Диплом_готовый. Проект реконструкции бездействующих скважин забуриванием из них бокового горизонтального ствола на пласт бс
 Скачать 1.41 Mb.
|
|
Тектоника В геологическом строении Западно-Сибирской плиты по степени измененности слагающих пород и тектоническим особенностям выделяются три структурно-тектонических этажа. Нижний этаж отвечает геосинклинальному этапу развития фундамента плиты, закончившемуся в палеозое и представлен дислоцированными осадочными и вулканогенными породами. Породы под мезокайназойским чехлом являются составными частями всех основных групп формаций: геосинклинальной, срединных массивов, платформенной и рифтовой [6]. Фундамент района проектируемых работ, который приурочен к стыку структур I порядка-Сургутского свода и Северо-Сургутской моноклинали, на границе надпорядковых структур Мансийской синеклизы и Хантейской антеклизы. Зоны сочленения крупных структур характеризуются повышенной тектонической активностью, относятся к рифтовой группе формаций. По данным сейсмических исследований глубина залегания верхнепалеозойских отложений 5500-6000 м «кровля нижнего этажа». Верхняя часть пород промежуточного комплекса (II структурно-тектонический этаж), отвечающего парагеосинклинальному этапу развития, вскрыты рядом поисково-тектонических скважин. Был вскрыт промежуточный этаж на глубине 3740 м. Вскрытая толщина пород 205 м. Отложения представлены переслаиванием аргиллитов (в верхней части битуминозных), алевролитов, песчаников крепко сцементированных карбонатно-глинистым цементом, известковистых мергелей. В породах развита трещиноватость. Трещины, как правило, выполнены кальцитом. Породы относятся к прикровельной части триасовых отложений. Кровля доюрских отложений вскрыта на глубине 3557 м, породы представлены переслаиванием аргиллитов, конгломератов и базальтов. На промежуточном структурном комплексе залегает слабодислоцированная мощная толща мезо-кайназойских пород, накапливавшихся в условиях устойчивого прогибания фундамента. Согласно тектонической карты мезокайназоского чехла Западной Сибири, площадь расположена на стыке надпорядковых структур Хантейской антеклизы и Мансийской синеклизы. Федоровское месторождение приурочено к Северо-Сургутскому, Федоровскому, Северо-Федоровскому, Моховому и Восточно-Моховому локальным поднятиям III порядка, которые осложняют Федоровское куполовидное поднятие, расположенное в центральной части Сургутского свода. 2.3 Нефтегазоносность Промышленная нефтегазоносность связана с отложениями вартовской свиты (пласты АС4-8, АС9, БС10, БС11), мегионской свиты (пласты БС10, БС11), ачимовской толщи (пласт БС16) и тюменской свиты (пласт ЮС2). Залежи пластов БС1, БС2, БС10, БС1-2 и ЮС2 нефтяные, залежи пластов АС4-8, АС9 - газонефтяные. Месторождение включает четыре площади: Федоровскую, Моховую, Восточно-Моховую и Северо-Сургутскую. На месторождении выбелено семь эксплуатационных объектов: пласты АС4-8, АС9, БС1-2, БС10, БС1-2 и ЮС2. Пласт БС10 является объектом разработки и содержит 88 % извлекаемых запасов месторождения. Из семи эксплуатационных объектов АС9, БС1-2, БС10 полностью вовлечены в разработку. Пласт БС10. Газовый фактор составил 91 м3/т. По интерпретации ГИС характеризуется неясным характером насыщения. В остальных скважинах пласт водонасыщен, без признаков нефти. Пласт БС10, является основным продуктивным пластом на месторождении. Залежь пластов БС10 представляет собой обширную подгазовую, водоплавающую зону. Эта нефтяная залежь характеризуется очень сложным геологическим строением продуктивной части разреза, обусловленным резкой литолого-фациальной изменчивостью пород как по разрезу, так и по площади. Небольшие нефтенасыщенные толщины, малые толщины глинистых прослоев или их полное отсутствие на уровне ГНК и ВНК, высокая неоднородность строения коллектора. [12,13] Основные параметры продуктивных пластов приведены в таблице 2.2. Таблица 2.2. Геолого-физические характеристики продуктивных пластов
Продолжение таблицы 2.2.
Кроме основных продуктивных горизонтов на месторождении испытаны пласты БС1 и АС12. При испытании получена пластовая вода. 2.4 Продуктивные пласты Пласт БС10 Коллекторы пласта БС10 представлены песчаниками кварц-полевошпатного состава (содержание кварца - 34 %, полевых шпатов - 45 %, обломков горных пород - 9,5 %, слюды - 2.9 %), мелко и средне сцементированные (содержание фракций: > 0.1 - 49.7 %, 0.1 - 0.01-40,7 %, < 0.01 - 9,6 %). Цемент песчаников каоленитхлорит гидрослюдистого состава. Пористость пород коллекторов определялась как по керну, так и по геофизическими методами отдельно для нефтяной и водонефтяной зон. Проницаемость определялась по керну и промысловыми исследованиями разведочных скважин. Всего сделано 310 лабораторных определений проницаемости из 27 скважин, расположенных главным образом в пределах Моховой площади (15 скважин). Среднее значение проницаемости определены как для нефтяной и водонефтяной зон, так и для месторождения в целом, которые составляют соответственно 244, 193, 227 мД. По промысловым данным среднее значение проницаемости по 24 скважинам составляет, по методу установившихся отборов 160 мД. Среднее значение проницаемости по данным исследования скважин составляют на Федоровской - 106 мД, Моховой - 184 мД, Восточно-Моховой - 150 мД. По данным исследования керна по площадям она распределена соответственно 179, 207 и 204 мД. Для гидродинамических расчетов рекомендуется коэффициенты проницаемости по данным промысловых исследований скважин (табл. 2.3.). Таблица 2.3. Сравнительная таблица физико-коллекторских параметров
1 -нефтенасыщенность в числителе для нефтяной, в знаменателе водонефтяной зон. Насыщенность связанной водой пласта БС10 определена по данным исследования керна, которая равна: по Федоровской площади 0.331, Моховой-0.301, Восточно-Моховой - 0,276. По промыслово-геофизическим исследованиям коэффициент нефтенасыщения составляет в целом по месторождению по нефтяной зоне - 0.73, для водонефтяной зоны - 0.61. При подсчете запасов была принята величина, определенная геофизическими методами (0,78 для нефтяной части залежи, 0,66 для водонефтяной части). Для оценки неоднородности коллекторов пласта БС10 по проницаемости был проведен анализ по 298 определениям из 28 скважин. Результаты, полученные при расчетах, показали, что послойная (по разрезу) неоднородность несколько выше зональной (по площади) и соответственно равна 0.504 и 0.207 (квадрат коэффициента вариации). Ниже приводится таблица зональной и послойной неоднородности (табл. 2.4.). Таблица 2.4. Зональная и послойная неоднородности для продуктивных пластов.
Пласт БС1 Коллекторы пласта исследованы в 13 скважинам по керну 63 образца расположенных равномерно по всему месторождению. Пористость пласта изменяется от 0,229 по 0,289, составляет в среднем 0,265. Проницаемость в среднем составляет 232 мД. При вариациях от 38,7 мД. по 668,3 мД. Остаточная нефтенасыщенность по образцам колеблется от 11 до 33.4 и в среднем составляет 21,1%. Остаточная водонасыщенность колеблется от 18,7 % по 37 % составляя в среднем 27,9 %. Промысловые исследования по пласту БС1 проведены в 5 скважинах. Продуктивность пласта составляет 1,13 м3/сутат. Гидропроводность пласта составляет 26,2 см/спз, проницаемость - 218 мД. Расхождения с лабораторными определениями незначительно. При гидродинамических расчетах рекомендуется принять величину проницаемости, определенную по промышленным данным (218 мД.). Пласт АС7-8 Пласт охарактеризован 103 лабораторными определениями керна по 4 скважинам Восточно-Моховой и 4 скважинам Моховой площади. Коэффициент пористости коллекторов изменяется от 0,249 до 0,273 и составляет в среднем 0,260. По данным промыслово-геофизических исследований величина коэффициента пористости по пласту АС7-8 равна 0,25. Проницаемость, по данным лабораторных исследований, изменяется от 127,3 до 559,8 мД. Составляет в среднем 272 мД. на Восточно-Моховой и 314 мД. на Моховой площадях. Промысловые исследования пласта АС7-8 проведены лишь в одной скважине, где продуктивность пласта составила 0.26 м3/сутат, проницаемость пласта 182 мД. Для гидродинамических расчетов рекомендуется величина 0,61 для нефтяной оторочки и 0,28 для “газовой шапки”. Остаточная нефтенасыщенность по данным лабораторных исследований керна, равна 18,4 %. Пласт АС5-6 Коэффициент пористости определяется как лабораторным методом (446 определений по 24 скважинам), так и по геофизическим данным. Полученные значения близки между собой. По керну коэффициент пористости составляет для газо-насыщенной части – 0,277, для нефтяной 0,265, и водонефтяной и в целом по пласту равен 0,267. По геофизическим данным коэффициент пористости равен 0,250. Для подсчета запасов и расчетов рекомендуется величина, полученная геофизическими методами. Проницаемость по керну охарактеризована 201 определениями из 23 скважин и изменяется от 49,6 по 1203 мД, составляет в среднем 454 мД. Промысловым исследованиями охвачено 7 скважин, в том числе 2 на Восточно-Моховой площади 1,35 м3/сутат на Моховой 1.14 м3/сутат. проницаемость соответственно 297 мД. и 342 мД. Для гидродинамических расчетов рекомендуется величина, полученная по промысловым исследованиям.[12,13] 2.5 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов Пласт БС10 Исследование глубинных проб проведено по 27 пробам из 10 скважин. Все анализы качественные и параметры нефтей закономерно изменяются от при контурных участков к сводам. Так давление насыщения и газосодержание увеличивается от водонефтяного контакта к своду соответственно от 11,6 МПа. до 21,5 МПа. При пластовом давлении 22,9 – 22,3 МПа. и 104 м3/м3 до 161 м3/м3 . Следует отметить, что как давление насыщения, так и газосодержание для отдельных участков месторождения изменяется неравномерно - для Моховой площади от 139 ат. до 215 и от 114 м3/м3, для Федоровской от 11,6 до 13,9 МПа. и до 121 м3/м3, для Восточно-Моховой до 16,6 МПа. , газосодержание до 121 м3/м3. Вязкость нефтей в пластовых условиях изменяется от 1 спз. на своде Федоровского и Мохового поднятия до 1,3 спз. в при контурных зонах, составляет в среднем 1,17 спз. По своему химическому составу нефть пласта БС10 метаново-нафтеновая с содержанием серы 0.8 - 1.2 %, парафина 3 - 5 %, смол и асфальтенов 6 – 11 %, Содержание фракций, выкипающих до 300 0С, составляет 43 - 52 %. Плотность сепарирарованной нефти по пласту БС10 изменяется 0,857 г/см3 Пласт БС1 Залежь пласта БС1 охарактеризована 10 глубинными пробами нефть из 3 скважин и 7 поверхностными по 7 скважинам. Нефть залежи пласта БС1 отличаются повышенной плотностью (0,898 г/см3) и вязкостью (в пластовых условиях 4,9 спз.), низким объемным коэффициентом 1,12, давлением насыщения 122 ат. и газовым фактором 45,7 м3/м3. По составу нефть высокосернистая (1,86 %), высокосмолистая (содержание смол и асфальтенов 14,6 %), парафинистая (3,94 %) Пласты АС4-8 Залежь нефти пластов АС4-8, имеющая высоту около 10 – 12 м, охарактеризована высокой плотностью от 0,880 до 0,920 г/см3 (средняя-0,903 г/см3), высокой вязкостью до 128 сСт. при 20 0С, содержание смол и асфальтенов изменяется от 10 до 15 %, а выход фракций, высоко выкипающих до 3000С, в среднем составляет 28 %. Таким образом, по физико-химическим свойствам нефти под газовой залежи значительно хуже нефтей пласта БС10. Кроме нефтей основных продуктивных пластов БС10 и АС4-7, имеются также анализы нефтей пласта ЮС2, которые имеют высокий удельный вес 0,9 г/см3, высокую вязкость в поверхностных условиях 65 - 82 сСт и низкий процент фракций, выкипающих до 3000С 26 - 29 %. По месторождению проанализированы 36 проб газа по 17 скв. их нефтяной, газовой и водоносных частей продуктивных пластов БС10, БС1, АС4-7. Анализы газа сделаны по 7 пробам, отобранным из нефтяной части залежи и 6 из водоносной. Газ нефтяной части характеризуется низким содержанием метана 69 - 87 % по объему, более высоким содержанием тяжелых углеводородов (С3 -С6) до 19 % объемных, что характерно для легких нефтей. Газ пластовых вод значительно отличается от газа нефтяной части, где содержание метана достигают 88 - 93 % по объему. Пласты БС1 Анализы газа сделаны по 5 пробам нефтяной части и 3 по водоносной части. Газы водоносной и нефтяных частей слабо отличаются по содержанию метана и некоторых других компонентам. Пласты АС4-7 Анализы газа выполнены по газовой, нефтяной и водоносной частям пласта. Содержание метана во всех исследованных пробах колеблется от 93 до 97 %. Несколько отличаются газы нефтей по содержанию более тяжелых углеводородов (С3, С4) количество которых по объему составляет от 1 до 3 %, в то время как по газам, отобранным из водоносных пластов и газовой “шапки”, их содержание не превышает 0,5 - 1 %, что характерно для большинства нефтяных залежей. В таблицах 2.5. - 2.6. представлены физические свойства, хим.состав пластовых вод и жидкостей по пластам Федоровского месторождения. Таблица 2.5. Химический состав пластовых вод Федоровского месторождения
Таблица 2.6. Физико-химические свойства и фракционный состав нефти Федоровского месторождения
3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 3.1 Основные проектные решения по разработке Федоровского месторождения Федоровское месторождение находится в промышленной эксплуатации с 1973 г. В период 1973 - 1977 годов разбуривание основного объекта БС10 осуществлялось в пределах наиболее продуктивного пласта Моховой площади, в 1978 - 1980 годах введены в разработку Восточно-Моховая и Федоровская площади пласта БС10. С 1980 года вовлечены в разработку пласты БС10, БС 1-2, АС9. С 1976 года ведутся опытно-промышленные работы на газонефтяных залежах пластов АС4-8; первоначально в пределах отдельных 5-ти точечных элементов, с 1985 года – на основном опытном участке площадной 9 - ти точечной системе размещения скважин, в 1993 г. начато бурение горизонтальных скважин, несколько скважин работают на пластах БС16, ЮС2. Основные положения и показатели: - выделены шесть эксплутационных объектов: АС9, БС1-2, 1Б10, БС10-11, БС15, ЮС2. Для объектов применены следующие системы разработки: - по объекту АС9 –избирательного и законтурного заводнения с размещением скважин по квадратной сетке 400 м х 400 м; - по объекту БС1 – БС2 - блоковой трехрядной системы на Моховой и Федоровской площадях по сетке размещения 600 м х 600 м в зоне отбора, на Северо-Сургутской площади – площадной 9-ти точечной системы; - по объекту БС10-11-блоковой трехрядной системы с уплотнением на Моховой и Федоровской площадях (сетка скважин 600 м х 600 м в зоне отбора) и размещением нагнетательных скважин на не вырабатываемые прослои. На Восточно-Моховой площади ( северная часть)- блочно – квадратной системы замкнутого заводнения (сетка 700 м х 350 м в зоне отбора), на Восточно-Моховой площади (южная часть)-блоковой трехрядной системы (сетка 600 м х 600 м в зоне отбора). - по объекту БС15 – площадной 9-ти точечной системы (сетка 400 м х 400 м); - по объекту ЮС2– площадной 7-ти точечной системы (сетка 500 м х 500 м); Общий проектный фонд скважин - всего 4514, в том числе: - добывающих 2594 - нагнетательных 1618 - резервных 242 - контрольных 48 - разведочных 12 - по объекту АС4-8 - проведение опытно - промышленных работ на Моховой площади с применением площадной 9-ти точечной системы (сетка 400 м х 400 м); Общий проектный фонд скважин - всего 484, в том числе: добывающих 275 нагнетательных 131 газовых 39 контрольных 7 резервных 27 для регулирования 5 Проведение экспериментальных работ в одной ячейке замкнутой системы по раздельному отбору нефти и газа; способ эксплуатации – компрессорный газлифт; давление на устье нагнетательных скважин – 140 кгс/см2; максимально допустимый газовый фактор – 2000 м3/т Первым технологическим документом по Федоровскому месторождению после его открытия в 1971 году является “Обоснование опытно-промышленной эксплуатации первоочередного участка Федоровского месторождения”, выполненное в 1972 г. для пластов БС1 и БС10. Проектные документы составлялись по мере прироста и утверждения запасов нефти. За все время эксплуатации месторождения было составлено 12 проектных документов. В период с 1986 по 1994 г. разработка месторождения осуществлялась согласно “Технологической схеме разработки Федоровского месторождения”, составленной АКР СССР. В настоящее время разработка месторождения осуществляется на основании проектного документа “Технологическая схема разработки Федоровского месторождения”, составленного в 1993 - 1994 гг. СИБНИИНП совместно с Тюменским филиалом СургутНИПИнефти, которая утверждена ЦКР Минтопэнерго РФ. В промышленной эксплуатации находятся залежи пластов АС4-8, БС10. Пласты БС16-18, Ю2 – в опытной эксплуатации. Месторождение находится в стадии падения добычи нефти. Проектный фонд скважин объектов АС9, БС1-2, БС10 – разбурен. Запроектированные системы разработки этих объектов сформированы. Максимальный уровень добычи нефти бал достигнут в 1983 г. и составил 34,3 млн.т. при темпе отбора 7,5 % от начальных и 11,4 % от текущих извлекаемых запасов нефти.[12] 3.2 Фактическое состояние разработки Федоровского месторождения По НГДУ “Федоровскнефть” на 01.12.2005г. добыча нефти с начала разработки составила 613612,079 тыс.т.,жидкости - 1748947,348 тыс.т., воды - 1135335,269 тыс.т., закачка воды с начала разработки - 2101253,180 тыс. т. Добыча нефти за 2005 год составила 9546 тыс.т., жидкости - 95464 тыс.т., воды - 85918 тыс.т, при % воды - 89,9 %, закачка - 101200 тыс.т. Средний дебит 1 скважины по нефти (жидкости) т/сут за декабрь 2005 года составил 8,4 (87,0). Среднедействующий фонд скважин за 2005 год - нефтяных (нагнетательных) - 2634 (1104). Средняя приемистость 1скважины за декабрь 2005 г. составила 294 м3/сут. Текущая компенсация с начала разработки 112,5 %. Количество обводненных скважин на 01.12.2005 - 2293. Состояние разработки пласта БС10 Пласт БС10 является основным объектом разработки, определяющим добычу на месторождении. Он содержит 88 % извлекаемых запасов нефти, вовлеченных на месторождении в промышленную разработку. В плане пласт разделен на четыре площади (Федоровскую, Моховую, Восточно-Моховую север и юг, различающейся системой разработки, сроками ввода и стадии разработки. Эксплуатация пласта начата в 1973 году. Фонд скважин по состоянию на 01.12.2005г. составляет 2637, в том числе добывающих 1351 и нагнетательных 573. С начала разработки из пласта отобрано 386,9 млн.т нефти или 85 % от начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,397 при текущей обводненности продукции 91,3 %. Утвержденный КИН - 0,467. Максимальная добыча нефти 34,3 млн.т была получена в 1983 г. при темпе отбора 7,5 % от начальных и от начальных и 11,5 % от текущих извлекаемых запасов нефти. Пласт БС10 находится в завершающей стадии добычи нефти. В 2005 году из него добыто 4,237 млн.т нефти при темпе отбора от начальных извлекаемых запасов 0.9 %. Фактический средней дебит добывающей скважины по нефти 9 т/сут, по жидкости 103,7 т/сут. Накопленный объем добытой жидкости составил 1048,3 млн.т, объем закаченной в пласт воды 1413,7 млн. м2, текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды 120,4 %, накопленная 115,4 %. С целью улучшения выработки запасов нефти пласта БС10 и увеличение ее добычи проводили уплотнение сетки основного фонда скважин в несколько этапов. Всего по уплотняющим скважинам добыто с начала их эксплуатации 56,1 млн.т нефти или 17 % от накопленной добычи по основному фонду, на одну добывающую уплотняющую скважину отобрано 74 тыс. т. нефти, средний дебит по нефти 8,6 т/сут, по жидкости 29,6 т/сут. Состояние разработки пласта 1БС10 Разработка пласта 1БС10 началась в 1979 г. вводом в эксплуатацию северной части Восточно-Моховой площади, а в 1981 г. - Федоровской и южной части Восточно-Моховой площади. Проектный фонд скважин в пределах рентабельных толщин разбурен. Фонд скважин по состоянию на 10.10.97 г. составляет 391, в т.ч. действующих добывающих 219 и нагнетательных 77. Максимальная добыча нефти 1,6 млн. т. нефти была получена в 1989 г. при темпе отбора 6,3 % от начальных извлекаемых запасов. С начала разработки отобрано 14,8 млн.т. нефти, сто составляет 58,9 % от начальных извлекаемых запасов (НИЗ). Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0,230 при обводненности 70,5 %. Средний дебит по нефти 8,7 т/сут, по жидкости 29,6 т/сут. Состояние разработки пласта БС1 и БС2 Пласты БС1 и БС2 имеют хорошие коллекторские свойства, но сравнительно малые нефтенасышенные толщины 91,9 - 5,3 м). Имеются зоны слияния, пласты в плане перекрываются. Это послужило основанием для их объединения в один объект разработки. По технологическим документам предусматривалась разработка этого объекта трех рядными блоками с расстоянием между эксплутационными скважинами 600 м, нагнетательными - 500 м и расстоянием от нагнетательных скважин до первого ряда - 700 м (S = 37,1 га/скв.). При этом предполагалось углубление скважин до пласта БС10 с последующим возвращением высоко обводненных скважин, в том числе и скважин собственного пласта БС10, на объект БС1-2. В процессе разработки месторождения выявилась невозможность формирования регулярной системы разработки объекта БС1-2. Поэтому было осуществлено возвращение собственных скважин пласта БС1-2 с первой полосы объекта БС10, а на вторых полосах решено пробурить новые скважины на пласт БС1-2, оставив углубленные скважины на объекте БС10. В дальнейшем было принято решение о внедрение на объекте обращенной девятиточечной системы по сетке 600 х 600 м на Северо-Сургутской площади. Объект БС1-2 находится на стадии снижающейся добычи нефти с 1991 года. С начала разработки (1974 г.) отобрано 12, млн. т . нефти (40,7 % НИЗ). Текущий коэффициент извлечения нефти составил 0,211 (утвержденный 0,296) при обводненности 81 %. Отобрано 37,1 млн. т. жидкости, закачено 48,2 млн. м2 воды. Текущий средний дебит добывающей скважины по нефти 6,6 т/сут, по жидкости 34,8 т/сут. Состояние разработки пласта АС9 Объект АС9 введен в разработку в 1980 году на Моховой и в 1981 году на Федоровской площадях по квадратной сетке 400 х 400 м с избирательным законтурным заводнением. Проектный фонд скважин разбурен. В целом по объекту АС9 пробурено 159 скважин, в том числе действующих добывающих 72 и нагнетательных 29. Максимальный отбор нефти 671 тыс. т. был получен в 1987 г. при темпе отбора 9,2 % от начально - извлекаемых запасов. Объект АС9 находится в стадии снижающейся добычи нефти. С начала разработки по объекту отобрано 5,4 млн. т. или 74.1 % от начально - извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0,223 (утвержденный 0,301) при обводненности продукции 90,8 % . В 1996 г. добыто 148 тыс.т. нефти. Средний дебит добывающей скважины по нефти 5,6 т/сут, по жидкости 61,5 т/сут. Жидкости с начала разработки добыто 22,9 млн. т, объем закачки в пласт воды составил 28,7 млн. м3, текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды 116 %, накопленная 119,1 %. Состояние разработки пласта АС4-8 В целом по объекту АС4-8 с начала его разработки отобрано 7,8 млн. т. нефти (01.12.2005г.) Текущий коэффициент нефтеизвлечения от общих балансовых запасов составил 0,012 при текущей обводненности добываемой продукции 85,7 %. В 1996 г. добыча нефти составила 1,3 тыс. т. , жидкости 9,1 тыс. т. Средний дебит добывающей скважины по нефти 13,2 т/сут, по жидкости 92,5 т/сут. В целом по объекту пробурено 633 скважины, в том числе добывающих 363, из них 50 скважин горизонтальных, нагнетательных 109. Состояние разработки пласта БС-16 На объекте БС16 в 1995 г. пробурено пять добывающих скважин. На 01.01.97 г. фонд скважин составляет восемь, в том числе шесть добывающих и одна нагнетательная. Добыча нефти за этот период составила 9,4 тыс. т., из них 7,9 тыс. т. добыто в 1996 г., накопленная добыча жидкости 28,2 тыс.т., 18,7 тыс.т. жидкости добыто в 1996 году. Средний дебит добывающей скважины по нефти 4,5 т/сут, по жидкости 10,7 т/сут, среднегодовая обводненность 57.7 %. Состояние разработки пласта ЮС2 Пласт ЮС2 эксплуатируется пятью скважинами. За весь период эксплуатации (1984 - 1996 гг.) из пласта отобрано 77,1 тыс.т. нефти. 135,1 тыс. т. жидкости. Текущий средний дебит добывающей скважины по нефти 5,4 т/сут., по жидкости 8,3 т/сут. Добывные возможности по пласту не установлены и не определена система разработки.[10,12] 3.3 Фонд скважин Федоровского месторождения По состоянию на 01.12.2005г. эксплуатационный фонд по месторождению составил 2856 скважин, из них добывающих 2509, в том числе действующих -1104, в бездействии 75, в освоении 10. Нагнетательный фонд составил 1028 скважины. Разбуренность месторождения составляет 65,2 % размещенного фонда. Фонд нефтяных скважин на 01.12.2005г. Федоровского месторождения составил. Дающие: всего 2638 В т.ч. фонтан- 39 УЭЦН - 1870 Из них ODI- 129 ШСНУ - 521 Фонтан+УЭЦН- 78 Фонтан+ЭВН- 1 Эксплуатационный: 2617 в консервации- 11 контрольные- 84 ликвидированные- 131 газовые- 6 Нагнетательный фонд: 1028 Под закачкой – 921 Остановленные- 31 Действующие- 76 Бездействующие- 50 Освоение- 10 Водозаборные- 103 ВСЕГО СКВАЖИН: 3645. 3.4 Анализ методов интенсификации нефтедобычи Федоровского месторождения ОАО «Сургутнефтегаз» с целью интенсификации нефтедобычи и увеличения нефтеотдачи пластов применяет физико-химические, химические, механические и гидродинамические методы. В 2005 году с целью интенсификации добычи нефти и увеличения приёмистости нагнетательных скважин проведено 936 обработок химическими реагентами, в том числе 283 - на добывающих и 653 - на нагнетательных скважинах. Силами СУХТП за год выполнено 433 скважино/операции, в том числе ОПЗ - 387;закачка V ПАВ – (VПАВ + растворитель) - 15, ВУС-13, ЭПС –18. При КРС проведено 503 скв/операций, из них на добывающих скважинах 283; на нагнетательных - 220 операций. Технологическая эффективность от ОПЗ составляет 1610,107 тыс.тонн. Эффективность от перфорационных методов – 982,331 тыс.тонн. За счет физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов добыто 595,908 тыс.тонн. Технологическая эффективность от гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов составила за 2005 год 5236,19 тыс.тонн нефти, в т.ч. за счет вовлечения «недренируемых» запасов нефти - 194,3 тыс.тонн, площадное и барьерное заводнение – 1289,4 тыс.тонн, с применением горизонтальных скважин – 3752,49 тыс.тонн . 3.5 Осложнения при эксплуатации скважин В ходе разработки Фёдоровского месторождения характерными осложнениями при эксплуатации фонда скважин являются асфальто-смоло-парафинистые отложения (АСПО) в стволах скважин, а так же песчаные пробки. Эти осложнения приводят к полному или частичному перекрытию проходного отверстия лифтовых труб, что ведет к уменьшению дебита добывающих скважин, или приёмистости нагнетательных. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||