25167 (568876), страница 2

Файл №568876 25167 (Лянторское месторождение) 2 страница25167 (568876) страница 22016-07-28СтудИзба
Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

1.4 Состояние разработки месторождения

Лянторское нефтегазовое месторождение введено в разработку в 1978 году. Нефтегазоносность месторождения связана с отложениями нижнего мела:

нефтегазонасыщенные пласты АС-9, АС-10, АС-11, нефтенасыщенные - БС-82, БС-18. Пласты AC-9, AC-10, AC-11 объединены в один объект АС. В текущем году вовлечена в пробную эксплуатацию залежь пласта БС-82 вводом четырех скважин со средним дебитом нефти 21,5 т/сут, добыча из них составила 3,102 тыс. т нефти. Эксплуатация пласта БС-18 ведется одной скважиной. Разработка месторождения велась согласно «Технологической схеме разработки Лянторского месторождения», составленной в 1985 году (протокол ЦКР МНП № 1175 от 25.12.85 г.) и «Анализа разработки Лянторского месторождения», выполненного СибНИИНП в 1989 году (протокол ЦКР МНП № 1341 от 21.06.89 г.), в которых предусматривается:

- выделение одного объекта разработки АС 9-11;

- размещение добывающих и нагнетательных скважин по обращенной девятиточечной системе с плотностью сетки 16 га/скв.

С 1999 года месторождение разрабатывается на основании «Дополнения к технологической схеме разработки Лянторского месторождения», выполненного ТО «СургутНИПИнефть» (протокол ЦКР Министерства топлива и энергетики РФ № 2375 от 15.07.99 г.). В работе проведена переоценка балансовых запасов нефти и газа на базе уточненных геолого-физических параметров пластов АС9-11 и распределение их по типам геологического строения, рассмотрена эффективность применения площадной девятиточечной системы разработки по участкам ДНС.

Дана характеристика распределения по площади неконтактных нефтенасыщенных толщин и контактных с газом и водой, даны рекомендации по дальнейшему совершенствованию состояния разработки с применением новых методов увеличения нефтеотдачи пластов. На основании анализа разработки выполнены расчеты технологических показателей разработки.

По состоянию на 1.01.2009 года на месторождении пробурено всего 5765 скважин, что составляет 9.5,2 % проектного фонда. Отобрано 164632,217 тыс. т нефти с начала разработки при текущей обводненности 92,67 %. За отчетный год добыто 8257,750 тыс. т нефти при плане 8000 (на 7,137 тыс. т больше чем в 2001 году), что составляет 82,58 % максимального годового уровня добычи нефти, предусмотренного «Технологической схемой разработки Лянторского месторождения». Уровень добычи жидкости за 2002 год составил 113184,276 тыс. т при плане 110195, что на 8774,753 тыс. т больше по сравнению с прошлым годом. Фактический средний дебит по нефти одной действующей скважины за год — 6,5 т/сут, по жидкости 88,5 т/сут, при среднегодовой обводненности 92,70 %, увеличение по отношению к 2001 году составило 0,61 %.

Эффект от проведения капитальных ремонтов за 2002 год составил 1952,613 тыс. т нефти, ГРП провели в 11 добывающих скважинах и 1 нагнетательной, дополнительная добыча составила 59,151 тыс. т, ГПП - в 16 добывающих и 2 нагнетательных скважинах, дополнительная добыча составила 12,315 тыс. т.

Кроме того, провели гидромеханическую щелевую перфорацию в 19 добывающих и 16 нагнетательных скважинах, дополнительно добыто 25,862 тыс. т. В течение отчетного года провели работы по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн в 25 добывающих и 15 нагнетательных скважинах, ремонтно-изоляционные работы по ликвидации межпластовых перетоков в 8 добывающих и 57 нагнетательных скважинах, по снижению обводненности продукции в 23 добывающих, с целью регулирования заводнения провели изоляцию пласта в 2 нагнетательных скважинах, в 7 - ликвидацию негерметичности забоя.

Эксплуатационный фонд добывающих скважин на конец года составил 3836, действующих - 3562, в периодической работе 130 скважин, из них 52 со слабым притоком, 1 с высоким газовым фактором, 77 с высокой обводненностью. На 1.01.2003 года на месторождении фонтанный фонд составил всего 92 скважины, дающих 51 со средним дебитом нефти на конец года 3,3 т/сут. Добыча нефти по фонтанным скважинам составила 67,807 тыс. т - 0,8 % от общей добычи по месторождению. Максимальный объем добычи - 97,3 % составляет добыча из скважин, оборудованных ЭЦН (8037,212 тыс. ). Фонд скважин, оборудованных ЭЦН, на 1.01.2003 года составил 3447 со средним дебитом нефти за год 6,8 т/сут. Фонд скважин, оборудованных ШГН, составил 297 со средним дебитом нефти 1,8 т/сут, добыча за 2002 год из этих скважин составила 152,731тыс. т (1,9 %). Неработающий фонд добывающих скважин на 1.01.2003 года по месторождению составил 361 скважину, добывные возможности которых на конец года составили 1351,5 т/сут.

Извлечение нефти на месторождении сопровождается большими объемами попутно добываемой воды. Практически все скважины работают с водой, с обводненностью до 50 % работают 131 скважина (3,7 % действующего фонда), с обводненностью от 50 % до 90 % работают 793 скважины (22,3 %). Более половины действующего фонда работает с обводненностью выше 90 % (2637 скважин - 74 %), из них 353 скважины работают с обводненностью более 98 % (9,9 %), добыча из них составляет 353,6 т/сут нефти и 26519,8 т/сут жидкости. В ноябре 2002 года составлены мероприятия по сокращению непроизводительных отборов жидкости по 143 высокообводненным скважинам (Протокол № 587 от 6.11.2002г. НТС ОАО «Сургутнефтегаз»), согласно которым 77 добывающих скважин переведены в периодическую эксплуатацию, 28 скважин - в контрольно-пьезометрический фонд, 3 скважины переведены под нагнетание воды, 31 остановлены и переведены в бездействующий фонд, 2 скважины запущены в работу после проведенных ГТМ (дострел, РИР). Из общего числа скважин по 86 запланировано проведение ГТМ (РИР, дострел, бурение бокового ствола), в 2003 году в 44 скважинах, в 2004-2005 годы - в 42 скважинах. Кроме того, 42 высокообводненные скважины переведены в контрольно-пьезометрический фонд.

Распределение обводненности по площади показывает, что по объекту разработки АС9-11 по всем ДНС текущая обводненность составляет > 90 %, за исключением ДНС-1, 17, 18, 19, повышенное обводнение (> 94 %) отмечается как в районах с высокой степенью выработки запасов - ДНС - 2, 3, 4 так и с низкой степенью выработки - ДНС - 10, 13, 14. Контроль за выработкой запасов проводится по районам ДНС. Характер выработки зависим от геологического строения месторождения, максимальное количество остаточных запасов определяется в монолитной зоне, где сосредоточен максимальный процент начальных запасов. Наибольший объем накопленной добычи приходится на ДНС -3, добыча с начала разработки составила 24193,093 тыс. т. нефти, ДНС - 4 -16811,004 тыс.т., ДНС - 6 - 15461,085 тыс.т., что соответственно составляет 14,7 %, 10,2 %, 9,4 % от накопленной добычи по месторождению. Согласно анализу распределения текущих балансовых запасов нефти отмечается неравномерность выработки запасов нефти по ДНС, что в большой степени зависит от соотношения в этих зонах участков с различным типом геологического строения объекта разработки. Наибольшая степень выработки наблюдается на ДНС - 4 - 31,7 %, ДНС - 7 - 25,3 %, ДНС-3 -25,5 %, ДНС - 11 - 24,8 %, наименьшая - в районах ДНС - 13 - 7,1 %, ДНС - 14 - 7,6 %, ДНС-19 - 9,7 %, ДНС - 12 - 10,5 %, Основные текущие отборы нефти сосредоточены на ДНС - 6 (9 % годовой добычи по месторождению), ДНС - 17 (8,9 %), ДНС - 3 (7,3 %). Анализ выработки запасов проводился по результатам исследований методами ГИС по контролю за состоянием разработки, а также по результатам дострелов в газонефтяной и газовой зонах. Отмечено, что продолжается процесс стягивания контуров нефтегазоносности как из-за отборов газа из газовой шапки, так и в результате формирования системы воздействия, при нагнетании воды в подгазовую зону. По данным РК в 2002 году внедрение жидкости в газовую шапку отмечено в 169 скважинах, в том числе внедрение нефти - в двух скважинах. Для вовлечения в разработку контактных и перемещенных запасов нефти за текущий год произведены дострелы в 78 добывающих скважинах. Большая часть дострелов - 67 скважин была направлена на вовлечение в разработку первоначально газонасыщенных интервалов, в процессе разработки замещенных нефтью.

Наиболее эффективными являются дострелы, направленные на подключение контактных нефтенасыщенных интервалов совместно с интервалами замещенными нефтью. Дополнительная добыча нефти от проведения этих мероприятий составила 202,6 тыс. т. Для вовлечения в активную разработку районов со слабо дренируемыми запасами нефти в текущем году восстановлены бурением вторых стволов 59 аварийных и высокообводненных скважин, из которых в 2009 году добыто 159,574 тыс. т нефти, средний дебит на конец года по ним составил 16,9 т/сут. В отчетном году продолжался эффект от восстановления бурением скважин, пробуренных в 2004 - 2009 годы. Общая добыча по скважинам с пробуренными боковыми стволами за год составила 454,085 тыс.т нефти при среднем дебите на конец года - 12,1 т/сут, с начала внедрения метода добыто всего 790,050 тыс. т нефти. Анализ результатов бурения боковых стволов подтверждает, как факт подъема газо-нефтяного контакта и внедрение нефти в газовую шапку, так и подъем водо-нефтяного контакта. Анализ эффективности бурения боковых стволов показывает, что для выбора скважин для бурения боковых стволов недостаточно иметь такие критерии, как текущие геологические запасы и нефтенасыщенные толщины. При прочих равных условиях, положительные результаты получены в скважинах с небольшим этажом газоносности или при неконтактном залегании нефтенасыщенных толщин.

В 2009 году было введено в разработку 66 новых добывающих скважин, добыча по которым составила 221,297 тыс. т нефти, средний дебит нефти одной новой скважины за год составил 18,2 т/сут при среднегодовой обводненности — 61,36 %. Основные показатели разработки Лянторского месторождения приведены в таблице № 5.1.

По основному объекту разработки АС9-11 сформирована площадная обращенная девятиточечная система воздействия с плотностью сетки 16 га/скв. Для поддержания пластового давления в отчетном году было закачано 136747,3 тыс.мЗ воды, на 4871 тыс мЗ больше, чем в 2001 году. Среднесуточная закачка воды составила 374650 мЗ/сут. Всего за 2002 год введено под закачку 23 скважины, эксплуатационный фонд нагнетательных скважин на конец года составил 1292, действующий - 1139 скважин, среднегодовая приемистость одной скважины составила 336,7 мЗ/сут. Компенсация отбора жидкости с учетом добычи прорывного газа закачкой за год по месторождению составила 96,4 %, с начала разработки 108,3 %. По пласту АС-9 пластовое давление стабилизировалось на уровне 202,3 атм, компенсация за год составила 101,3 %, с начала разработки — 108,6 %. Пластовое давление в газовой шапке снижено до 189,3 атм, что на 20,7 атм ниже первоначального. По ДНС пластовое давление удерживается на уровне200-203 атм, по ДНС - 5, 8, 13, 16, 19 превысило 203 атм. По ДНС-17 пластовое давление менее 200 атм (198,1), хотя за год возросло на 6,5 атм. компенсация за год по этой ДНС составила 108,2 %, с начала разработки - 87%. Пластовое давление по пласту АС-10 на конец года составило 203,5 атм при годовой компенсации 94,0 % и 106,7 % с начала разработки. По всем ДНС, за исключением ДНС-10 (Рпл.-199,5 атм), ДНС-1 (Рпл.-199,7 атм.) пластовое давление по пласту АС-10 достигло более 200 атм., а по ДНС-3, 5, 6, 11- более 205 атм при компенсация с начала разработки , превышающей 100 %. По пласту АС-11 пластовое давление на конец года составило 208,1 атм при компенсации за год 84 %, с начала разработки 125,4 %.

По пластам АС-9 и АС-10 Лянторского месторождения отмечается дефицит закачки 25629,648 и 34482,947 тыс. м3 соответственно, по пласту АС-11 дефицит закачки отсутствует. Пластовое давление стабилизировалось на уровне 202,3-208,1 атм при первоначальном 210 атм. Закачка воды сопровождается большим оттоком воды за контур нефтеносности и в подошву пласта. Всего с начала разработки отток воды составил 141563,886 тыс. м3. С целью регулирования заводнения, сокращения непроизводительной закачки за 2009 год установлены штуцера в 40 нагнетательных скважинах, в 125 скважинах произвели замену штуцеров. Для защиты эксплуатационной колонны от высокого давления установлены пакера в 25 скважинах. Для регулирования системы заводнения остановлены 37 нагнетательных скважин на зимний период. Сформировано с начала разработки с целью создания барьеров на линии внутреннего контура газоносности во избежание взаимодействия газовой шапки и нефтяной оторочки по пласту АС-9 5 барьерных рядов (23 нагнетательные скважины), по пласту АС-10 6 рядов (29 нагнетательных скважин). С целью совершенствования системы воздействия и регулирования выработки запасов разработаны совместно с ТО

За отчетный год по месторождению добыто 6129,301 млн. м3 газа. Динамика отборов газа по площадкам ДНС зависит от преобладания типов геологического строения. В целом по месторождению в разрезе 58 % скважин имеют контактные запасы нефти и газа. Добыча нефти по ДНС-2, 3, 13, 14, 20 сопровождается большими объемами добычи газа, что составляет по ДНС-2 - 16,6 %, по ДНС-3 -10,1 %,по ДНС-13 - 12,0 %, по ДНС-14 -9,6 %, по ДНС-20 - 8,4 % от общей добычи газа за год по месторождению. Максимальный общий газовый фактор приходится на ДНС - 2 - 3753 м3/т, ДНС-3 - 1146 м3/т, ДНС-13- 1694 м3/т, ДНС-14 - 2643 м3/т при среднем по месторождению 742 м3/т. В отчетном году из числа скважин, работающих с высоким газовым фактором, две переведены под закачку, две прекратили фонтанирование и переведены на ЭЦН. По состоянию на 1.01.2008 года работающий фонд скважин с высоким газовым фактором составляет 63 скважины (в том числе одна в периодической эксплуатации), 12 - в неработающем фонде, из них 9 скважин из-за прекращения фонтанирования.

Характеристики

Тип файла
Документ
Размер
495,54 Kb
Предмет
Учебное заведение
Неизвестно

Список файлов ответов (шпаргалок)

Свежие статьи
Популярно сейчас
А знаете ли Вы, что из года в год задания практически не меняются? Математика, преподаваемая в учебных заведениях, никак не менялась минимум 30 лет. Найдите нужный учебный материал на СтудИзбе!
Ответы на популярные вопросы
Да! Наши авторы собирают и выкладывают те работы, которые сдаются в Вашем учебном заведении ежегодно и уже проверены преподавателями.
Да! У нас любой человек может выложить любую учебную работу и зарабатывать на её продажах! Но каждый учебный материал публикуется только после тщательной проверки администрацией.
Вернём деньги! А если быть более точными, то автору даётся немного времени на исправление, а если не исправит или выйдет время, то вернём деньги в полном объёме!
Да! На равне с готовыми студенческими работами у нас продаются услуги. Цены на услуги видны сразу, то есть Вам нужно только указать параметры и сразу можно оплачивать.
Отзывы студентов
Ставлю 10/10
Все нравится, очень удобный сайт, помогает в учебе. Кроме этого, можно заработать самому, выставляя готовые учебные материалы на продажу здесь. Рейтинги и отзывы на преподавателей очень помогают сориентироваться в начале нового семестра. Спасибо за такую функцию. Ставлю максимальную оценку.
Лучшая платформа для успешной сдачи сессии
Познакомился со СтудИзбой благодаря своему другу, очень нравится интерфейс, количество доступных файлов, цена, в общем, все прекрасно. Даже сам продаю какие-то свои работы.
Студизба ван лав ❤
Очень офигенный сайт для студентов. Много полезных учебных материалов. Пользуюсь студизбой с октября 2021 года. Серьёзных нареканий нет. Хотелось бы, что бы ввели подписочную модель и сделали материалы дешевле 300 рублей в рамках подписки бесплатными.
Отличный сайт
Лично меня всё устраивает - и покупка, и продажа; и цены, и возможность предпросмотра куска файла, и обилие бесплатных файлов (в подборках по авторам, читай, ВУЗам и факультетам). Есть определённые баги, но всё решаемо, да и администраторы реагируют в течение суток.
Маленький отзыв о большом помощнике!
Студизба спасает в те моменты, когда сроки горят, а работ накопилось достаточно. Довольно удобный сайт с простой навигацией и огромным количеством материалов.
Студ. Изба как крупнейший сборник работ для студентов
Тут дофига бывает всего полезного. Печально, что бывают предметы по которым даже одного бесплатного решения нет, но это скорее вопрос к студентам. В остальном всё здорово.
Спасательный островок
Если уже не успеваешь разобраться или застрял на каком-то задание поможет тебе быстро и недорого решить твою проблему.
Всё и так отлично
Всё очень удобно. Особенно круто, что есть система бонусов и можно выводить остатки денег. Очень много качественных бесплатных файлов.
Отзыв о системе "Студизба"
Отличная платформа для распространения работ, востребованных студентами. Хорошо налаженная и качественная работа сайта, огромная база заданий и аудитория.
Отличный помощник
Отличный сайт с кучей полезных файлов, позволяющий найти много методичек / учебников / отзывов о вузах и преподователях.
Отлично помогает студентам в любой момент для решения трудных и незамедлительных задач
Хотелось бы больше конкретной информации о преподавателях. А так в принципе хороший сайт, всегда им пользуюсь и ни разу не было желания прекратить. Хороший сайт для помощи студентам, удобный и приятный интерфейс. Из недостатков можно выделить только отсутствия небольшого количества файлов.
Спасибо за шикарный сайт
Великолепный сайт на котором студент за не большие деньги может найти помощь с дз, проектами курсовыми, лабораторными, а также узнать отзывы на преподавателей и бесплатно скачать пособия.
Популярные преподаватели
Добавляйте материалы
и зарабатывайте!
Продажи идут автоматически
6384
Авторов
на СтудИзбе
308
Средний доход
с одного платного файла
Обучение Подробнее