ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 06.11.2023
Просмотров: 40
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
III РАЗРАБОТКА
В отчётном году управление разрабатывало одиннадцать месторождений: Лянторское, Маслиховское, Назаргалеевское, Западно-Камынское, Санинское, Северо-Селияровское, Сыньёганское, Западно-Сахалинское, Ларкинское, Явинлорское, Восточно-Студёное. 69,2% годового объёма добычи нефти по управлению приходится на Лянторское месторождение.
ЛЯНТОРСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ
Лянторское нефтегазовое месторождение введено в разработку в 1978 году. В эксплуатации находятся пласты АС9, АС10, АС11, объединенные в один объект АС9-11; объект БС18, эксплуатация которого велась одной скважиной и объект БС8/2, нефтеносность которого установлена на Тутлимской структуре. Месторождение разрабатывается на основании «Проекта разработки Лянторского месторождения» (протокол №1077 ТО ЦКР Роснедра по ХМАО-Югре от 15.07.2008) с уточнёнными проектными уровнями добычи нефти, жидкости, закачки воды до 2068 года, в котором предусматривается:
- выделение трёх эксплуатационных объектов разработки: АС9-11, БС18, БС8/2.
По основному объекту разработки АС9-11:
- размещение добывающих и нагнетательных скважин по обращённой девятиточечной системе с плотностью сетки 16 га/скв. с организацией на отдельных участках залежи барьерного, очагового и приконтурного заводнения;
- по Тайбинско-Таняунской залежам – трёхрядной по квадратной сетке (400х400м) с плотностью 16 га/скв.;
- на участке Тутлимской залежи – трёхрядной по квадратной сетке (500х500м) с плотностью 25 га/скв.;
- по пласту АС9 на участке слияния Востокинской и Таняунской площадей – трёхрядной системы разработки с размещением скважин по квадратной сетке (566х566м) с плотностью 32 га/скв.;
- по пласту АС11 на участке северного купола – трёхрядной системы разработки с размещением скважин по квадратной сетке (400х400м) с плотностью 16га/скв.;
по объекту БС18:
- площадная обращённая девятиточечная система с плотностью сетки 16 га/скв. Применение возвратного фонда - углубление скважин с основного объекта АС9-11, выполнивших свое проектное назначение;
по объекту БС8/2:
- размещение скважин по треугольной сетке (600х600м) в сочетании с приконтурным и законтурным заводнением.
Применение следующих технологий интенсификации добычи нефти и методов повышения нефтеотдачи пластов: обработки призабойной зоны, дострел, повторное вскрытие продуктивных интервалов, изоляционные, гидродинамические методы (повышение давления нагнетания),
закачки оторочек ВУС, ЭС, зарезка боковых стволов, ТГХВ, струйный и селективный ГРП.
Проектный фонд по месторождению составляет 6278 скважин. На 01.01.2012 пробурено 5951 скважина, из них: добывающих - 4328, нагнетательных – 1467. Проектный фонд реализован на 94,8 %.
С начала разработки месторождения отобрано 226608,945 тыс.т нефти, что составляет 95,7% от начальных извлекаемых запасов.
За отчётный год по месторождению добыто 4949,582 тыс.т нефти. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 2,09%, от текущих извлекаемых запасов – 32,52%. В 2011 году в эксплуатацию введены 2 новые добывающие скважины (все по объекту АС9-11), добыча из них составила 0,957 тыс.т нефти, среднегодовой дебит одной новой скважины по нефти составил 3,81 т/сут, по жидкости 33,55 т/сут, среднегодовая обводнённость 88,64%.
Добыча жидкости по месторождению за 2011 год составила 131623,235 тыс.т. Среднегодовой дебит одной действующей скважины составил по нефти - 4,15 т/сут, по жидкости - 111,35 т/сут, среднегодовая обводнённость 96,27%.
Рисунок 3.1
Эксплуатационный фонд добывающих скважин на конец года составил 3461, действующих – 3267. По причине слабого притока 16 скважин работают в периодическом режиме. На 01.01.2012 года на месторождении эксплуатационный фонтанный фонд составил 47 скважин, действующий – 30, со средним дебитом нефти за год 6,19 т/сут. Добыча нефти за 2011 год фонтанным способом составила 39,384 тыс.т - 0,79% от общей добычи по месторождению. Максимальный объём добычи – 97,5% составляет добыча из скважин, оборудованных ЭЦН (4828,531 тыс.т). Эксплуатационный фонд скважин, оборудованных ЭЦН, на 01.01.2012 года составил 3282, действующий – 3151 со среднегодовым дебитом нефти 4,21 т/сут, жидкости 114,39 т/сут. Эксплуатационный фонд скважин, оборудованных ШГН - 132, действующий – 86, средний дебит нефти за год 2,48 т/сут, добыча за 2011 год из них составила 81,667 тыс.т (1,65%). Неработающий фонд добывающих скважин на 01.01.2012 года по месторождению составил 220 скважин, или 6,36 % от эксплуатационного фонда. В бездействующем фонде Лянторского месторождения находятся 194 нефтяные скважины. Основной причиной бездействия добывающих скважин является остановка из-за высокой обводнённости продукции (85 скважин, или 43,8% от бездействующего фонда).
Эффект от проведения капитальных ремонтов за 2011 год составил 353,509 тыс.т нефти (в том числе по нагнетательным скважинам – 48,418 тыс.т нефти). От приобщения пласта в 8 добывающих и 3 нагнетательных скважинах дополнительно добыто 3,815 тыс.т нефти. В отчётном году бригадами капитального ремонта скважин проведены работы по восстановлению герметичности эксплуатационных колонн в 22 добывающих и 7 нагнетательных скважинах. Ремонтно-изоляционные работы по ликвидации перетоков проведены в 7 добывающих и 4 нагнетательных скважинах, для снижения обводнённости продукции проведена селективная изоляция в 82
добывающих скважинах, отключение отдельных обводнённых пластов – в 14 добывающих скважинах. С целью регулирования заводнения провели изоляцию пласта в 6 и селективную изоляцию в 3 нагнетательных скважинах.
Эксплуатация пласта БС8/2 ведётся с 2002 года. На 01.01.2012 года с начала разработки отобрано 1283,326 тыс.т нефти, за текущий год добыча нефти составила 78,503 тыс.т. Пласт БС8/2 эксплуатировался 30 скважинами, средний дебит нефти одной скважины за год составил 7,35 т/сут, жидкости – 81,82 т/сут при среднегодовой обводнённости 91,01%.
Пласт БС18 в 2011 году эксплуатировался одной скважиной. По пласту с начала разработки отобрано 3,978 тыс.т, что составляет 2,2% от начальных извлекаемых запасов. За текущий год по пласту отобрано 4 т нефти. Среднегодовой дебит нефти одной скважины составил 0,67 т/сут, жидкости – 20,33 т/сут при обводнённости 96,72%.
Основным объектом разработки является объект АС9-11, на долю которого приходится 98,4 % годовой добычи нефти и 99,06 % действующего фонда нефтяных скважин. По объекту за 2011 год извлечено 4871,075 тыс.т нефти, с начала разработки 225321,641 тыс.т – 95,9% от извлекаемых запасов, за год добыто 130749,619 тыс.т. жидкости.
Основные показатели разработки Лянторского месторождения приведены в таблице 3.1.
Рисунок 3.2
Добыча нефти по месторождению сопровождается большими объёмами попутно добываемой воды. Все скважины работают с водой, на 01.01.2012 года с обводнённостью до 50% работает 51 скважина (1,6% действующего фонда), с обводнённостью от 50% до 90% работает 301 скважина (9,2%). 2915 скважин (89,2% действующего фонда) работают с обводнённостью выше 90%, из них 916 скважин работают с обводнённостью более 98% (28,0%). Количество скважин, обводнённых более 98%, по сравнению с 2010 годом выросло с 649 до 916 скважин. За 2011 год обводнённость продукции скважин выросла с 96,04% до 96,38%, рост обводнённости составил 0,34 %.
В связи с нецелесообразностью эксплуатации высокообводнённых малодебитных скважин в течение 2011 года 36 скважин выведены из эксплуатационного фонда в пьезометрический фонд, 3 скважины в фонд консервации.
Для вовлечения в разработку контактных и перемещённых запасов нефти в 2011 году произведены дострелы в 56 добывающих скважинах. Большая часть дострелов направлена на вовлечение в разработку первоначально газонасыщенных интервалов, в процессе разработки замещённых нефтью. Дополнительная добыча нефти от проведения данных мероприятий за год составила 4,083 тыс.т. Средний прирост дебита нефти в результате проведения дострелов газонасыщенных интервалов составил 3,6 т/сут. Средний дебит нефти скважин после проведения работ составил 5,2 т/сут. Наличие в газовой шапке непроницаемых экранов, выдержанных по площади, является положительным фактором при подборе скважин для проведения данного вида ГТМ.
Рисунок 3.3
Работы по вовлечению контактных нефтенасыщенных интервалов, а также газонасыщенных толщин, в процессе разработки замещённых нефтью, ведутся с начала разработки месторождения. С августа 2003 года дострелы газонасыщенных интервалов проводятся с одновременной изоляцией обводнившихся интервалов. В таблице 3.2 приводится сравнение результатов работ за данный период.
Таблица 3.2
| Год | Кол-во скважин с дострелом газонас. интервалов, шт. | Дебит нефти, т/сут | Прирост дебита нефти, т/сут | Успешность, % | С приростом более 2 т/сут, % | |
| до дострела | после дострела | |||||
| 2003 | 84 | 1,8 | 8,4 | 6,6 | 92 | 73 |
| 2004 | 148 | 3,9 | 11,1 | 7,2 | 84 | 73 |
| 2005 | 149 | 2,7 | 8 | 5,3 | 88 | 72 |
| 2006 | 66 | 3,6 | 9,1 | 5,5 | 92 | 73 |
| 2007 | 69 | 1,9 | 7,5 | 5,6 | 84 | 72 |
| 2008 | 30 | 1,3 | 5,2 | 3,9 | 60 | 33,5 |
| 2009 | 87 | 2,7 | 7,7 | 5,0 | 91 | 97 |
| 2010 | 90 | 1,7 | 6,4 | 4,7 | 97 | 93,3 |
| 2011 | 56 | 1,6 | 5,2 | 3,6 | 23 | 2 |
Для вовлечения в активную разработку районов со слабо дренируемыми запасами нефти с 1998 года ведутся работы по проведению КР-6. В 2011 году на месторождении данный вид работ проведён в 65 скважинах. Большая часть работ по КР-6 выполнена на высокообводнённых скважинах (39 скважин, 60,0%) и на скважинах со слабым притоком (26 скважин, 40%). Боковые стволы с горизонтальными участками - в 64 скважинах (98,5%), с пилотным стволом в 1 скважине (1,5%). Начальный дебит нефти в среднем по скважинам с боковыми стволами, запущенным в 2011 году, составил 35,5 т/сут, на конец года – 15,9 т/сут. Новыми боковыми стволами в 2011 году добыто 260,604 тыс.т нефти. Проведением КР-6 на месторождении достигается намеченная эффективность. Так, в скважинах со слабым притоком после проведения КР-6 получен средний дебит жидкости до 76 м3/сут, в высокообводнённых скважинах средний дебит нефти на конец года составил 14,7 т/сут. В таблице 3.3 приводится сравнение показателей по категориям фонда и по типам стволов.
Таблица 3.3
| Категории | Количество, шт. | Дебит после зарезки БС | |||
| начальный | на конец года | ||||
| Qж., м3/сут | Qн., т/сут | Qж., м3/сут | Qн., т/сут | ||
| 1. По категории фонда | |||||
| со слабым притоком | 26 | 85,3 | 35,8 | 76,3 | 16,9 |
| высокообводненные | 39 | 86,8 | 35,2 | 84,9 | 14,7 |
| 2. По типу ствола | |||||
| горизонтальные | 65 | 86,2 | 35,5 | 81,4 | 15,9 |
Всего с начала внедрения мероприятия работы по КР-6 выполнены в 602 скважинах. Добыча из них на конец 2011 года составила 8857,237 тыс.т нефти.
В 2012 году планируется провести КР-6 в 50 скважинах Лянторского месторождения.
По основному объекту разработки АС9-11 сформирована площадная обращённая девятиточечная система воздействия с плотностью сетки 16 га/скв. Для поддержания пластового давления в отчётном году закачано 138853,896 тыс.м3 воды. Среднесуточная закачка воды составила 380421,6 м