тыми минералами . Слюды часто гидротированы , по ним развива-
ются псевдоморфозы сидерита и хлорита . Сильно развита пири-
тизация , которая существенно снижает фильтрационно- емкостные
свойства песчано-алевролитовых пород . Среднее значение порис -
тости 17% , проницаемости - 22,0 х 10 ^ 3 км ^ 2 . Водоудерживаю -
щая способность - 34,4% .
Пласт 3 БС 10 .
Залежь нефти в пласте 3БС 10 установлена на юго-восточном
крыле структуры .В данном районе структуры глинистая перемыч-
ка, разделяющая пласты 1БС 10 и 2 БС 10 отсутствует , в то же время нижняя часть пласта 2 БС 10 опесчанивается и представле-
на монолитным телом , мощностью до 15 м .От верхнего единого
пласта 1-2 БС 10 она отделена глинистой перемычкой мощностью 8- 10 м . Залежь нефти приурочена к рассматриваемому пласту .
Отметка ВНК принята равной 2363 м . Размер залежи 4,1 х 6,4 км .
Тип залежи - пластовая , сводовая . Емкостно - фильтрационные
свойства пласта 3 БС 10 практически одинаковые с пластом
2БС 10 .
Пласт 2 БС 10 .
Для пласта 2 БС 10 , приуроченного к подошве горизонта
БС10 характерно довольно частое переслаивание песчаников с
аргалитами и алевролитами . От пласта 1 БС 10 он отделен гли-
нистой перемычкой , мощность которой изменяется от 20 до 0 м.
На западном и восточном крыльях структуры наблюдаются зоны
полной глинизации песчаных отложений пласта 2 БС 10 . На юго-
западном крыле структуры установлена зона слияния песчаных отложений пласта 1БС 10 и 2 БС 10 , что свидетельствует о том ,
что залежи нефти пластов 2 БС 10 и 1 БС 10 представляют собой
единую гидродинамическую систему с единым ВНК , принятым на отметке 2346 м . С запада , северо - запада , северо - востока за-
лежь пласта 2 БС 10 ограничена зонами замещения проницаемых
отложений . На севере залежь пласта 2 БС 10 соединяется с за-
лежью аналогичного пласта Западно -Сибирского месторождения .
Размеры залежи 19,7 х 20,5 км . Тип залежи - пластовая , сводовая
с литологическим экраном .
Пласт 2 БС 10 сложен песчаниками , алевролитами , уплотнен-
ными глинами . Пласт разделен глинистыми прослойками на 5 - 14
песчаных пропластков , толщиной от 0,4 до 9,2 м . Коллекторами
пласта являются кварц и полевые шпаты , обломки пород состав-
ляют 10-12 % , слюда и хлорид 1-3 % . В нижней части пласта увеличивается количество каолинита . Цемент порово - пленочный ,
сложного состава . На обломках зерен встречаются хлоритовые пленки . Состав алевролитов аналогичен песчаникам ,с учетом раз-
меров зерен . Для низа пласта характерны прослои песчаников с кальцитовым цементом , которые не являются коллекторами Южно-Сургутского месторождения .
Количество их возрастает в западном и северо-западном на-
правлении . Среднее значение пористости принято равным 23,0 %.
Проницаемость изменяется от 0 , 2 до 880 х 10 ^ -3 , cреднее ее
значение 114 х 10 ^ - 3 мкм ^ 2 . К северу и западу от централь-
ной части фильтрационные свойства пород уменьшаются .
Среднее значение водоудерживающей способности составляет
38,7 % . Для нефтенасыщенных коллекторов оно ниже (36,6 % ) ,
чем для водонасыщенных (44,8 % ) , что согласуется с более луч-
шей их проницаемостью .
Пласт 1 БС 10 .
Выделяется в кровельной части пласта БС10 . На севере залежь
соединяется с аналогичной залежью Западно-Сургутского место-
рождения , на северо- западном крыле ограничено зоной замеще-
ния коллекторов . При проведении разведочных работ Главтю-
менгеологии и Главтюменнефтегаза на восточном участке место-
рождения установлено слияние залежи нефти пласта 1 БС 10 Южно- Сургутского месторождения с аналогичной залежью нефти
в районе скважин № 77р , 61р , 84р Восточно - Сургутского место-
рождения . В данном районе залежь нефти пласта 1 БС10 ограни-
чена зоной полной глинизации песчаных отложений .Залежи плас-
тов 1 БС 10 и 2 БС 10 гидродинамически связаны между собой и
имеют единую отметку ВНК равную 2346 м .
Размеры залежи пласта 1 БС10 32,2 х 25,5 км . Тип залежи плас-
товая , сводовая с литологическим экраном .
Пласт 1 БС 10 вскрыт на глубине 2310- 2410 м .
Общая мощность пласта 9,2 х 18,2 м . Наибольшая мощность от-
мечается в разрезах скважин южного и юго-западного крыла
структуры .Коллекторами нефти пласта 1 БС 10 служат песчаники и алевролиты . Литологическая характеристика сходна с характе-
ристикой пласта 2 БС 10 . Коллектора имеют высокие показатели
фильтрационных свойств . Среднее значение пористости - 24 % .
Проницаемость изменяется в широком диапазоне от 1,4 до 2700 х
х 10 ^ - 3 мкм ^ 2 . Среднее значение проницаемости составляет
270 х 10 ^ - 3 мкм ^ 2 . По площади свойства пород улучшаются к
центральной и восточной части площади . Водоудерживающая способность в соответствии с более высокой проницаемостью ниже на 8 % , чем по пласту 2 БС 10 и равна 31 % .
1.3. Геолого - физическая характеристика пластов
Южно-Сургутского месторождения .
Параметры 1Б С 10 1 БС 10 2 Б 10 3Б10 Ю 1 Ю 2
основная восточный
залежь участок
Площадъ нефте- 330175 38863 261076 16612 34844 8680
носности,тыс.м2 пласт., пласт., пласт., пласт., пласт., пласт.,
сводов. сводов. сводов. сводов. сводов. сводов.
Тип коллектора терриген. терригенный терриген. терриген. терриген. терриг.
поровый поровый поровый поровый поровый поровый
Абсол.отметка
В Н К м 2346 2346 2346 2363 2787 2675
Средневзвешенная
н/ н толщина ,м 6,0 3,8 9,2 7,9 8,2 3,9
Средняя прониц .
мД. 246 85 114 179 43 6
Средняя порист.
% 24 23 23 23 17 15
Начальное пласт.
Давление кгс/см 2. 233 237 237 237 276 299
Давление насыщ.
кгс/ см ^ 2 . 97 97 97 97 76 92
Пластовая темпер.
С 70 70 70 70 75 79
Вязкость пласт.
нефти, сПз 4,02 3,44 3,44 3,44 2,17 1,83
Вязкость пласт.
воды ,сПз 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42 0,42
Соотношение
вязк.нефти и
воды 9,57 8,19 8,19 8,19 5,17 4,36
Плотность нефти
в пласт.усл. г/см2. 825 825 825 825 846 789
Плотность нефти
в поверхн.условиях
г/см2. 885 885 885 885 894 8
2.1. КЛАССИФИКАЦИЯ ВИДОВ РЕМОНТОВ .
Текущий ремонт скважин представляет собой комплекс опе-
раций , направленных на исправление и замену подземного
оборудования , изменение параметров его работы , очистку обору-
дования и забоя от песка , парафина , солей и продуктов корро-
зии , а также на проведение исследовательских работ с целью до-
стижения заданного режима работы скважины . Он призван обес-
печить рациональную разработку нефтяных месторождений за счет своевременного и качественного проведения работ по из-
менению режима эксплуатации скважин , динамики пластового давления . Текущий ремонт скважин- важнейший участок произ-
водственной деятельности НГДУ .
Без текущего ремонта скважин невозможно осуществить ни
один способ эксплуатации скважин . Это видно из перечня работ, выполняемых при текущем ремонте , который включает в
себя операции с НКТ , насосными штангами , насосами и работы , проводимые в скважинах .
Работы с НКТ :
-Спуск или подъем однорядного , полуторорядного или двухряд-
ного лифта
-Проверка и замена отдельных труб с дефектами или изношен-
ними резьбовыми соединениями , а также лифта в целом
-Изменения типоразмера лифтовых труб или глубины подвески
лифта
-Очитска лифтовых труб от песка , парафина , солей и продуктов
коррозии .
Работа с насосными штангами :
-Проверка или замена отдельных штанг и сальниковых штоков
с дефектами или изношенными резьбовыми соединениями , а
также колонны штанг в целом
-Изменение типоразмера насосных штанг
-Ликвидация обрыва или отвинчивания штанг
-Очистка штанг от парафина , солей
Работа с насосами :
-Спуск или подъем штанговых , гидропоршневых и погружных
электронасосов
-Проверка или замена С Ш Н , Э Ц Н , Г П Н или их узлов
-Изменение глубины подвески насоса или его типоразмера
При проведении текущих ремонтов в большинстве случаев сочетают несколько видов работ .
Все ремонты разделены на три группы :
-технологические
-восстановительные
-аварийные
Технологические - это ремонты скважин , необходимость
проведения которых обусловлена условиями и способом эксплуатации скважин и технологией разработки залежей и
месторождений . Они подразделяются на ремонты по изменению
способа эксплуатации скважин , технологического режима их ра-
боты , предупреждению осложнений и аварий с оборудованием и
скважинами и ремонты с целью проведения исследовательских
работ .
Спуск или подъем оборудования , проводимые с целью замены одного из вышеперечисленных способов эксплуатации ,
представляет собой ремонт по изменению способа эксплуатации.
К ремонтам по изменению технологического режима работы скважин относятся ремонты по изменению глубины погружения
насосов под уровень жидкости , по изменению их типоразмером,
спуску и замене глубинных штуцеров .
Восстановительные - это ремонты , направленные на восстановление или увеличение производительности скважин . Они подразделяются на ремонты по восстановлению режима ра-
боты скважин и ремонты по воздействию на призабойную зону
скважин . Для восстановления режима работы скважин прово-
дится замена насосов , а для выполнения работ по воздействию на призабойную зону скважин - спуско-подъемные операции с трубами и штангами .
Аварийные - это ремонты , проводимые с целью ликвидации
осложнений и аварий с насосными штангами , НКТ , сальниковым
штоком и устьевой обвязкой .
Подземный ремонт выполняется бригадами по подземному ремонту скважин , организуемыми в НГДУ .
2.1.1. В Ы Б О Р Н А С О С А
Существующий нормальный ряд ЭЦН предусматривает в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны и дебита
скважины 15 насосов разных типоразмеров .
Насос для скважины подбирается в соответствии с характе-
ристикой скважины , ее дебитом , необходимым напором и диа-
метром эксплуатационной колонны на основании характеристики