидрозащиту, состоящую из двух узлов — компенсатора (монтируется ниже ПЭД) ипротектора (монтируется между ЭЦН и ПЭД) — типа «Г».
Компенсатор служит для ‘передачидавления окружающей среды маслу в ПЭД и компенсации расхода масла. Представляетсобой эластичный резиновый мешок, сообщающийся с ПЭД.
Протектор выполняет функциюзащитной камеры ( узлы торцового уплотнения), разгрузочной камеры (узелгидропяты) и резервуара с маслом.
Подача напряжения к погружномуэлектродвигателю осуществляется по бронированному трехжильному кабелю круглогоили прямоугольного сечения.
Погружные насосы являютсямногоступенчатыми центробежными насосами. Каждая ступень состоит из вращающегорабочего колеса и неподвижного диффузора. Обьем выдаваемой жидкостиопределяется типом ступени. Из-за ограниченного диаметра обсадной трубыскважины напор, создаваемый отдельной ступенью относительно мал, поэтомуопределенное число ступеней собирается вместе, чтобы отвечать требованиямкаждого отдельного применения. Суммарный напор насоса и потребляемая мощностьопределяется числом ступеней. Насосы производят в широком диапозонепроизводительностей и практически для всех условий, встречающихся в скважинах.Корпус, основание и выпускная головка изготавливаются из углеродистой стали.Рабочие колеса и диффузоры отлиты из чугуна с высоким содержанием никеля сцелью повышения антиабразивных и антикоррозийных свойств. Вал делается извысокопрочной антикоррозионной нержавеющей стали. Общая длина односекционногонасоса ограничена, чтобы обеспечить должную сборку и транспортировку. Однако,несколько секций насоса можно соединить последовательно, чтобы создатьнеобходимый напор. Максимальный размер (число ступений) насоса определяется наосновании следующих ограничений: мощность насоса, ограниченная прочностью вала;номинальное давление корпуса насоса; нагрузочная способность упорногоподшипника.
Наземное оборудование скважины,эксплуатируемой УЭЦН, составляет устьевая арматура, станция управления работойскважинной установки и трансформатор напряжения. Станция управленияобеспечивает запуск и управление работой электродвигателя, трансформаторповышает напряжение, получаемое от промысловой электрической сети до величины,на которую рассчитан погружной двигатель.
4.2.4 Технические характеристикинасосов
Количество и длина секций в насосеподбирается в зависимости от необходимой производительности и напора, но неболее напора указанного в таблице 4.1.