Лянторское нефть

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

значений, что определены при анализе глубинных проб из единичных скважин. Косвенным подтверждением этому могут служить результаты анализа поверхностной пробы из скв 40Р (БС1820) где плотность дегазированной нефти составляет 858 кг/м3.

Пластовые нефти объектов БС8 и ачимовской толщи характеризуются более высокой концентрацией гомологов метана группы С2-С5 (до 10-16%), что связано с относительно низкой плотностью жидкой фазы

Физико-химическая характеристика пластовых нефтей исследована на образцах 116 глубинных проб из 71 скважины и на образцах 160 поверхностных проб из 131 скважины. Нефти пластов АС9-10 близки по своим свойствам. Основные характеристики пластовых нефтей представлены в таблице 1.3.2.

Таблица 1.3.2 - Характеристика пластовых нефтей пластов АС9 11 Лянторского месторождения

Пластовые нефти горизонтов АС9 и АС10 тяжелые, с высокими давлениями насыщения и сравнительно низким газосодержанием, молекулярная масса нефти высокая -162.

По содержанию компонентов нефти пласты АС9 АСп АС„ близки между собой. Молярная доля метана в составе пластовых газонасыщенных нефтей около 37% для нефтяной зоны и около 53% для газонефтяной зоны. Дегазированные нефти пластов АС9 АС„ и АСп тяжелые, вязкие, сернистые, парафинистые, смолистые. Пласт АС9 -средней плотности. Нефть пласта АС„ малосмолистая, остальных пластов – смолистые

Характеристика продукции скважин, вскрывших газовую шапку, изучена на материалах исследований 10 скважин пласта АС„ и 13 скважин пласта АСп

Нефтяной газ ярко выраженного метанового типа с молярной концентрацией метана долее 90%, содержание неуглеводородных компонентов (азот, диоксид углерода) невелико и в сумме не превышает 2,2%. Характеристика газа и конденсата газовых шапок приведена в таблице 1.3.3.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

Таблица 1.3.3 - Свойства и состав нефтяного газа Лянторского месторождения

Выход сырого конденсата по пластам АС9, АСЮ составляет 62 см3/м3 и 63,5 см3/м3 соответственно, выход стабильного конденсата - 53 см3/м3. Плотность стабильного конденсата в среднем равна 745 кг/м3.

Пластовые воды насыщенны газом метанового состава. Максимальная газо-насыщен- ность вод на границе ВНК достигает 2,6-2,9 м3/м3. Пластовая вода продуктивных горизонтов в основном гидрокарбонатно-натриевого типа (ГКН), лишь в восточной части месторождения - хлоркальциевого (скважины №№ 18, 52, 54, 62, 77) и хлормагниевого (скважины №№ 66, 69, 70, 78). Минерализация воды колеблется от 10,4 до 16,0 г/л. Основными компонентами воды являются ионы натрия, калия, хлора, магния, кальция, гидрокарбоната. Сульфаты отсутствуют, либо их концентрация незначительна. В качестве микрокомпонентов присутствуют аммоний, бром, йод, бор которые приведены в таблице 1.3.4.

Таблица 1.3.4 Основные физические свойства пластовых вод Лянторского месторождения.

1.5Состояние разработки месторождения

Вотчетном году НГДУ разрабатывало три месторождения: Лянтарское, Маслиховское и новое Назаргалеевское месторождение, введенное в эксплуатацию в декабре 2000 года. Основная доля добычи нефти НГДУ «Лянторнефть» приходится на Лянторское месторождение.

Лянторское нефтегазовое месторождение введено в разработку в 1978 году. Нефтегазоносность месторождения связана с отложениями нижнего мела: нефтегазонасыщенные пласты АС-9, АС-10, АС-П нефтенасыщенные - БС-82, БС-18. Пласты АС-9, АС-10, АС-11 объеди-

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

нены во один объект АС. Объект БС включает разрабатываемую залежь пласта БС-18, эксплуатация которого 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 на обращенной девятиточечной системе

сплотностью сетки 16 га/скв;

максимальный годовой объем добычи нефти - 10 млн.т/год, жидкости -71,1 млн.т/год;

закачка воды - 148 млн.м3/год;

отбор природного газа -10,7млрд.м3/год;

проектный фонд скважин - 6640.

В1999 году утвердили «Пополнение к технологической схеме разработки Лянторского месторождения», (протокол ЦКР Министерства топлива и энергетики РФ N2375 от 15.07.99 г.), выполненную ТО «СургутНИПИнефть». В ней проведена переоценка балансовых запасов нефти и газа на базе уточненных геолого-физических параметров пластов АС 9-11 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 1.01.2001 года на месторождении пробурено всего 5657 скважин, что составляет 92% проектного фонда, согласно измененного утвержденного варианта. Отобрано 148123,854 тыс.т нефти с начала разработки (71,8% от начальных извлекаемых запасов) при текущей обводненности 91,37%. За отчетный год добыто 8412,483 тыс. т. нефти, что составляет 84,12% максимального годового уровня добычи нефти, предусмотренного «Технологической схемой разработки Лянторского месторождения». Темп отбора за год от начальных извлекаемых запасов составил 4,08%. Уровень добычи жидкости за 2000 год составил 89211,9 тыс.т. Фактический средний дебит по нефти одной скважины за год – 7,0 т/сут, по жидкости 74,4 т/су т., при среднегодовой обводненности 90,57%. Добыча нефти за счет проведения капитального ремонта скважин за текущий год составила 1343,749 тыс.м, ГРП провели в 16, ГПП в 43 скважинах. Эксплуатационный фонд добывающих скважин на конец года составил 3789, действующих -3478, в периодической работе 95, из них 73 скважины со слабым притоком, 22 скважины из-за высокого газового фактора. На 1.01.2001 года на месторождении фонтанный фонд составил всего 160 скважин, дающих 65, из них постоянно работающих 45 скважин со средним дебитом нефти на конец года 4,1 т/сут. Добыча нефти по фонтанным скважинам составила 92544 т. -1,1% от общей добычи по месторождению. Максимальный объем добычи - 96,9% сос-тавляет добыча из скважин, оборудованных ЭЦН (8151757 т.). Фонд скважин, оборудованных ЭЦН, на 1.01.2001 года составил 3313 со средним дебитом нефти 7,2 т/сут. Фонд скважин, оборудованных ШГН, составил 316 со средним дебитом нефти 1,9 т/сут, добыча за 2000 год из этих скважин составила 168182 т. (2,0%). Неработающий фонд добывающих скважин на 1.01.2001 года по месторождению составил 427 скважин, добывные возможности которых на конец года составили 1663,2 т/ сут. За отчетный год из консервации выведена 191 скважина, в том числе в работу 95 сква-жин, под закачку - 2 скважины, в пьезометрический фонд - 28 скважин.

Извлечение нефти на месторождении сопровождается большими объемами по-путно добываемой пластовой воды. Практически все скважины работают с водой, с обводненностью до 50% работают 149 скважин (4,3% действующего фонда), с об-водненностью от 50 до 90% работают 1004 скважины, более половины фонда рабо-тает с обводненностью выше 90% (2324 скважины – 66,8%), из них 1108 скважин (31,8% фонда) имеют обводненность более 95%. Распределение обводненности по площади показывает, что повышенные значения (> 90%) связаны как с хорошо разрабатываемыми районами: ДНС - 2, 3, 5, 4, так и с районами с низкой степенью выработки: ДНС - 13, 14, 10. Наибольший объем накопленной добычи приходится на ДНС - 3, добыча с начала разработки составила 21245,988 тыс.т. нефти, ДНС - 4 - 18835,842 тыс.т, ДНС -

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

дефицита закачки (таблица 1.3), пластовое давление стабилизировалось на уровне 200,3-207 атм, но остается меньше первоначального. Закачка воды сопровождается большим оттоком воды за контур нефтеносности и в подошву пласта. Всего с начала разработки отток воды составил 125371,468 тыс.м. С целью регулирования заводнения, сокращения непроизводительной закачки за 2000 год, установлены штуцера в 48 нагнетательных скважинах, в 196 скважинах произвели замену штуцеров, в летнее время были остановлены 86 нагнетательных скважин с целью проведения гидродинамического воздействия на пласт - циклическое заводнение. Для защиты эксплуатационной колонны от высокого давления установлены покера в 10 скважинах. Для регулирования системы заводнения остановлены 34 нагнетательные скважины на зимний период.

1.6 Конструкция скважины

Скважиной называют горную выработку круглого сечения, сооружаемую без доступа в нее людей у которой длина во много раз больше диаметра.

Верхняя часть скважины называется устьем, дно - забоем, боковая поверхность - стенкой, а пространство, ограниченное стенкой— стволом скважины.

Элементы конструкции скважины приведены на рисунке. Начальный участок 1 скважин называют направлением. Поскольку устье скважины лежит в зоне легкоразмываемых пород его необходимо укреплять. В связи с этим направление выполняют следующим образом. Сначала бурят шурф - колодец до глубины залегания устойчивых пород (4..S м). Затем в него устанавливают трубу необходимой длины и диаметра, а пространство между стенкой и трубой заполняют бутовым камнем и заливают цементным раствором а). Нижерасположенные участки скважины - цилиндрические. Сразу за направлением бурится участок на глубину от 50 до 400 м диаметром до 900 мм. Этот участок скважины закрепляют обсадной трубой 1 (состоящей из свинченных стальных труб) которую называют кондуктором II.

Затрубное пространство кондуктора цементируют. С помощью кондуктора изолируют неустойчивые, мягкие и трещиноватые породы, осложняющие процесс бурения.

После установки кондуктора не всегда удается пробурить скважину до проектной глубины из-за прохождения новых осложняющих горизонтов или из-за необходимости перекрытия продуктивных пластов, которые не планируется эксплуатировать данной скважиной. В таких случаях устанавливают и цементируют еще одну колонну III, называемую промежуточной. Если продуктивный пласт, разработки которого предназначена скважина, залегает очень глубоко, то количество промежуточных колонн может быть больше одной.

Последний участок IV скважины закрепляют эксплуатационной колонной. Она предназначена для подъема нефти и газа от забоя к устью скважины или для нагнетания воды (газа) в продуктивный пласт с целью поддержания давления в нем. Во избежание перетоков нефти и газа в вышележащие горизонты, а воды в продуктивные пласты пространство между стенкой эксплуатационной колонной и стенкой скважины заполняют цементным раствором. Для извлечения из пластов нефти и газа применяют различные методы вскрытия и оборудования забоя скважины. В большинстве случаев в нижней части эксплуатационной колонны, находящейся в продуктивном пласте, простреливают (перфорируют) ряд отверстий в стенке обсадных труб и цементной оболочке.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

••w

1 - обсадные трубы, 2 - цементный камень, 3 - пласт, 4- перфорация 6 обсадной трубе и цементном камне,

I - направление, II -кондуктор, III - промежуточная колонна; IV - эксплуатационная колонна

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ

2.1 Характеристика анализируемого фонда скважин

Фонд нагнетательных скважин составляет 145, в том числе под закачкой 132 в бездействии - 7, в освоении -, простое – 1. Коэффициент эксплуатации действующего фонда - 0,924. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин соответствует проектному 3:1.

Всоответствии с проектным документом на месторождении реализуется де-вятиточечная обращенная система заводнения, расстояние между скважинами 500 метров.

По состоянию на 01.09.2004 года в пласт закачено 5,67 млн. м3 воды, в том числе за 2004 год 1518 тыс.м3, текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды составила 105,2%, накопленная 107,6%.

Вцелом по залежи пластовое давление в зонах отбора составляет 15,7 МПа, в зонах закачки - 16,0 МПа, в среднем по залежи 15,5 МПа, при начальном пластовом давлении -15,9 МПа. За период разработки пластовое давление в зоне закачки в целом находилась на проектном уровне. По состоянию на 01.09.2004 год средневзвешенное пластовое давление в зоне отборов меньше первоначального на 1,1 МПа.

По месторождению фактический фонд нагнетательных скважин больше проектного (на 01.09.2004 год отклонение -11 нагнетательных скважин).

Средняя фактическая приемистость скважин 128 м3/сут в 1,2 раза, что связно с высокой фактической приемистостью (более 200 м3/сут) 21 из 77 эксплуатируемых скважин.

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943

vk.com/club152685050 | vk.com/id446425943