ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Основные проектные решения по разработке Южно - Ягунского месторождения

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 ТатНИП Инефть 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 2БС11 и 2БС10 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)

3.2 Текущее состояние разработки

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 3.1.

Таблица 3.1 Динамика действующего фонда и фонда добывающих скважин за 1995 - 2001 г.г.

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%

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

Объект 1+ 2 БС10

Запасы пласта 2БС10 составляют 36,4% от извлекаемых. Залежь пласта 2БС10 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 1БС10 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 2БС11 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 1БС11 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.

Похожие работы

Осложнения при эксплуатации промысловых трубопроводов

Скачать

40729

17

33

... , воздействующих на скорость коррозии металла. К таким факторам относятся обводненность продукции, наличие в ней механических примесей, расслоение при определенных гидродинамических режимах течения водонефтяных эмульсий. Рассмотрим состояние промысловых трубопроводов Вятской площади Арланского месторождения, среди которых имеется 762,912 км трубопроводов различного назначения и диаметра (табл. ...

Аппараты для воздействия на водонефтяные эмульсии магнитным полем

Скачать

41448

14

14

... поля на противоположных концах капель воды появляются разноименные электрические заряды. В результате капли притягиваются, сливаются в более крупные и оседают на дно емкости. Термическое воздействие на водонефтяные эмульсии заключается в том, что нефть, подвергаемую обезвоживанию, перед отстаиванием нагревают до температуры 45-80 0С. При нагревании уменьшается прочность слоев эмульгатора на ...

Teхнические средства борьбы с АСПО

Скачать

34271

4

9

... предусматривает проведение работ по предупреждению образования отложений и их удалению (рис. 4). Существует несколько наиболее известных и активно применяемых в нефтедобывающей промышленности методов борьбы с АСПО. Но многообразие условий разработки месторождений и различие характеристик добываемой продукции часто требует индивидуального подхода и даже разработки новых технологий. Химические ...