Анализ состояния разработки Мамонтовского месторождения

Министерство науки, высшей школы  и технической политики Российской Федерации

 

 

Российский государственный  университет

нефти и газа им. И.М. Губкина

 

Факультет «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

 

Кафедра «Разработка нефтяных месторождений»

 

Специальность___________________

 

 

 

 

 

 

 

 

Курсовой проект

на тему

 

 

«Анализ состояния  разработки Мамонтовского месторождения»

 

 

 

 

 

 

 

 

  Выполнил студент гр. РН-95-10

 

 

   Проверил ______________________________________

 

 

 

 

 

^{Москва 2000 г.}

С о  д е р ж а н и е :

 

 

ВСТУПЛЕНИЕ........................................... 3

 

1. ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА РАБОТ....................... 4

 

2. ИСТОРИЯ ОСВОЕНИЯ РАЙОНА РАБОТ..................... 6

 

3. КОНСТРУКТИВНЫЕ ОСОБЕННОСТИ СКВАЖИН................ 8

4.  АНАЛИЗ РЕАЛИЗАЦИИ ПРИНЯТЫХ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ

С ЗАВОДНЕНИЕМ  НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ...12

 

5. СОСТОЯНИЕ НАГНЕТАТЕЛЬНОГО ФОНДА НГДУ

      «МАМОНТОВНЕФТЬ» .................................. 14

 

6. ДИНАМИКА ЭКСПЛУАТАЦИОННОГО  ФОНДА 

   НГДУ «МАМОНТОВНЕФТЬ» ............................. 15

 

 

 

1. ТЕХНИКА КИСЛОТНЫХ ОБРАБОТОК  13

 

2. РАСЧЁТ ОБРАБОТКИ ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ СОЛЯНОЙ

КИСЛОТОЙ ...................................... 20

 

3. ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ АГРЕГАТОВ 

ДЛЯ ПРОВЕДЕНИЯ СКО ............................ 25

 

СПИСОК  ЛИТЕРАТУРЫ ................................ 26

 

 

 

 

 

 

 

 

ВСТУПЛЕНИЕ

 

В 1990-1996 гг. снижение добычи нефти в  России составило 40% , а добычи газа – всего 7%. Наряду с многочисленными  негативными факторами на уменьшение добычи нефти повлияло падение прироста запасов (до 7 раз), ухудшение коллекторских свойств продуктивных отложений, качественного состава насыщающих их флюидов, крайне неудовлетворительная структура запасов нефти, в которой доля трудноизвлекаемых нефтей составляет более 65% и имеет тенденцию к дальнейшему росту. На добычу нефти влияет высокая обводнённость продуктивных объектов на старых месторождениях. На многих объектах этот показатель достигает 95-98%, а по всем разрабатываемым месторождениям страны изменяется от 70 до 80%.

В таких условиях с целью максимального извлечения нефти на нефтепромыслах более 80% добычи осуществляется с использованием существующих методов воздействия на пласты и традиционных технологий. Несмотря на это, средний проектный коэффициент нефтеизвлечения (КИН) не превышает 40%. При разработке трудноизвлекаемых запасов (ТИЗ) КИН значительно ниже и в соответствии с работой [1] для разрабатываемых низкопроницаемых пластов составляет 10-35%, остаточных запасов обводнённых зон 0-10%, высоковязких нефтей 5-25%. При этом, как отмечается в работе [2], основной объём ТИЗ (69%)относится к низкопроницаемым объектам, а в категории запасов А+В+С,их доля возросла от 36,8% в 1980 г. до 51% в 1996 г. Такие изменения сопровождаются снижением не только КИН,но и средних дебитов добывающих скважин: с 27 т/сут. в 1980 г. до 3,18 т/сут. в 1995 г. [2].

 

 

 

 

 

 

 

1. ХАРАКТЕРИСТИКА РАЙОНА РАБОТ

 

В административном отношении Мамонтовское месторождение расположено в  Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского  автономного округа Тюменской области.

Географически район Мамонтовского месторождения относится к водоразделу рек Большой и Малый Балык. В геоморфологическом отношении представляет собой слабо расчлененную пологую равнину, Абсолютные отметки рельефа над уровнем моря изменяются от +80 м на водоразделах, до +30 м в долинах рек. Основные реки имеют большое количество малых притоков, значительную площадь занимают заболоченные труднопроходимые, местами совсем непроходимые, участки.

Обширные пространства в междуречье покрыты лесом смешанного типа со значительным преобладанием хвойных деревьев (сосна, кедр, лиственница). Климат района резко континентальный с жарким коротким летом (до +35 ⁰С в июле ) и продолжительной холодной зимой (до -50 ⁰С в январе).

Для гидрографической системы рек  и озёр характерно растянутое во времени  весенне-летнее половодье и относительно низкий осенний уровень. Реки судоходны в небольшой период май - июль. Ледостав начинается в конце октября, ледоход - в первой половине мая. Толщина льда зимой на реках 10-50 см, на озёрах и таёжных протоках 40-80 см. Толщина снегового покрова на луговых и пойменных участках достигает 1 м, в лесу 1,5 м. Максимальная глубина промерзания грунта на оголённых от снега участках 1,7м, на заснеженных 0,5-1,2 м. Время полного оттаивания грунта - первая декада июня.

Коренное население состоит из хантов, манси и русских. Основное их занятие - охота, рыболовство, звероводство и сельское хозяйство.

В последнее время большими темпами, кроме нефтедобывающей отрасли, развиваются энергетическая, строительная, лесная, лесоперерабатывающая, планируется развитие лёгкой промышленности.

Ближайшим от месторождения наиболее крупным населённым пунктом является г. Нефтеюганск (100 тысяч жителей) с  речным портом и аэродромом, принимающим  все виды современных самолётов. Железная дорога в 50 км от города (ст. Островная).

В непосредственной близости от месторождения  расположен посёлок городского типа Мамонтово и город Пыть-Ях.

Населённые пункты связаны между  собой и месторождением дорогами с асфальтобетонным и грунтово-лежнёвым покрытием. Из-за сильной заболоченности дорожная сеть развита слабо.

Перевозка грузов осуществляется автомобильным, водным и воздушным видами транспорта, а также по железной дороге.

Вблизи месторождения проходит газопровод  Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровод  Нижневартовск - Усть-Балык - Омск.

Источником электроснабжения района является объединенная энергосистема  Урала, в которую входят Сургутская ГРЭС - 1 и 2 и Тюменская ТЭЦ - 1,2.

Энергоснабжение месторождения осуществляется от подстанций «Пыть-Ях», «Мамонтово», «Лунная», «Очимкинская», «МГКС», «КНС - 18», и далее по ВЛ - 37 кв. на промысловые подстанции. Посёлок Мамонтово запитан от ПС - 35/6 кв. мощностью 8 МВА.

Месторождение и посёлок Мамонтово  отапливается стационарными котельными. Для нужд бурения применяются  передвижные котельные с котлами типа ПКН - 2. В качестве топлива используется сырая нефть.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2. ИСТОРИЯ ОСВОЕНИЯ РАЙОНА РАБОТ 

 

Мамонтовское нефтяное месторождение, открытое в 1965 году и разрабатываемое  с 1970 года, является одним из крупнейших месторождений Западной Сибири. Это второе после Самотлора месторождение по уровню максимальной добычи нефти - 35,2 млн.т (1986 г.). По этому показателю Мамонтовское месторождение превосходит Варьеганское в 1,9 раз, Талинское - в 2,6 раза, Суторминское - в 3,1 раза, Лянторское - 3,4 раза. За период эксплуатации из недр Мамонтовского месторождения извлечено нефти больше, чем из указанных выше 4 месторождений, вместе взятых.

История освоения Мамонтовского месторождения  характеризуется правильной стратегией разработки. Основная направленность - непрерывное совершенствование системы разработки, начиная от малоинтенсивных систем, с целью максимального извлечения  всех запасов и стабилизации добычи нефти.

Для сравнения укажем, что в 1990 г. по крупнейшим месторождениям Западной Сибири добыча нефти по сравнению с их максимальным уровнем составляла: по Самотлору - 41%, Федоровскому - 48 %, Варьеганскому - 36 %, Мамонтовскому 70% при сопоставимом показателе отбора извлекаемых запасов нефти.

По величине среднего дебита нефти (26 т/сут) Мамонтовское месторождение превосходит в 1990 г. все остальные крупнейшие месторождения, включая Самотлор.

Мамонтовское месторождение введено  в разработку в 1970 г. на основании  технологической схемы, составленной  ВНИИ. Основными принципами его разработки на первом этапе было:                                                    

• выделение для разбуривания одного (базисного) горизонта Б₁₀. Все остальные пласты отнесены к возвратным;            
• применение редкой сетки скважин 750*750 м (56 га/скв);      
• система разработки блоковая трехрядная. Ширина блока 3,3 км, расстояние от нагнетательного ряда до первого добывающего 900 м, расстояние между нагнетательными скважинами в ряду 600 м;                                           
• на одну добывающую скважину приходились очень большие удельные извлекаемые запасы нефти - более 0,5 млн. т/скв.

    По техсхеме ВНИИ предполагалось  пробурить 775 скважин и обеспечить  уровень добычи нефти 1З,8 млн.  т.                

       Указанный подход, предусматривающий применение на первом этапе редкой сетки, большой ширины блока и умеренно активной системы заводнения, заложил прочные основы для длительной планомерной работы геологической службы НГДУ «Мамонтовнефть», объединения «Юганскнефтегаз» и СибНИИНП по поиску и внедрению наиболее  адаптированной к геологическим условиям системы разработки, Этот подход выгодно отличается от примененного позже неоправданного  стремления разбурить сложные рискованные месторождения (типа Суторминского, Орехово-Ермаковского) сразу плотными сетками с максимальным выделением числа самостоятельных объектов разработки.

В процессе эксплуатации месторождения  неоднократно пересматривались как  запасы нефти, так и проектные  решения по разработке эксплуатационных объектов.

Первоначально запасы нефти Мамонтовского месторождения были утверждены ГКЗ СССР  26 августа 1967 года (протокол № 5213). Следующий подсчёт запасов нефти Мамонтовского месторождения был произведён в 1979 году. Представленные в документе запасы нефти были рассмотрены и утверждены ГКЗ СССР  26 октября 1980 года (протокол № 8609).

В настоящее время Мамонтовское месторождение разрабатывается  в соответствии с технологической  схемой, составленной СибНИИНП и утверждённой ЦКР СССР в 1983 году (протокол № 1024 от 18 мая) и дополнительной запиской к данной технологической схеме по уточнению проектных решений по горизонту БС_10ТСП , утверждённой ЦКР Главтюменьнефтегаза (протокол № 8 от 20.02.87 г.).

В 1990 году ЦКР Главтюменьнефтегаза  рассмотрела разработку СибНИИНП по уточнению проектных показателей разработки и по вопросу бурения дополнительных уплотняющих скважин на Мамонтовском месторождении (протокол №161 от 13.04.90 г.), и рекомендовала выполнить переоценку запасов нефти по Мамонтовскому месторождению и на базе уточненных запасов нефти составить проект разработки.

3. КОНСТРУКТИВНЫЕ  ОСОБЕННОСТИ СКВАЖИН

Конструкция скважин на Мамонтовском месторождении является типичной для  Западно-Сибирского региона. Конструкция  скважины принимается в зависимости  от ожидаемых геологических условий разбуриваемых участков месторождения, глубины залегания продуктивных отложений, а также продуктивных характеристик пластов подлежащих вскрытию. Кроме того, выбранная конструкция должна обеспечивать надежную охрану недр, возможность применения выбранного способа бурения, возможность достижения запланированных скоростей проходки и проведения намеченных промыслово-исследовательских работ как в открытом стволе, так и в обсаженной скважине.

 

Для крепления верхнего интервала, сложенного неустойчивыми четвертичными отложениями, для предотвращения размыва устья скважины спускается направление глубиной 30 метров и диаметром 323,9 мм. Направление цементируется до устья.

Для крепления верхних неустойчивых интервалов разреза, изоляции водоносных горизонтов от загрязнения, для установки на устье противовыбросового оборудования, а также для подвески обсадной колонны в скважину спускают кондуктор на глубину до 680 метров и диаметром 245 мм. Кондуктор цементируется до устья.

Эксплуатационная колонна  спускается до забоя скважины до глубины 2670 метров, диаметр колонны 146 мм. Заливается цементом до устья.

 

 

 

 

 

4. АНАЛИЗ РЕАЛИЗАЦИИ  ПРИНЯТЫХ СИСТЕМ РАЗРАБОТКИ 

С ЗАВОДНЕНИЕМ  НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

Применение заводнения при разработке месторождений Западной Сибири стало одним из решающих условий, обеспечивающих быстрое развитие и достижение высокого уровня добычи в этом регионе при достаточно благоприятных экономических показателях.

На разрабатываемых месторождениях широко применяются модификации внутриконтурного заводнения — разрезание залежей на полосы разной ширины, площадное, избирательное. На Федоровском, Холмогорском, Мамонтовском и других месторождениях проводятся опытно-промышленные работы по применению блочно-квадратного заводнения, предложенного СибНИИНП. В связи с освоением крупных газонефтяных залежей с обширными подгазовыми зонами успешно внедрены системы барьерного и двустороннего барьерного заводнения на Самотлорском, Варьеганском, Быстринском и Яунлорском месторождениях, площадного — на Лянторском месторождении.