Рекомендации по доразработке, разбуриванию Южно-Александровского месторождения и добыче нефти

3. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ДОРАЗРАБОТКЕ, РАЗБУРИВАНИЮ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ДОБЫЧЕ НЕФТИ.

На основании проведенного анализа текущего состояния разработки задонско-елецкой залежи Южно-Александровского месторождения (фонда скважин, дебитов нефти и жидкости, обводненности добываемой продукции, отборов запасов, поведения пластового давления и т. д.) намечены мероприятия по улучшению состояния разработки и, с учетом их выполнения, уточнены технологические показатели разработки на 2001-2005 гг.

В дальнейшем на задонско-елецкой залежи рекомендуется:

1.  В скв.47 прострелять интервал 2762-2778 м (сводовая часть залежи). По результатам испытания скважины оценить состояние залежи и наметить направления дальнейшей разработки залежи:

-  если существует газовая шапка, то рекомендуется увеличить объемы закачки. Требуется определить положение газонефтяного контакта, для чего следует провести исследования по изменению градиента давления в газовой и нефтяной частях залежи;

-  если газовой шапки не существует, то рекомендуется оставить уровень закачки на запланированном уровне.                               

2.  Обеспечить регулярные и качественные замеры рабочих газовых факторов по скважинам и ежедневные замеры объемов добываемого газа по месторождению в целом.

3.  Обеспечить регулярные замеры пластовых и забойных давлений с поинтервальными замерами по стволу.

4.  Отбор глубинных проб проводить только после замеров забойных давлений и температур на глубинах отбора проб.

5.  Проводить мероприятия по ограничению водопритока по всему обводнившемуся фонду, при полном обводнении – поинтервальное отсечение и перфорацию вышележащих отложений (табл.).

6.  В целях совершенствования системы ППД необходимо:

-  в западной части залежи отключить нагнетательную скважину 1, так как она находится на значительном расстоянии от ВНК. Вместо нее рекомендуется производить закачку в скв.43;

-  в восточной части залежи отключить нагнетательную скв.50, которая обладает низкой приемистостью и закачка в которую велась в верхнюю часть разреза;

-  перенести объем закачки скважины 50 в скважину 53, для чего провести в скв.53 интенсификацию интервала перфорации в целях увеличения приемистости.

          Рассмотрим мероприятия по ограничению водопритока на примере проведения капитального ремонта скважины N38 Южная Александровка. Целью ремонта был перевод скважины с нижележащего интервала  (2926-2945м) на  вышележащий интервал (2904-2912м) в задонском горизонте.

Данные по скважине:

1. Эксплуатационный горизонт: задонский;

2. Конструкция скважины:

·  кондуктор d=324мм, цемент до устья;

·  техническая колонна d=194мм  0-2220м, цемент до устья;

·  “потайная” колонна d=194мм 2118-2654м, цемент в интервале;

·  эксплуатационная колонна d=168х140мм 0-2004, 8-3080м, цемент до устья (МСЦ на глубине 2391м, минимальный внутренний диаметр-118,52мм).

3. Искусственный забой - 2948м. Объем скважины - 46м³.

4. Интервал перфорации: 2926-2945м, тип перфоратора ПКС-80 .

              По данному виду ремонта были проведены следующие работы и в следующей последовательности:

1.  Разрядка скважины по затрубному пространству и НКТ в линию до линейного давления.

2.  Глушение скважины на затрубное пространство на поглощение технической водой g=1,03 г/см³  в объеме 38м³(Р_нач=15атм, Р_кон=120атм). При закрытом затрубном пространстве закачка в НКТ 10м³(Р_нач=50атм, Р_кон=115атм).

3.  Монтаж на устье скважины ремонтного агрегата.

4.  Демонтаж фонтанной арматуры. Монтаж на устье скважины противовыбросового оборудования и его опрессовка с использованием  УОП-2.

5.  Поднятие воронки и смена колонны НКТ на технологическую.

6.  Спуск воронки с репером до глубины 2920м. Проведение геофизических работ.

7.  Закачали 20м³ порционно глинистого раствора на гипановой основе. 

8.  Установка цементного моста  под давлением в интервале 2920-2948м, для чего:

·  обвязали устье скважины с ЦА-320, опрессовали нагнетательные линии на 200атм;

·  прокачали в НКТ соленую воду g=1,01-1,03 г/см³ в объеме 14м³, отмыли часть пасты;

·  закачали в НКТ 1,5м³ буферной жидкости + 3,8м³ цементного раствора, g=1,9 г/см³ + 0,5м³ буферной жидкости + 4,5м³ продавочной жидкости;

·  загерметизировали затрубное пространство, продавили цементный раствор по НКТ, не превышая давления 180атм;

·  обратной промывкой вымыли 2,2м³ цементного раствора;

·  подняли 500м НКТ, ОЗЦ под давлением 180атм - 48ч;

·  допустили НКТ и определили “голову” цементного моста, испытали цементный мост на прочность с разгрузкой на 10т. Опрессовали цементный мост на соленой воде g=1,01-1,03 г/см³.

9.  Подняли компоновку. Спустили спаренный перфоратор d=102мм с тремя насадками d=4мм без опрессовочного шара на НКТ до глубины 2912м, в компоновку включили репер 2-4м, который установили на 2 НКТ выше перфоратора.

10. Выполнили ГПП в интервале 2904-2912м по 4отв/п.м., для чего:

·  устье скважины оборудовали герметизирующей головкой;

·  обвязали устье скважины с агрегатами ЦА-320, АН-700, пескосмесителем и опрессовали нагнетательные линии на 400атм;

·  восстановили циркуляцию жидкости в скважине, определили потери давления при прокачке песконосителя с расходом жидкости не менее 8,5 л/сек;

·  сбросили в НКТ рабочий шар, произвели пробную резку без ввода песка в песконоситель в режиме:

n расход жидкости не менее 8,5 л/сек;

n перепад давления в насадках не менее 330атм;

n время резки 30-45 минут.

·  ввели в рабочую жидкость песок из расчета 120г/л, размер зерен песка не более 2мм;

·  произвели резку эксплуатационной колонны, время первой резки - 45 минут, последующих - 30-35 минут;

·  последовательно приподнимая НКТ, вскрыли интервал 2912-2904м по 4отв./п.м.;

·  перестановку перфоратора производили при круговой циркуляции при давлении на агрегате не более 80атм (в случае резкого падения давления - поднять перфоратор, при непредвиденных остановках следует производить);

·  по окончании ГПП отмыли рабочий шар, промыли скважину обратной промывкой в объеме 50м³.

11. Подняли перфоратор. Спустили воронку на НКТ до искусственного забоя. Обратной промывкой промыли забой скважины от осадка соленой водой g=1,01-1,03г/см³ в объеме 20м³. Подъем воронки до глубины 2902м.

12. Произвели демонтаж противовыбросового оборудования и монтаж фонтанной арматуры на устье скважины. Произвели демонтаж ремонтного агрегата.

13. Перевели скважину на нефть в объеме 48м³.

14. При открытом затрубном пространстве закачали в скважину 2м³ 18% HCl + 7,3м³ нефти. Отработали скважину самоизливом в емкость в объеме 40м³.

15. Запустили скважину в работу. 

                Суть рекомендаций по разбуриванию Южно-Александровского месторождения заключается в предложении по восстановлению ликвидированной скв.5 (скважина была ликвидирована 6.09.83г по техническим причинам - слом  колонны на глубине 2360м). И в дальнейшем рекомендуется произвести забуривание и дальнейшее бурение второго ствола с использованием части ствола скв.5. Бурение должно вестись на задонско-елецкие  отложения и направлено в центр сводовой части залежи. В связи с этим предполагается увеличение объемов добычи скважинной продукции.