Контрольная работа: Лянторское месторождение

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.

Сведения по исследованию скважин приведены в таблицах № 5.8, 5.9. Охват добывающих и пьезометрических скважин замерами пластовых давлений составил 100 %, в т.ч. прямыми замерами - 1,8 %. Всего промыслово-геофизических исследований за 2002 год проведено 1940 при плане 1725 (115 %).

Охват промыслово-геофизическими исследованиями за отчетный год составил 22 % по добывающим и 70,2 % по нагнетательным скважинам. Ведется контроль за изменением газонасыщенности и положением газонефтяного контакта. Всего проведено исследований радиоактивными методами в 136 добывающих скважинах и 46 нагнетательных. Для оценки выработки запасов и определения коэффициента текущей нефтенасыщенности за 2002 год проведены исследования углерод-кислородным каротажем в 28 контрольных скважинах. Всего этим методом исследовано 35 скважин. По контролю за возможными газоперетоками сформирована опорная сеть скважин из числа добывающих, нагнетательных, пьезометрических и контрольных.

Из данной опорной сети исследовано 122 скважины. Контроль за изменением пластового давления в газовой шапке ведется в 138 скважинах. В 2009 году планируемый объем промы слово-гидродинамических исследований по контролю за разработкой месторождений согласно «Регламента по исследованию скважин» составлял 4845 добывающих и нагнетательных скважин, исследовано фактически 4894 скважины.

Физико-химические исследования жидкости проведены в 3803 скважинах, что составляет 100 % охвата от действующего фонда. Скважины, работающие с высоким газовым фактором, по которым нет возможности замерить дебит жидкости и газа стационарными установками АГЗУ из-за технических характеристик, замеряются при помощи передвижной установки «АСМА-Т-03-400». В течении отчетного года всего замерено этой установкой 433 скважины. Исследования по контролю за разработкой ведутся в основном при КРС (1735 исследований при общем количестве – 1940).

Таблица 1.4.1 - Основные показатели разработки по Лянторскому месторождению

Показатели	Ед. изм.	Пласт АС-9	Пласт AC-10	Пласт AC-11	Объект AC	Пласт БС-18	Пласт БС-82	Итого
2	3	4	5	6	7	« 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 » К-во Просмотров: 874 Бесплатно скачать Контрольная работа: Лянторское месторождение >>> Скачать <<< Меню Поиск