Анализ работы и оптимизации скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении

История освоения месторождения. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Сведения о запасах и свойствах пластовых флюидов. Анализ показателей разработки Южно-Ягунского месторождения. Методы борьбы с осложнениями при эксплуатации УЭЦН.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид курсовая работа
Язык русский
Дата добавления 13.10.2014
Размер файла 52,1 K

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Тюменский государственный нефтегазовый университет

Кафедра «Нефтегазовое дело»

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине: «Разработка нефтяных месторождений»

на тему: «Анализ работы и оптимизации скважин, оборудованных УЭЦН на Южно-Ягунском месторождении»

Выполнил:

Мелюхин А.А.

г. Нижневартовск, 2014 г.

Содержание

Введение

1. Характеристика месторождения

1.1 Географическое расположение

1.2 История освоения месторождения

1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

1.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов

2. Анализ системы разработки

2.1 Анализ показателей разработки Южно-Ягунского месторождения

2.2 Анализ показателей работы фонда скважин

2.3 Анализ выполнения проектных решений

3. Специальная часть

3.1 Анализ геолого-технических мероприятий по месторождению

3.2 Анализ технологических показателей фонда скважин, оборудованных УЭЦН

3.3 Анализ эффективности работы и причины отказов УЭЦН

3.4 Анализ ремонтов УЭЦН не отработавших гарантийный срок

3.5 Методы борьбы с осложнениями при эксплуатации УЭЦН

Заключение

Список используемой литературы

Введение

Западно-Сибирская провинция - наиболее крупная из всех нефтегазоносных провинций, выделенных на территории России. Расположенная на обширной равнине между горными сооружениями Урала на западе и Сибирской платформой на востоке, ограниченная на юге Алтае-Саянской горной системой, она охватывает земли Тюменской, Томской, Новосибирской и Омской областей.

Западно-Сибирская провинция занимает ведущее место в России как по величине выявленных в ее пределах запасов углеводородов, так и по уровню нефти и газа. Будучи самой молодой из провинций, имеющих развитую нефтедобывающую промышленность, она за короткий промежуток времени вышла на первое место по основным показателям. Объем начальных разведанных запасов нефти Западной Сибири составляет более 60% общероссийского, текущих - более 70%. Ежегодная добыча нефти в регионе составляет порядка 70% суммарной по России.

Отличительной особенностью сырьевой базы Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции является наличие большого числа крупнейших месторождений. К настоящему времени здесь выявлены и разрабатываются такие месторождения-гиганты как Самотлорское, Мамонтовское, Федоровское, Приобское. Быстрый ввод крупнейших месторождений в промышленную разработку явился определяющим фактором, позволившим в рекордно короткие сроки создать на территории Западной Сибири мощный нефтедобывающий комплекс.

Опыт показал, что для увеличения эффективности и надежности работы УЭЦН, извлечения дополнительной нефти при нарастающей обводненности, одной из важных задач является обеспечение работ насосных установок в оптимальном режиме, обеспечивающем минимальные энергетические затраты, возможно больший межремонтный период работы оборудования, а также повышения коэффициента эксплуатации.

1. Характеристика месторождения

1.1 Географическое расположение

Южно-Ягунское нефтяное месторождение находится в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района и расположено в северо-восточной части города Сургута, в 75 км от него и в 60 км на юго-запад от города Ноябрьска. В непосредственной близости от месторождения проходят железная дорога Сургут - Уренгой и трасса газопровода Уренгой - Челябинск.

В орогидрофическом отношении рассматриваемый район представляет собой пологую озерно-аллювиальную равнину южного склона Сибирских увалов, абсолютные отметки которой колеблются от 110...120 км на севере, до 70...75 км на юге. Гидрографическая сеть представлена реками субмеридиального направления:

Ингу-Ягун,

Кирил-Выс-Мун,

Глунг-Ягун и другие.

Для них характерны меандры, большое количество стариц и мелких притоков, песчаных перекатов и завалов леса. Первая и вторая надпойменные террасы достигают высоты соответственно 8 и 15 м. Ширина рек колеблется от 5-10 до 30 м, на 2 - 3 м.

Реки покрываются льдом в третьей декаде октября, глубина промерзания рек 0,35 м до 1,0 м. В конце декабря лед становится прочным и возможно безопасное передвижение гусеничного транспорта. Ледоход на реках начинается в середине мая.

Широко распространены болота и озера, которые являются составной частью грядковоозеркового комплекса микроландшафтов. В летнее время болота не проходимы для колесного транспорта, зимой часто встречаются не промерзшие участки (болотные речки "живуны"), что представляет собой значительные трудности для передвижения техники, при транспортировке оборудования, при строительстве буровых.

Заселенность площади составляет около 15% и находится в зоне средней тайги с преобладанием хвойных пород. Основные массивы лесов (кедр, лиственница, сосна) сосредоточены на приподнятых участках и на речных террасах. На водораздельных участках господствуют болота с отдельными островками карликового леса (сосна, береза).

Климат района резко континентальный с холодной, суровой зимой и коротким, но теплым летом. Среднегодовая температура зимой -23,20С, летом +16,10С. Устойчивый снежный покров образуется в третьей декаде октября и держится 200-220 дней. Толщина снежного покрова на отдельных участках не превышает 1,0 м, в заселенных местах до 1,2-1,6 м. Глубина промерзания составляет 1,3-1,7 м.

Лето короткое, относительно теплое (среднемесячная температура +16,1 С). Максимальная температура самого жаркого месяца - июля достигает +35 С. Количество атмосферных осадков в год составляет 482 мм, причем 75% приходится на теплое время года.

Преобладающее направление ветров в теплый период - северное и северо-восточное, а в холодный - южное и юго-западное.

Район относится к слабо населенным, но с развитием нефтедобывающих и строительных работ за последние годы численность населения постоянно увеличивается за счет приезжающих из других областей и республик. Коренное население - ханты и манси.

На территории месторождения разведано 6 карьеров песков пылеватых, мелкой и средней крупности, что может быть использовано при строительстве дорог. Крупные месторождения песка, глин и песчано-гравийных смесей открыты в пределах Холмогорского месторождения и г. Ноябрьска.

На территории Южно-Ягунского месторождения имеется густая сеть внутри- и межпромысловых дорог, линий электропередач и трубопроводов различного назначения. Электроснабжение выполнено по высоковольтной линии ВЛ-110. На месторождении построены трансформаторные подстанции ПС 110/35,ПС 36/6.

Ближайшие месторождения:

Когалымское,

Холмогорское,

Дружное.

1.2 История освоения месторождения

месторождение флюид ягунский геолог

Основанием для постановки поисково-разведочного бурения на рассматриваемой площади послужило наличие положительной структуры, промышленная нефтеносность Когалымского, Савуйского, Фёдоровского и других соседних поднятий.

Бурение на площади начато в конце 1971 года.. Первая поисковая скважина №51 была заложена в сводовой части Ягунской локальной структуры, выявленной в результате площадных сейсморазведочных работ. Целевым назначением скважины являлось изучение нефтегазаносности юрских и нижнемеловых отложений, уточнение геологического строения Ягунской структуры.

В Сургутском и смежных районах в процессе нефтепоисковых работ были выявлены крупные скопления нефти, связанные антиклинальными ловушками (Южно-Сургутское, Повховское, Фёдоровское, Дружное)

В конце декабря 1975 года был утверждён геологический проект глубокого бурения на Южно-Ягунской площади. Для решения поставленных задач проектом предусматривалось заложение 3-х глубоких поисковых скважин №83, №84, №85, расположенных профилем меридионального, секущим предполагаемую заливообразную зону распространения коллекторов пласта БС10.

Разведочное бурение на месторождении было начато в мае 1979 года. Бурение было сосредоточено в центральной части и Южной Ягунской структуры. Скважины располагались по двум профилям:

1. Сумберидионального простирания (скв. №54, №56, №57) проходит параллельно оси Ягунского поднятия.

2. Субширотное направление и ориентируется по оси структурного выступа, осложняющего западное крыло Ягунской структуры. Расстояние между скважинами на профилях 2,5-9 км. Скважины меридионального профиля бурились последовательно с юга на север. В скважине №55, №84 при испытании пласта БВ8 получены притоки пластовой нефти. Это дало основание предположить в сводах локальных структур наличие небольших залежей нефти.

Стало ясно, что пласт ЮС1 не может являться базисным горизонтом разведки. Имеющийся материал дал основание базисным считать группу горизонтов БС10-11.

Результаты бурения скважин показали, что горизонт БС11 делиться на 2 пласта: БС11-1, БС11-2, а горизонт БС10 делиться на 2 пласта: БС10-1 и БС10-2.

Таким образом, в результате проведённых геологоразведочных работ открыто крупное месторождение нефти, которое находится в близи от разрабатываемых Повховского, Ватьёганского, Южно-Сургутского месторождений. Выявлены залежи нефти промышленного значения в пластах, ЮС1,БС10-1, БС10-2, БС11-1, БС11-2.

1.3 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов

Геологический разрез Южно-Ягунского месторождения представлен породами двух структурных комплексов: мезозойско-кайнозойского чехла и доюрских образований.

Южно-Ягунское месторождение расположено в северо-восточной части Сургутского нефтегазоносного района (НГР) Среднеобской нефтегазоносной области. Промышленная нефтегазоносность Сургутского НГР - одного из основных по запасам нефти в Западной Сибири, подтверждена открытием таких крупнейших месторождений, как Усть-Балыкское, Мамонтовское, Федоровское и др. Залежи нефти и газа открыты и разведаны в отложениях тюменской свиты (Федоровское, Тепловское), васюганской свиты (Когалымское), баженовской свиты (Малобалыкское, Соимлорское и др.), ачимовской толщи (Малобалыкское, Среднебалыкское, Нятлонгское, Суторминское), в группах пластов БС и АС мегионской и вартовской свит (Федоровское, Усть-Балыкское, Холмогорское, Лянторское и др.). Таким образом, этаж нефтегазоносности в рассматриваемом районе охватывает комплекс осадочных пород нижне-среднеюрско-апатского возраста и составляет 1,5-2 км. Из числа пробуренных на данный период, 19 скважин вскрыли юрские отложения, а одна - отложения палеозойского фундамента (скв.52, забой 3353 м).

На месторождении базисным объектом разработки является группа продуктивных горизонтов БС10 и БС11 (валанжин). Подчиненную роль имеет залежь пласта Ю (верхняя юра). Из ачимовской толщи (берриас-валанжин, пласты БС16 и БС18) получены небольшие притоки нефти и нефти с водой (соответственно скв.103 и 110), что указывает на ее нефтеносность.

На кривой геолого-статистический разрез (ГСР) в разрезе горизонта БС10 можно выделить два пласта (БС10-1 и БС10-2), тоже и в горизонте БС11, индексируемые как БС11-1 и БС11-2.

Продуктивные горизонты БС11 и БС10 отделяются друг от друга пачкой глин толщиной 36 - 40 м. В горизонте БС11 выделяются пласты БС 11-1 и БС11-2, разделенные между собой глинистым прослоем, толщина которого колеблется от 1 до 10 м. Совмещение контуров нефтеносности этих пластов (рис. 1.5) показывает резкое уменьшение площади нефтеносности пласта БС11-1 по сравнению с пластом БС11-2.

Основной из них пласт БС11-2 вскрыт на глубине 2416-2507м. Залежи пласта БС11-2 пластово-сводовые с элементами литологического экранирования. В ходе эксплуатационного разбуривания выявлено несколько зон отсутствия коллекторов. Выделяемые пласты БС11-1 и БС11-2, сложены песчаниками средне- и мелкозернистыми и алевролитами крупно-зернистыми. На глубине 2390-2422 м. вскрыт пласт БС11-1, к которому приурочены две пластово-сводовые литологически экранированные залежи Северная и Южная, между которыми находится обширная водонасыщенная зона. Пласт БС11-2 имеет среднюю пористость 21%, проницаемость 0,123 мкм. кв. Диапазон изменения нефтенасыщенных толщин от 11,2 до 17,2 м. Наибольшие толщины вскрыты в центральной и северной частях основной залежи. Средняя нефтенасыщенная толщина 5,6 м. Коллекторские свойства пласта БС11-1 довольно высокие, пористость изменяется от 19 до 23%. Проницаемость в среднем равна 0,069 мкм.кв. Нефтенасыщенные толщины изменяются в пределах от 0,6 до 7,2 м (средняя 2,9 м).

В продуктивном горизонте БС10 выделяются два пласта. Отложения пласта БС10-2 вскрыты на глубине 2360-2455 м. Залежь пласта - сводовая литологи-чески экранированная. Пласты БС10-1 и БС10-2 сложены песчаниками и алевролитами. Песчаники серые, преимущественно мелкозернистые, алевритистые до алевритовых, переходящие в алевролит, глинистые, по составу аркозовые, цемент порово-пленочный, гидрослюдисто-хлоритовый и хлоритовый. Залежь пласта БС10-1 относится к пластово-сводовому типу. Отложения пласта вскрыты на глубине 2350-2395 м. Между собой пласты БС10-1 и БС10-2 разделены преимущественно глинистым прослоем, толщина которого изменяется от 1 до 10 м.

Коллекторские свойства пласта БС10-1 колеблются в широких пределах - пористость от 16 до 24,8% (средняя 21-22%), проницаемость от 0,002 до 0,086 мкм кв. Максимальные нефтенасыщенные толщины встречаются в центре залежи. Средняя толщина пласта 3,6 м. Пласт БС10-2 отличается более высокими коллекторскими свойствами - пористость 18 - 25% (средняя 22,9%), проницаемость 0,002 - 0,527 мкм кв. (средняя 0,263 мкм. кв.). Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,8 до 15,6 м. (средняя 3,8 м) Характерно уменьшение этого параметра с севера на юг.

Из приведенных данных становится ясно, что лучшими коллекторскими свойствами обладают пласты БС10-2 и БС11-2. В настоящее время базисными объектами для разработки являются продуктивные горизонты БС10 и БС11. Залежь пласта ЮС-1 имеет подчиненное значение. Пласт ЮС-1 вскрыт на глубинах 2818 - 2842 м., к нему приурочены локальные пластовосводовые залежи. Он представлен пачкой переслаивающихся песчаников и алевролитов с подчиненными прослоями глинистых алевролитов. Песчаники мелкозернистые, глинистые. Цемент порово-пленочный, глинистый, хлоритово-гидрослюдистый.

Таблица 1.1 Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов месторождения

Показатели

Продуктивные пласты

БС10-1

БС10-2

БС11-1

БС11-2

БС16

БС18

ЮС1

Год открытия

1979

1979

1979

1979

1982

1983

1980

Возраст отложений

Н. мел

Н. мел

Н. мел

Н. мел

Н. мел

Н. мел

В. юра

Глубина залегания. м

2540

2555

2427

2460

2700

2770

2870

Площадь нефтеносности, м2.

121696

286842

62129

349955

4890

6862

104490

Тип залежи

Пластово-сводовая

Пластово-сводовая литологически экранированная

Пластово- сводовая

Тип коллектора

Поровый

Нефтенасыщенная толщина пласта, м.

2,6

3,94

3

5,56

3

1,5

3,37

Пористость, %

19

22

20

22

18

18

16

Проницаемость, мкм2

0,035

0,106

0,032

0,121

0,01

0,01

0,08

Нефтенасыщенность

0,47

0,55

0,44

0,57

0,6

0,6

0,58

Коэф. песчанистости

0,7

0,83

0,57

0,68

0,64

Коэф. расчлененности

1,92

1,04

1,2

2,29

Начальное пластовое давление, МПа

23,5

23,5

23,6

24,5

30,3

Пластовая температура, С

80

80

80

88

88

88

90

Как видно из таблицы 1.1, коллекторские свойства характеризуются следующими значениями: открытая пористость - 17%, проницаемость - 0,014 мкм2, нефтенасыщенная толщина изменяется от 2,2 до 4,8 м., средняя толщина составляет 3,3 м. В целом для продуктивных пластов месторождения характерны следующие литолого-петрографические особенности: состав алеврито-песчаных пород-коллекторов - аркозовый; цемент преимущественно порово-пленочный и пленочный; гранулометрический состав песчаников преимущественно мелкозернистый. Представление о сложности строения продуктивных пластов дают определенные в Сиб-НИИНП показатели, характеризующие их неоднородность. Из представленных результатов песчанистости и расчлененности видно, что наибольшей песчанистостью характеризуется пласт БС10-2, а наименьшей - пласт БС11-1. По коэффициенту расчлененности выделяют две группы пластов: пласты БС11-1 и БС10-1 с одним пропластком; пласты БС10-2 и БС11-2 с двумя и более пропластками, определяющими сложность строения этой группы.

1.4 Сведения о запасах и свойства пластовых флюидов

Первый подсчет запасов был выполнен тематической партией Главтюменьгеологии в 1983г., ГКЗ СССР протоколами № 9337 и № 9338 от 02.11.83 утвердила балансовые и извлекаемые запасы нефти в объеме. В таблице 1.2 представлены утвержденные балансовые и извлекаемые запасы.

Таблица 1.2 Балансовые и извлекаемые запасы

Запасы

В+С1, тыс. т

С2, тыс.т

В+С1+С2, тыс.т

Балансовые

505456

274632

780088

Извлекаемые

222555

75714

298269

Оценка текущих извлекаемых запасов по Южно-Ягунскому месторождению приведена в следующей таблице 1.3.

Таблица 1.3 Баланс запасов нефти Южно-Ягунского месторождения по пластам

Пласт

Нач. извлек. запас (В+С) тыс.т.

Кол-во отобран. нефти, тыс.т.

Тек. извлек. запасы на 01.01. 2002г. тыс.т.

Активные запасы

Трудноизвлекаемые запасы

тыс.т

%

тыс.т.

%

БС10-1

БС10-2

БС11-1

БС11-2

14013

39212

3507

49840

5352,4

36564,3

2386,8

40265,2

8660,6

2647,7

1120,2

9574,8

2641,5

1821,2

492,8

6070,4

30,5

68,8

43,8

63,4

6019,0

826,5

627,4

3504,4

69,5

31,2

56,2

36,6

Объект 1+ 2 БС10

Запасы пласта БС10-2 составляют 36,4% от извлекаемых. Залежь пласта БС10-2 является основной по запасам и удельной добыче.

Добыча нефти за год составила 2396. т.т., или 56,2% от добычи по месторождению. Дебит нефти по году составил 12,7т/с. Обводненность среднегодовая 66,8%.

Эксплуатационный фонд по пласту составил 638 скважин, в том числе совместных 46.

Действующий фонд составил - 569 скважин. За год закачено 8349 т.м воды и компенсация отбора жидкости закачкой составила 107,4%, с начала разработки 120.8%. Средневзвешенное давление по пласту составило 223,5 атм.

По пласту БС10-1 добыто за год 420.722 т.т. нефти или 9.7% от добычи по месторождению. Дебит нефти по году составил 4,5 т/сут, обводенность 50%.

Эксплуатационный фонд по пласту составил 322 скважины, в том числе совместных 130 скважин.

Действующий фонд составил 290 и увеличился на 38 скважин.

Закачано воды за год 1050.269 т.м. Компенсация отбора жидкости закачкой составила 109%, с начала разработки 141, 2%.

Средневзвешенное давление по пласту составило 222,4 атм.

Объект 1+ 2 БС11

Залежи пласта БС11-2 являются основными по запасам и удельной добыче нефти.

За год добыча нефти по объекту составила 1788 т.т. или 41,1% от добычи по месторождению. Дебит нефти по году составил 12.7 т/сут, обводненность составила 71,3%

По пласту введено 2 скважины с дебитом нефти 17,6 т/сут, обводенностью 22 %.

Эксплуатационный фонд по пласту составил 386 скважин, в том числе совместных 46 скважин.

Действующий фонд составил 353 скважины.

За год закачано воды 6537 т.м. Компенсация отбора жидкости закачкой составила 107,4%, с начала разработки 120,1%.

Средневзвешенное давление по пласту составило 227,1 атм.

По пласту БС11-1 добыто 108.8 т.т. нефти, дебит нефти по году составил 5,1 т/сут, обводенность 77,5%.

Эксплуатационный фонд по пласту составил 70 скважин, в том числе совместных 53 скважин.

За год закачено 330 т.м воды. Компенсация отбора жидкости закачкой составила 70,9%, с начала разработки 49,5 %.

Закачка воды осуществляется на южной залежи.

Объект ЮС1

По пласту ЮС1 работает 22 добывающие скважины.

За год добыто нефти 116 т.т. Эксплуатационный фонд по пласту 25 скважин.

Закачка воды начата в апреле 1999г. и до конца года закачено 24 т. м3 воды.

Свойства пластовой нефти и газа Южно-Ягунского месторождения были изучены по данным исследования поверхностных и глубинных проб.

Отбор глубинных проб является наиболее ответственной операцией при исследовании скважин. Отбор проб производился после исследования скважины на различных режимах с замерами пластового, забойного и устьевого давлений, температуры, дебитов нефти и газа.

Данные свойств пластовой нефти по пластам приведены в таблице 1.4.

Таблица 1.4. Свойства пластовой нефти

Показатели

1БС10

2БС10

1БС11

2БС11

ЮС1

Давление насыщения газом, МПа

10,42

9,73-10,65

6,3

8,6

9,0

Газосодержание, м3/т

69,64

56,79-70,32

62,12-68,6

90,78-107,3

106,9

Газовый фактор при условиях сепарации, м3/т

56,4

48,5-57,1

48,88-52,6

68,98-87,74

106,8

Обьемный коэффициент

1,19

1,16-1,18

1,19-1,22

1,251-1,316

1,284

Плотность, г/см

0,777

0,786-0,799

0,754-0,77

0,754-0,774

0,842

Обьемный коэффициент в условиях сепарации

1,133

1,123-1,128

1,129-1,14

1,151-1,206

1,454

Вязкость,Мпа*сек

1,35

1,136-1,181

1,137-1,19

0,74-1,08

1,34

В поверхностных условиях наблюдается тенденция наличия более легких нефтей в центральной сводовой части залежи.

Физические свойства нефти по пластам приведены в следующей таблице 1.5.

Таблица 1.5. Физические свойства нефти по пластам

Пласт

Плотность г/см

Вязкость при 20

Выход фракции

Содержание

серы

парафин.

асфальт.

смол %

БС10-1

0,872

17,19

45,1

0,86

2,19

3,49

6,68

БС10-2

0,866

13,06

49,6

0,84

2,25

2,59

6,54

БС11-1

0,861

11,29

48,1

0,78

2,24

3,26

6,74

БС11-2

0,854

9,05

50,1

0,68

2,38

1,24

4,84

ЮС 1

0,833

4,36

57,1

0,44

2,33

0,45

3,50

В целом полученные данные позволяют сделать вывод о том, что вниз по разрезу нефть становится легче, с соответственным уменьшением вязкости, содержания асфальтенов, смол силикагелевых, серы и увеличением растворенного газа в нефти.

Минерализация вод по пластам характеризуется следующими значениями:

БС101 18,2…23,6 г/л,

БС102 21,0…21,3 г/л,

БС101 19,5…21,1 г/л,

БС112 18,4…22,7 г/л.

Хлор-иона содержится 13475 мг/л.

Натрий-иона 8466 мг/л,

Кальцый иона 532 мг/л.

Микрокомпоненты присутствуют в следующих количествах:

иод 0,84…4 мг/л,

бром 43,6…67,6 мг/л,

аммоний 30…75 мг/л.

Растворимый газ в основном состоит:

метан 82,4…84,6 %,

этан 3,37…4,40 %,

пропан 1,75…2,19 %,

изобутан 0,129…1,154 %,

бутан 0,526…0,55 %,

азот 4,67…8,28 %,

гелий 0,06…0,184 %,

углекислый газ 1,86 %.

2. Анализ системы разработки

2.1 Анализ показателей разработки Южно-Ягунского месторождения

Первая технологическая схема составлена СибНИИНП в 1980 году и утверждена ЦКР СССР в том же году (протокол ЦКР СССР № 803 от 01.10.1980 г.), как предварительная и рекомендована для использования при проектировании внешних коммуникаций.

В связи со значительным приростом запасов нефти СибНИИНП в 1982 году составил Дополнительную записку к технологической схеме разработки Южно-Ягунского месторождения (2).

Технологической схемой разработки Южно-Ягунского месторождения предусмотрено:

- выделение двух эксплуатационных объектов 1-2БС10 и 2БС11

- применение по каждому объекту блоковой системы разработки с 3-х рядным размещением скважин по сетке 500х500м.

- общий проектный уровень добычи нефти - 5,5 млн.т/год

- общий проектный уровень добычи жидкости - 9,96 млн.м3 /год

- общий проектный объем закачки воды - 13 млн.м3 /год

В 1983 году запасы были утверждены в ГКЗ СССР (протоколы № 9337 и № 9338 от 02.11.83 г.)

На основе этих запасов в 1984 году в ТатНИПИнефть составлена новая технологическая схема. Протоколом № 1092 ЦКР МНП от 25.07.1984 г. утверждены следующие основные положения:

- выделение трех эксплуатационных объектов (1+2БС10, 1+2БС11, Ю1) с разбуриванием их самостоятельными сетками скважин;

- применение по объектам 1+2БС10 и 1+2БС11 блоковой системы разработки с 3-х рядным размещением скважин по треугольной сетке 500х500 м; по пласту Ю1 - площадной 9-ти точечной системы заводнения по сетке 400х400 м;

- ввод в разработку пласта 1БС10, совпадающего в плане с пластом 2БС10, производить при организации самостоятельной системы заводнения на каждый пласт при совместном отборе продукции из добывающих скважин;

- общий проектный фонд 3491 скважина, в т.ч. 1986 добывающих, 878 нагнетательных, 570 резервных, 57 контрольных.

При расчетах рассматривались запасы нефти, числящиеся на балансе ВГФ на 01.01.1989 г. За технологическую основу приняты решения, рассмотренные и утвержденные ЦКР МНП, Главтюменнефтегазом, протоколами геолого-технических совещаний 1985 - 1988 гг. об отмене и размещении новых скважин. Необходимость уточнения технологической схемы (5) объясняется следующими причинами.

1. За время, прошедшее с утверждения предыдущего технологического документа, изменились представления о запасах нефти как в качественном, так и количественном выражениях. Балансовые запасы нефти в целом по месторождению сократились с 649,988 млн.т до 547,444 млн.т ( на 15,8 % ).

2. Основные пласты, находящиеся в разработке БС11-2 и БС10-2 по геологическим признакам обладают высокими коллекторскими свойствами. Пласты с аналогичными свойствами на других месторождениях характеризуются значительными показателями нефтеизвлечения.

Однако, накопленная добыча нефти по высокообводненным скважинам и отдельным участкам в 2-3 раза меньше ожидаемой.

4. Из числящихся на балансе ВГФ 220,7 млн.т. содержится в пласте 1БС10. Пласт крайне неоднороден по коллекторским свойствам и принадлежит по типу к недонасыщенным нефтью коллекторам.

5. Обводненность продукции скважин объекта 1-2БС11 в предыдущие годы превышала проектную на 15-20%. Характеристика обводнения основных запасосодержащих пластов 2БС10 и 2БС11 близка к плановой и в ближайшие годы следует ожидать интенсивного обводнения первых рядов добывающих скважин. Учитывая то, что объем вовлеченных извлекаемых запасов меньше проектного, а также то, что оставшееся бурение будет размещаться в водо-нефтяных, краевых зонах, обводненность будет возрастать более быстрыми, чем предполагалось, темпами.

С целью уточнения предыдущего, с учетом новых данных, в 1990 году институтом СибНИИНП была составлена дополнительная записка к технологической схеме разработки Южно - Ягунского месторождения.

Центральной комиссией по разработке утверждены следующие принципиальные положения:

- проектный уровень добычи нефти - 9.451 млн.т.

- проектный уровень жидкости - 24.1206 млн.м.

- проектный объем закачки воды - 30.5802 млн.м

- общий фонд скважин за весь срок разработки - 3323 шт.

- фонд скважин для бурения всего - 1047 шт.

- на основной залежи сохранить проектную сетку скважин.

- предусмотреть в более поздние этапы разработки переход на блочно - замкнутую систему по объектам 1+2БС10, 1+2 БС11;

- применение для пласта ЮС1 площадной семиточечной системы разработки с расположением скважин по сетке 500х500м;

На месторождении реализуется блоковая система разработки с 3-х рядным размещением скважин. Общее количество блоков заводнения в настоящее время достигло 18. Естественно, блоки отличаются как по своим геологическим условиям, так и по степени разбуренности и темпам разработки. Кроме этого, применение двух самостоятельных сеток размещения скважин на основные пласты БС10-11 сформировало, в основном, две группы скважин:

1 группа - скважины, работающие только на один пласт (1БС10, либо 2БС10, либо 1БС11, либо 2БС11).

2 группа - скважины, работающие на два пласта (1БС10+ 2БС10, либо 1БС11+ 2БС11)

Для повышения продуктивности скважин на месторождении применяют обработку призабойных зон (ОПЗ). Эти работы положительно влияют на темпы выработки запасов. В среднем на одну обработку добывается 442 т дополнительной нефти.

На Южно-Ягунском месторождении пласты БС11-1; БС11-2; БС10-1 и БС10-2 разрабатываются с поддержанием пластового давления.

Средний дебит одной скважины по нефти составляет 44 %.

О динамике разработки за период с 1996 года по 2001 год можно судить из следующей таблицы 2.1.

Таблица 2.1. Динамика разработки месторождения

Показатели разработки

1996г

1997г

1998г

1999г

2000г

2001г

Отобрано нефти, млн. т.

9,6

9,4

8,2

6,2

5,4

5,1

Отобрано жидкости, млн.м3

7,4

6,5

6,4

8,6

11,0

9,7

Обводненность, %

31

27

33,3

43

43

45

Накопленная добыча, млн. т.

61

75

86

94

100

108

2.2 Анализ показателей работы фонда скважин

По состоянию на 01.01.2002 г. на месторождении пробурено 1804 скважин всех назначений, в том числе добывающих 1376, нагнетательных-363, прочих-65. На 1.01.2002 г. фонд добывающих скважин составляет в целом по месторождению 1376 скв., в том числе по объекту БС11 - 577 скв. по объекту БС10 - 762 скв. и по объекту ЮС1- 37 скважин. Из всего фонда добывающих скважин в целом по месторождению более 35% фонда эксплуатируют совместно два и более пласта. По объекту БС10 более 43.5% фонда скважин работают совместно на пласты БС10-1 и БС10-2. По объекту БС11 совместно работающие скважины составляют около 23%. Фонд нагнетательных скважин составляет 363, из них по объекту БС10 - 202 скважины и по объекту БС11 - 166 скважин. В 40 нагнетательных скважинах (14.7% из общего фонда) закачка воды осуществляется на два и более пластов.

Буровыми бригадами Когалымского управления буровых работ за 2001г. пробурено 1201 метра горных пород. Средний дебит одной новой скважины по нефти составил 25,8 т/сут. На 01.01 2002 года с начало разработки месторождения отобрано 90505,1т.т. нефти, что составил 81,6% от начальных извлекаемых запасов (НИЗ), при этом темп отбора от НИЗ составил 3,84%.

Средний дебит жидкости одной скважины снизился на 0,8т/сут. и составил 40,5т/сут, по нефти 12,5т/сут. При этом среднегодовая обводненность составила 69,2%. Процент падения добычи составил 1,1%

На 1 января 2002 года эксплуатационный фонд НГДУ «Когалымнефть» составил 1008 скважин, в том числе действующих - 922. Эксплуатация осуществляется механизированным способом: электроцентробежными насосами - 75%, штанговыми глубинными насосами - 25%

Динамика изменения действующего фонда и фонда добывающих скважин показана в таблице 2.2.

Таблица 2.2. Динамика действующего фонда и фонда добывающих скважин за 1996 - 2001 г.г.

Год ( на 01.02)

Фонд добывающих скважин

Действующий фонд

В % к 1996, скважин

скважин

% от добыв.

Добыв.

Действ.

1996

1997

1998

1999

2000

2001

1231

1236

1192

1023

1020

1009

879

948

1072

918

938

908

71,4

76,7

89,9

89,7

91,96

89,99

100

100,4

96,8

83,1

81,9

81,9

100

107,8

122,0

104,4

103,6

103,3

Эксплуатационный и действующий фонд нагнетательных скважин составил соответственно 208 и 159, т.е. значительная часть фонда скважин находится в бездействии.

Весь действующий фонд добывающих скважин механизирован, из них 78% оборудовано ЭЦН (724скв.), 22% - ШГН (198 скв.).

Дебиты добывающих скважин изменяются в широких пределах: от0.8 м3/сут. по жидкости и до 85 т/сут - по нефти. Средний дебит добывающих скважин в целом по месторождению составляет по нефти 18.2 т/сут, по жидкости - 52.7 м3/сут. Текущая обводненность 65.2% (весовая). Из всего фонда побывавших в эксплуатации скважин 234 скважины достигли обводненности свыше 98%. В бездействующем фонде - 97 скв., в эксплуатации находятся 137 скважин. Скважины, находящиеся в эксплуатации с обводненностью свыше 98%, составляют 7.7% от всего действующего фонда добывающих скважин.

В целом, исключая отдельные участки, разработка пластов ведется при реализации трехрядной системы заводнения. Кроме этого, на центральных участках основных пластов БС10-2 и БС11-2 освоена приконтурная система закачки.

Разработка месторождения ведется с поддержанием пластового давления. За год закачано 14910 т.м воды. В летний период проводилось отключение ряда нагнетательных скважин с целью изменения фильтрационных потоков.

Текущая компенсация отбора жидкости закачкой составила 102.5 %, с начала разработки - 108,6%.

Разработка Южно - Ягунского месторождения ведется с поддержанием пластового давления, система заводнения внутриконтурная, блоковая, трехрядная, закачка воды ведется с 1984 года.

План по закачке воды на 01.01.2002 год составил 180686 т.м, в том числе пластовой 10108 т.м, сеноманской 7138 т.м, пресной 566 т.м.

План по закачке воды выполнен и составил 101,8%.

Прирост добычи нефти за счет закачки на 01.01.2002 год составил 808.8т.тонн. В течение года было введено 17 нагнетательных скважин при плане 8 скважин.

В 2001 году закачка воды осуществлялась пятью кустовыми насосными станциями на которых установлено 30 агрегатов типа ЦНС - 180-1422, из них работающих 14 агрегатов, в резерве 16, оборудовано средствами замера типа СВУ - 200 30 агрегатов.

Закачка пресной воды велась по БКНС № 5. Сеноманская вода добывалась из 15 водозаборных скважин насосами ЭЦН-250, 360, УЭЦН-3000*160, УЭЦП- 2000* 1400 и закачивалась по БКНС- 2,4,5. По БКНС -1,3,4 - велась закачка сточной воды.

На 01.01.2002 года фонд нагнетательных скважин составил: 363 скважины, в том числе действующих - 159 скважин, в бездействии - 48 скажин, в простое - 3 скважины.

На летний и зимний периоды составлялись организационно- технические мероприятия, с целью увеличения закачки и регулирования компенсации отбора жидкости закачкой..

Система заводнения формировалась по пластам БС10; 2БС10; 1БС11; 2БС11. По пласту 1БС10 компенсация с начала разработки составила 136.4%, текущая компенсация составила 106.7%. За 2001 год закачено 1081.99 тыс.м3. воды. И 13125,809 тыс.м3 с начала разработки. Анализируя компенсацию по блокам с начала года и текущую, наблюдаем, что блоки №№ 1;2;3;4, район ЦДНГ-2 компенсация выросла с начала 2001 года на 2, а то и на 3 порядка, что связано с запуском в работу из бездействия прошлых лет нагнетательных скважин №№ 2040\9;218\9.( 3 блок), 2059\70;2061\70 (4 блок), исправление и уточнение режима нагнетательных скважин 2433\116; 2016\116 (2 блок). В летний период планируется ограничить закачку по этим блокам.

Блоки №№ 7;8;9, компенсация в течении года составила 39.1%;38.5%;73.8% соответственно. В 2002 планируется перевести под нагнетание скважины 2527\133 ( 7 блок), запустить из бездействия в работу 2552\137 ( 8 блок) и произвести ОПЗ пласта 1БС10 в нагнетательной скважине 2554\137 ( 8 блок).

Перекомпенсированная закачка по блокам №№ 10;11;12;13, ограничена путем остановки нагнетательных скважин: 2212\36 ( 11 блок), 2185\32 ( 10 блок), 2697\166 ( 12 блок), 2694\39 ( 12 блок), 2667\36 ( 11 блок), 2194\35 ( 11 блок), 2235\39 ( 12 блок).

Частично некомпенсированная закачка по 14;15 блокам объясняется неработающей скважиной 2733\50 которую планируется запустить в работу после ликвидации заколонного перетока.

По пласту 2БС10 компенсация с начала разработки составила 120.3%, текущая 123.7%. За 2001 год в пласт закачено 8935.123 тыс.м3. воды, с начала разработки 98168.542 тыс.м3. Анализируя компенсацию с начала года и текущую наблюдаем, что блоки №№ 4;5;6;7;8;9 компенсированы удовлетворительно. Каких либо отклонений в увеличении или уменьшении компенсации не наблюдается. И в 2002 году закачку по этим блокам планируется держать на уровне 2001 года.

Недокомпенсированная закачка по 10 блоку связана с бездействием скважины 2179\31. Наблюдается тенденция на увеличение компенсации выше допустимой по 11;12 блокам.

В летний период планируется остановить скважины №№ 2660\34;2204\34 ( 11 блок), 2229\37 (12 блок). Понижение компенсации со 136% и 121% до 113% и 117% по 13;14 блокам соответственно связано с закачкой в пласт СПС. Снижение компенсации по 15 блоку планируется осуществить остановкой скважин 2327\55; 2332\57; 2323\55 под циклическую закачку.

По пласту 1БС11 компенсация составила с начала разработки 52.5% по сравнению с январем 1997 год (49.4%), текущая компенсация на уровне 150%. Закачка по 1БС11 ведется по четырем блокам №№ 1;2;5;6. С начала 1997 года в пласт закачено 442.241 тыс.м3. с начала разработки 2936.536 тчс.м3.

По пласту 2БС11 закачка с начала года составила 7548.586 тыс.м3. и с начала разработки 98250.113 тыс.м3. воды.

Компенсация по пласту с начала разработки составила 101.2%, текущая 95.3%. Анализируя динамику изменения компенсации с начала 2001 года наблюдаем снижение компенсации по 16;17 блокам со 148% до 41%,и со 105% до 85% соответственно, это обусловлено остановкой скв 2373\62 и 1894\181, 2348\60 и 2774\173. Планируется увеличить компенсацию, т.е. перевести под закачку скважины №№ 2819\181; 2367\64;2779\175, и увеличить приемистость на скв: №№ 2817\180;2820\177.

Тенденция на увеличение компенсации с начала года по 15 блоку планируется ограничить путем остановки нагнетательных скважин №№ 2313\52;2315\52;2317\52 под циклическую закачку и продолжением закачки СПС по этому блоку.

Снижение текущей компенсации по 13;14 блокам до 110-105% осуществить путем остановки скважин№№ 2285\48;2283\53;2251\43 на циклическую закачку. Компенсация по блокам №№ 9;10;11;12 считается удовлетворительной. Увеличить компенсацию по 3;4;5 ому блокам в районе ЦДНГ-1 планируется путем перевода под нагнетание скважины №№ 2915\ 118, 2918\236; 2927\240; 2919\236; 2924\240. Компенсация по 1;2- ому блоку считается удовлетворительной.

Итого по пластам БС компенсация с начала года составила 109.2%, с начала разработки 109.6%,текущая 111%. С начала года закачено в пласты 18008 тыс.м3. воды с разработки 212481 тыс.м3.

Система заводнения не полностью сформировалась, так как часть нагнетательных скважин находится в отработке на нефть.

2.3 Анализ выполнения проектных решений

Объект БС11. Текущие фактические уровни отбора нефти, кроме 1993 г., выше проектных на 0,1-0,4% по темпу отбора от НИЗ. Причинами превышения фактических показателей над проектными являются, во-первых, то, что фактические дебиты новых скважин по нефти и жидкости в среднем выше на 22%, во-вторых, ввод новых добывающих скважин выше на шестьдесят одну скважину, чем по проекту. Средний дебит скважин по нефти фактически выше за счет ввода новых высокодебитных скважин. На 1.01.2002 г. накопленная добыча нефти фактически превышает проектную незначительно, всего на 0,2% (64,8 тыс.т). Фактическая добыча жидкости ниже проектной на 1316,7 тыс.т./год (133,5%). Среднегодовая обводненность также ниже проектной на 4,5%. Это связано с регулированием закачки и проведением разных геолого-технических мероприятий по снижению добычи попутной воды. Текущая компенсация отборов жидкости постепенно увеличилась до 109%, накопленная компенсация на 12,2% ниже, чем по проекту. Таким образом, фактические и проектные показатели по добычи нефти отличаются незначительно. Снижение добычи жидкости - результат регулирования процесса заводнения, не отражается отрицательно на темпах отбора нефти.

Объект разработки БС11. Одним из основных объектов разработки (48,8% извлекаемых и 43% балансовых запасов), включающих залежи трех пластов БС11 1, БС11 1а и БС11 2. Первые два пласта имеют подчиненное значение из-за незначительных запасов нефти (6,5% извлекаемых и 10% балансовых запасов объекта). По данным НГДУ накопленная добыча нефти по объекту БС11 составила 35541,4 тыс.т. Отобрано нефти 66,9% от извлекаемых и 25,7% - от балансовых запасов. По пласту БС11 1 добыто 1926,5 тыс.т. нефти, что составляет 54,5% от начальных извлекаемых и 13,6% - от балансовых запасов. Текущее значение темпа отбора от начальных извлекаемых запасов равно 4,5%, Средний дебит по нефти составляет 7,9 т/сут и по жидкости - 27,8 т/сут. Текущая обводненность составляет 71,6% (весовая). Закачка воды начата с 1989 г. Текущая компенсация 103%. По пласту БС11 2 добыто 33614,9 тыс.т нефти, что составляет 67,8% от начальных извлекаемых и 27,1% - от балансовых запасов. Текущее значение темпа отбора от начальных извлекаемых запасов равно 5,2%. Средний дебит добывающих скважин составляет по нефти 19,1 т/сут и по жидкости - 58,3 т/сут. Текущая обводненность 67,3%, текущая компенсация 103%, накопленная - 96,5%.

Объект БС10.Фактические показатели по добычи нефти выше проектных. Так, фактическая добыча нефти в 2001 г. составила 2675,9 тыс.т., по проекту-2436,7 тыс.т. Накопленная добыча нефти фактически превышает проектную на 1023,4 тыс.т. (3,3%). Более высокий уровень добычи нефти по отношению к проектному объясняется дополнительным бурением скважин. Так, фонд добывающих по проекту на конец 2001 г. принят пятьсот семи десятью семью скважинами, а фактически - составил семьсот тринадцать скважин. Кроме того, дебит новых скважин по нефти оказался выше в среднем в два раза. Действующий фонд нагнетательных скважин совпадает с проектным. Годовая закачка воды в 1994 г. ниже проектной на 42%. Обводненность добываемой продукции также меньше на 15,2% проектного значения. Превышение проектных показателей по добычи нефти - результат регулирования процесса заводнения и проведение ГТМ по интенсификации добычи нефти, при этом уменьшение добычи жидкости не отражается на темпах отбора нефти.

Объект разработки БС10. На данный объект приходится 48,5% начальных извлекаемых и 50,6% - балансовых запасов, из них на пласт БС11 - 35,6% и 28,7% соответственно извлекаемых и балансовых запасов нефти. Разработка ведется семьсот тринадцатью скважинами добывающего фонда. Фонд нагнетательных скважин составил сто шестьдесят две скважины. С начала разработки по объекту добыто 31998,3 тыс.т. нефти, что составляет 60,6% от НИЗ и 19,7% - от балансовых запасов. Уровень добычи нефти в 1994 году составил 2675,9 тыс.т. нефти. Темп отбора от НИЗ равен 5,1%. Максимальный уровень отбора нефти был достигнут в 1990 г и составил 7,9%. Объект находится на третьей стадии разработки, характеризующимся падением добычи нефти. Однако темп отбора от текущих запасов за последние пять лет держится на уровне в среднем 12,5%. Средний дебит по нефти составил 16,4 т/сут, по жидкости - 43,8 т/сут. Текущая весовая обводненность 62,7%. Среднегодовой дебит по жидкости снижается с 52,3 т/сут в 1990 г. до 43,8 т/сут в 1994г. Закачано с начала разработки 82906 тыс.м3 воды. Текущая компенсация 115%, накопленная - 123,3%. По данным НГДУ «Когалымнефть» по пласту БС10 1 добыто 3851,7 тыс.т. нефти, что составляет 27,5% от НИЗ и 5,5% - от БЗ. Текущее значение темпа отбора от начальных извлекаемых запасов равно 2,7%. Средний дебит добывающих скважин составляет по нефти 5,5 т/сут и по жидкости - 8 т/сут. На пласт БС10 1 приходится 26,5% ИЗ. Среднегодовая обводненность 31,6%. Обводненность и темп отбора нефти в два раза ниже, чем в целом по объекту. Пласт эксплуатируется сто семи десятью тремя скважинами и сто сорок восемью скважинами совместно с другими пластами. Целевая система закачки воды ведется в тридцать одну нагнетательных скважин. Фонд нагнетательных скважин составляет 27,4% в целом по объекту. По плату БС10 2 отобрано 28146,6 тыс.т. нефти. Коэффициент извлечения нефти равен 30,5%. Отбор нефти от НИЗ составляет 72,2%. Текущее значение темпа отбора около 5,9%. Средний дебит скважин по нефти 18,1 т/сут, и по жидкости - 51,9. Текущая обводненность 65,2%. С 1991 г. началось падение уровней добычи нефти. Закачка ведется в сто четырнадцати скважинах только в пласт БС11 2 и в четырнадцати скважинах - совместно с другими пластами.

Объект разработки ЮС1.В виду слабой изученности геологического строения пласта ЮС1 разработка его ведется крайне низкими темпами. Балансовые запасы составляют 20140 тыс.т. Таким образом, на объект ЮС1 1 приходится 2,6% извлекаемых и 6,3% балансовых запасов нефти месторождения. На 1.01.2002 г. темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 0,74%. С начала разработки добыто нефти 3,2% от НИЗ. Средний дебит составил по нефти 6,4 т/сут, по жидкости - 10,9. В 2001 г. освоено семнадцать добывающих скважин. Средний дебит новых скважин по нефти составил 4 т/сут и по жидкости - 8,2. Среднегодовая весовая обводненность составила 41,2%. Система закачки не освоена. Таким образом, объект находится на начальной стадии разработки и характеризуется небольшой величиной обводненности, продолжающимся бурением скважин и ростом добычи нефти и жидкости.

Таблица 2.3 Сравнение проектных и фактических показателей разработки

N

Показатели

Проект.

Факт.

+/-,%

1

Добыча нефти за год, т.т.

4124,4

4149,5

0,6

2

Добыча нефти с начала разработки, т.т.

94568

95985

3,1

3

Коэффициент нефтеотдачи, д.ед.

0,298

0,294

-1,3

4

Фонд добывающих скважин, скв.

1986

1376

в т.ч. нагнетательные в отработке, скв.

49

62

26,5

5

Средний дебит по нефти, т/сут

7,4

18,2

6,4

6

Средний дебит по жидкости, т/сут

48,3

52,7

4,7

7

Обводненность продукции, %

84,7

65,2

-0,3

8

Добыча жидкости в поверхностных условиях, т.т.

27028

26656

-1,4

9

Закачка воды, т.м3

18762

14910

-2,7

10

Компенсация текущая, %

91,2

102,5

-3,3

11

Компенсация накопленная, %

107,7

108,6

-1,2

12

Темп отбора от НИЗ, %

2,7

2,6

-3,6

13

Отбор от НИЗ, %

81,1

79,9

-1,5

14

Фонд нагнетательных скважин, скв.

878

368

-45,0

в том числе под закачкой, скв.

541

296

-33,1

15

Ввод новых скважин, скв.

8

17

45,6

3. Специальная часть

3.1 Анализ геолого-технических мероприятий по месторождению

На месторождении планомерно внедряются различные методы повышения нефтеотдачи и интенсификации добычи нефти.

В 2001 году на Южно-Ягунском месторождении проведено 239 геолого-технических мероприятий с суммарным приростом дебитов добывающих скважин 1995т/сут. За счет этих мероприятий за год добыто 309,193 т.т. нефти.

Их перечень приведен в таблице 3.1.

Таблица 3.1. ГТМ за 2001 год

Вид мероприятий

Кол-во скв-н

Добыча нефти, т.т.

Средний прирост дебита на 1скв-ну,т/сут

1

Ввод новых скважин

4

10,47

14,4

2

Ввод из бездействия

35

72,38

11,7

3

Ввод из консервации, пьезометра

42

21,48

2,6

4

Перевод на мех.добычу

3

6,02

12,7

5

Оптимизация режимов работы скважин

120

100,21

5,0

6

Ремонтно-изоляционные работы

18

15,4

8,2

7

Интенсификация притоков (ОПЗ)

53

65,01

10,1

8

Возврат с других горизонтов

9

10,5

7,1

ИТОГО

293

309,19

6,8

Как видно из таблицы 3.1. наиболее эффективны (по приросту дебита скважин) такие геолого-технические мероприятия, как перевод скважин на мех. добычу, ввод новых скважин, ввод скважин из бездействия.

В течение года выполнено 132 капитальных ремонтов добывающих скважин силами подрядных организаций: УПНП и КРС, «Когалымнефтепрогресс», Woodbine. При среднегодовой успешности ремонтов 80,0%, по всем отремонтированным скважинам добыто 284,5т.т нефти, из них 183,86т.т.-дополнительная добыча. На нагнетательных скважинах проведено 23 капитальных и 42 текущих ремонтов. Введено под нагнетание 15 скважин.

Эффективность методов увеличения нефтеотдачи (МУН) пластов приведена в следующей таблице 3.2.

Таблица 3.2. Эффективность МУН применяемых на месторождении

Метод, технология

Количество, скв./обр.

Доп.добыча нефти, т.т.

1

2

3

Химические МУН

ОПЗ добывающих скважин

Гидродинамические МУН

Физические МУН

87/95

49/50

84

12

258,2

66,65

106,04

48,14

За текущий год по НГДУ «Когалымнефть» за счет применения физико-химических методов увеличения нефтеотдачи пластов (ГРП, СПС, ВДС, ЭСС, КМЭ и их композиций) дополнительно добыто 306,344т.т. нефти, за счет форсированного отбора и циклической закачки (ГМУН) - 106,04 т.т.

3.2 Анализ технологических показателей фонда скважин, оборудованных УЭЦН

В настоящие время добыча нефти на Южно-Ягунском месторождении осуществляется механизированным способом.

На 01.01.2002 года эксплуатационный фонд ЦДНГ-1 Южно-Ягунского месторождения составил, 174 скважины. Из эксплуатационного фонда в действии находятся 151 скважина, в бездействии 23 скважины. Из всего эксплуатационного фонда скважины, оборудованные УЭЦН, составляют 137 скважин, а скважины, оборудованные ШГН, составляют 37 скважин.

В простаивающем фонде находятся 6 скважин, оборудованных УЭЦН, скважин оборудованных ШГН в простое нет. Отсю...


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.