Мамонтовское месторождение способ добычи нефти

Мамонтовское месторождение нефти и газа: расположение, история и особенности

Мамонтовское месторождение эксплуатируется в промышленном объеме с весны 1970 года. Главный продуктивный горизонт содержит около 80 процентов нефтяных запасов. Горизонты с малой продуктивностью имеют сложное строение и широкие водонефтяные участки. Их освоение планируется после разработки основного пласта. Месторождение разбуривается по трехрядной системе и относится к виду падающих добыч нефти.

Где находится Мамонтовское месторождение?

В административном плане месторождение находится в Нефтеюганском регионе Ханты-Мансийского автономного округа (Тюменская область). Географически бассейн относится к водоразделу Большого и Малого Балыка (реки). По геоморфологии он представляет собой пологую слабо расчлененную равнину. Основные реки сопровождаются большим количеством притоков, большую площадь занимают заболоченные территории.

Значительные массивы междуречья покрыты смешанными лесами с преобладанием хвойных пород. Климатические условия региона – резко континентального типа. Зимой температура достигает –50 градусов, летом поднимается до +35.

Исторические факты

Мамонтовское месторождение открыто в 1965 году (разработки начались в 1970-м) относится к крупнейшим месторождениям в Западной Сибири. По показателям максимальной добычи нефти оно занимает второе место после Самотлора . За время эксплуатации из недр извлечено в четыре раза больше нефти, чем в Варьеганском, Талинском , Суторминском и Лянторском бассейнах вместе взятых.

История освоения Мамонтовского месторождения определяется стратегически правильно проводящимися разработками. Главная направленность – постоянное совершенствование системы добычи , начиная от конструкций малой интенсивности, с целью оптимального извлечения всех запасов и стабилизации выработок нефти.

По сравнению с остальными месторождениями Западной Сибири, на Мамонтовских горизонтах добыча превысила показатели почти вдвое, составив 70 процентов. По величине усредненного дебита нефти оно превосходит все остальные бассейны (26 тонн в сутки по состоянию на 1990 год).

Особенности конструкций скважин

Конструктивно скважины Мамонтовского нефтяного месторождения представляют собой типичную для Западной Сибири конфигурацию. Их особенности зависят от предполагаемых геологических условий разбуриваемых территорий, глубины залегания сырьевой массы, субъективных параметров пластов, которые подлежат обработке. Используемая конструкция должна гарантировать стабильную охрану недр, возможность применения конкретного вида бурения, обеспечивать запланированные скоростные показатели проходки и проведения научных, исследовательских работ в открытом либо обсаженном стволе.

Чтобы предотвратить размыв устья скважины и обеспечить устойчивое крепление верхнего интервала, спускают направление на глубину 30 метров (диаметр – 323,9 м). Элемент цементируется до устья. Также вглубь до 680 метров спускается специальный кондуктор диаметром 245 мм, который цементируется до устья. Он служит для усиления верхних неустойчивых разрезных интервалов, предохранения водоносных горизонтов от загрязнения. Кроме того, при его помощи проводится монтаж противовыбросовых приспособлений, а также подвеска обсадной колоны. Она, в свою очередь, спускается на глубину до 2,67 км, имеет диаметр 146 мм, также цементируется до устья.

Начало эксплуатационного бурения

Первые пробные попытки разработок Мамонтовского месторождения начались летом 1968 года. Эксплуатационное бурение пустили согласно технологической схеме, разработанной ВНИИ (1967 год) . Согласно этой документации, в разработку должен вводиться один горизонт БС 10 . Параллельно планировалось разрабатывать АС 4 и АС 5 , а пласт БС 8 рассматривался в качестве возвратного объекта. Первыми были введены в эксплуатации пять добывающих скважин.

Через два месяца после их ввода началось заводнение на Мамонтовском месторождении, основной задачей которого стало поддержание давления в выработанных пластах. Все скважины функционируют по принципу фонтана.

С 1978 года в действие вступает проект АС 4 -5-6 , предполагающий активную разработку пластов А4 и А5. Документация по разработке пластов составлена СибНИИНП . Это же учреждение в 1981 году разрабатывает технологическую схему для пласта БС 8 . В итоге выделяется шесть автономных разрабатывающих объектов.

Развитие

Для Мамонтовского месторождение нефти и газа характерны высокие скорости разбуривания. В первой половине 80-х годов минувшего столетия эксплуатационное бурение охватило свыше миллиона погонных метров. Кроме того, каждый год в эксплуатацию вводится до 400 новых скважин. Средний дебит разработки с безводной продукцией составляет до 117 тонн нефти с одной скважины.

Уже в первый год эксплуатации Мамонтовского месторождения нефти работают 42 нефтяных и 6 нагнетательных скважин. Показатель добытого « черного золота» составляет более 485 тысяч тонн в год при закачке 149 тысяч кубометров. В следующие годы показатель добычи продолжает расти. В 1986 году был достигнут максимальный показатель, который составил 35 миллионов 166 тысяч тонн. Параметр темпа отбора в процентном соотношении составил 6,3 % от начальных извлекаемых ресурсов.

Мамонтовское месторождение: нефтегазоносность

Месторождение в 1987 году преодолело пятидесятипроцентную черту обводнения. В связи с этим годовая добыча нефти пошла на убыль. При этом количество добываемой жидкости увеличилось. Еще одним фактором снижения показателей стало сокращение эксплуатационного бурения. К середине 80-х годов 20 века месторождение было фактически разбурено полностью. В дальнейшем работы велись на окраинах бассейна, а также проводились работы по уплотнению сетки скважин. Месторождение стало остро нуждаться в разработке новой проектной документации , с составлением которой особо не торопился СибНИИП .

Дальнейшая история

Объемы жидкости и ее добыча продолжали увеличиваться до 1990 года. Максимальный уровень добычи составил 92 миллиона 887 тысяч тонн. Тот же год ознаменовался наличием максимального действующего фонда нефтяных вышек. Затем, по причине роста бездействующих скважин, наблюдается падение объема воды. С 1990 года по 1995 темп падения действующего фонда составил свыше 6 процентов. Как результат, сокращение добычи жидкости повлекло уменьшение добычи нефти.

Максимальный показатель уровня закачки наблюдался также в 1990 году. Он составил более 119 миллионов кубометров воды при обслуживании 943 нагнетательных скважин. В течение 1995 года было добыто более 8,5 миллиона тонн нефти. Годовой темп отбора составил порядка 1,5 процента от начальных, а аналогичный показатель по отбору от текущих запасов варьировался в диапазоне 6 процентов. При содержании воды в продукции более 80 процентов усредненный показатель дебита одной скважины – 13,7 тонны нефти в сутки. В том же году эксплуатационным бурением пройдено чуть более 34 тысяч метров горных пород.

Итоговый анализ

Применение на Мамонтовском месторождении соляннокислотной обработки и заводнения стало одним из решающих факторов, гарантирующих активное развитие и достижение высоких показателей добычи в регионе с обеспечением благоприятных экономических данных.

На разрабатываемых участках повсеместно применяются модели внутриконтурного заводнения, представляющего собой разрезание залежей на различные по ширине полосы. Кроме того, проводятся опытные промышленные исследования и работы, направленные на использование блочно-квадратного заводнения. На некоторых месторождениях успешно используются барьерные системы, подходящие для участков с обширными подгазовыми зонами.

Стоит отметить, что разработка месторождений Западной Сибири, осуществляемая более 30 лет, позволила провести огромный объем работ не только по освоению добычи нефти, но и по внедрению эффективных систем заводнения, позволяющих рационально использовать имеющиеся ресурсы. В этом ключе стоит отметить Мамонтовское месторождение, которое в лучшие времена выдавало на порядок больше продукции, чем окружающие бассейны, вместе взятые.

Источник

Мамонтовское месторождение

Мамонтовское месторождение — одно из крупнейших месторождений Западной Сибири.

Находится в Сургутском районе Ханты-Мансийского автономного округа.

Относится к Западно-Сибирской провинции.

Расположено в юго-западной части Сургутского и северо-восточной части Нефтеюганского нефтегазоносных районов Среднеобской нефтегазоносной области.

В тектоническом отношении приурочено к структуре III порядка, располагающейся на юго-восточном окончании Пимского вала.

Местность представляет собой заболоченную, слабовсхолмленную равнину.

По кровле верхнеюрских отложений структура представляет собой относительно пологую брахиантиклинальную складку, оконтуренную изогипсой -2390 м, вытянутую в северо-западном направлении.

Ее размеры — 33х4,5 км, амплитуда — 96 м.

Месторождение открыто в 1965 г.

Запасы углеводородов утверждены в ГКЗ РФ в 1999 г. (протокол №541).

Месторождение введено в промышленную эксплуатацию в 1970 г.

Запасы нефти — 1,4 млрд т.

Залежи находятся на глубине 1,9-2,5 км.
Начальный дебит скважин — до 150 т/сут.
Выход легких фракций — 30-40%.

Нефть Мамонтовского месторождения характеризуется следующими свойствами:

удельный вес (плотность) — 0,871-0,885 г/см 3 ,

содержание серы -1,2-1,5%,

содержание парафина — 2,9-3,8,

содержание смол — 7,6-9,1,

содержание асфальтенов — 2,2-3,1%.

Добыча нефти в 2007 г. составила 7,5 млн т.

Для Мамонтовского месторождения характерны высокие скорости разбуривания.

Уже в 1-й год эксплуатации на нем работали 42 нефтяных и 6 нагнетательных скважин.

Оператором месторождения является РН-Юганскнефтегаз.

Источник

XII Международная студенческая научная конференция Студенческий научный форум — 2020

Анализ состояния разработки Мамонтовского месторождения

Мамонтовское месторождение является одним из крупнейших в Западной Сибири. Сложное геологическое строение, большая площадь нефтеносности многопластовость, сосредоточение около половины запасов в водонефтяных зонах и низко проницаемых коллекторах создают необходимость применения особых методов разработки и инновационных технологий.

Для улучшения показателей эксплуатации скважин и состояния разработки месторождения необходимо использование таких инновационных технологий, как: интенсификация добычи нефти обработкой призабойных зон скважин химреагентами; гидравлический разрыв пласта; зарезка второго ствола; бурение горизонтальных скважин; плазменно-импульсное воздействие.

Поисково-разведочное бурение на территории месторождения начато в 1964 г. Открыто Мамонтовское месторождение в 1965 г. В промышленную разработку введено в 1970 г. Это второе после Самотлора месторождение по уровню максимальной добычи нефти — 35,2 млн.т. В административном отношении месторождение расположено в Нефтеюганском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области (рисунок 1).

Рисунок 1.
Обзорная карта месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз»

Общая площадь месторождения составляет около 1000 км 2 .Запасы УВ утверждены в ГКЗ РФ в 1999 г. Запасы нефти 1,4 млрд т. Залежи на глубине 1,0-2,5 км. Начальный дебит скважин до 150 т/сут. Выход легких фракций – 30-40%.

По состоянию на 05.02.2015 в промышленной разработке находятся 7 основных эксплуатационных объектов: АС₄ (с 1971 года), АС_5-6 (с 1974 года), БС₈ (с 1979 года), БС₁₀ (с 1970 года), БС₁₁ (с 1975 года).

Нефть Мамонтовского месторождения характеризуется следующими свойствами: удельный вес (плотность) — 0,871-0,885 г/см 3 , содержание серы — 1,2-1,5 %, парафина — 2,9-3,8, смол — 7,6-9,1, асфальтенов — 2,2-3,1 % (таблица1).

Физико-химические свойства пластовой нефти

Рабочий газовый фактор при условиях сепарации м 3 /т

Плотность нефтиг/см 3

Вязкость нефти сП

Температура насыщения парафином ℃

Мамонтовское месторождение находится в начале 4 стадии разработки, для которой характерно стабилизация снижения добычи жидкости, среднего дебита скважин, сокращение действующего добывающего фонда скважин. В истории разработки месторождения выделяется четыре стадии: 1 – рос добычи нефти (1970-1985 гг.); 2 – максимальная добыча нефти (1985-1987 гг.); 3 – падающая добыча нефти (с 1987г.); 4 – стабилизация падения добычи нефти (с 1994 г.). Основные показатели добычи по стадиям разработки месторождения отображены в таблице (таблица 2).

Основные показатели добычи нефти по стадиям.

Всего на 1.01.2015г.

Продолжительность стадии, лет

Накопленные показатели за стадию

Добыча нефти (млн.т.)

Добыча жидкости (млн.т.)

Показатели к концу стадии

Дебит Скважин нефти т/сут

Дебит скважин жидкости т/сут

Нефтеизвлечение доли ед.

На конец 2012 г. динамика фактических показателей с начала разработки показана на рисунке (рисунок 2).

Д
инамика добычи нефти и жидкости на Мамонтовском месторождении

Для всех рассматриваемых участков характерна неравномерная выработка запасов по площади, в значительной степени связанная с неравномерностью выработки по разрезу, что является следствием высокой послойной неоднородности коллекторов. В этих условиях применение технологий повышения интенсификации, позволяет существенно повысить эффективность разработки. При этом достигается: стабилизация текущей добычи нефти за счет стабилизации или снижения обводненности; повышение конечного коэффициента нефтеотдачи в пределах охваченного воздействием участка; увеличение доли рентабельного фонда скважин за счет снижения обводненности.

В процессе эксплуатации дебит нефтяных и газовых скважин Мамонтовского месторождения со временем падает, а поглотительная способность нагнетательных скважин уменьшается. Ухудшение коллекторских свойств продуктивного пласта может наступить вследствие набухания глин, выпадения в осадок различных солей из пластовых вод, отложения парафинов и продуктов коррозии в фильтровой части ствола скважины образования стойких эмульсий.

Один из путей решения этих задач – внедрение в практику разработки месторождения эффективных методов воздействия на призабойную зону скважин.

Главной причиной снижения дебитов скважин является ухудшение фильтрационных свойств призабойной зоны, вызванное её загрязнением (кольматацией).

Ухудшение свойств ПЗС вызвано: снижением проницаемости при увеличении эффективного напряжения; снижением фазовой проницаемости по жидкости (нефти) при снижении забойного давления ниже давления насыщения пластовой нефти газом; снижением фазовых проницаемостей по нефти в зависимости от водонасыщенности пласта при разработке месторождений; выпадением и отложение смоло-парафиновых составляющих нефти или солей из попутно-добываемой воды при изменении термобарических условий.

Для того чтобы облегчить условия притока применяют методы искусственного воздействия на пласт с целью повышения проницаемости призабойной зоны пласта. Для повышения дебита скважины достаточно удалить со стенок фильтра и поверхности вскрытой части пласта отложения смол и глинистых частиц.

Наиболее распространенные методы интенсификации добычи также представлены в таблице (таблица 3).

Методы увеличения интенсификации притока

Дополнительная добыча нефти, тыс. т

Бурение дополнительных стволов

Глубокие обработки призабойной зоны

Причины применения методов интенсификации – увеличение дебита скважин, уменьшение срока разработки месторождения без существенных потерь в нефтеотдаче и т.п.

Сущность гидравлического разрыва пласта состоит в том, что посредством закачки жидкости при высоком давлении происходит раскрытие естественных или образование искусственных трещин в продуктивном пласте и при дальнейшей закачке песчанно-жидкостной смеси или кислотного раствора происходит расклинивание образованных трещин с сохранением их высокой пропускной способности после окончания процесса и снятия избыточного давления.

При производстве ГРП должны быть решены следующие задачи: 1) создание трещины путем закачки специально подобранной жидкости ГРП; 2) удержание трещины в раскрытом состоянии путем добавления в жидкость гидроразрыва проппанта с зернами определенного размера и определенной прочности; 3) удаление жидкости разрыва для восстановления высоких фильтрационных характеристик призабойной зоны скважины; 4) повышение продуктивности пласта.

Наиболее широкое распространение получил локальный гидроразрыв как эффективное средство воздействия на призабойную зону скважин. Бывает достаточным создание трещин длиной 10-20 м с закачкой десятков кубических метров жидкости и единиц тонн проппанта. В этом случае дебит скважин увеличивается в 2-3 раза.

Проведение гидроразрыва с образованием протяженных трещин приводит к увеличению не только проницаемости призабойной зоны, но и охвата пласта воздействием, вовлечению в разработку дополнительных запасов нефти и повышению нефтеизвлечения в целом. При этом возможно снижение текущей обводненности добываемой продукции.

Наряду с этим применяется селективный гидроразрыв, позволяющий вовлечь в разработку и повысить продуктивность низкопроницаемых слоев.

Плазменно-импульсная технология (ПИТ) воздействия на пластовую систему относится к физическим методам увеличения нефтеотдачи. Отличительной особенностью данной технологии является то, что для ее применения нет необходимости специально останавливать скважину, поскольку она может применяться, например, при плановом капитальном ремонте или при смене насоса. Технология ПИТ основана на электрическом разряде высоковольтного источника в жидкости скважинным генератором с широким спектром частот. После вторичного вскрытия и длительной эксплуатации перфорационные каналы, так же как и призабойная зона, подвержены кольматации твердой, жидкой, дисперсной, газообразной фазой. Ударная волна при воздействии ПИТ по своей структуре, длительности и характеру существенно отличается от ударных волн, инициируемых традиционными методами. Образовавшаяся за несколько микросекунд, она декольматирует перфорационные каналы и, проникая в призабойную зону скважины, возмущает пластовую систему.

Принцип действия генератора заключается в преобразовании энергии металлической плазмы в импульсное давление в жидкости для очистки призабойной зоны скважины.

Генератор плазмы – трубка толщиной 102 миллиметра и длиной 4 метра (рисунок 3). Внутри нее аккумуляторы и система конденсаторов, которая накапливает энергию. На рабочем конце – разрядник с небольшой бобиной калиброванной проволоки из специального сплава. Генератор опускается в скважину, продолжая питаться и управляться по проводу с поверхности. При разряде за 55 микросекунд вся энергия поступает на проволоку, которая испаряется в металлическую плазму.

О
бщий вид прибора ПИТ

После разряда формируется газовый пузырь, характеризующийся рядом затухающих пульсаций. Заданное количество импульсов повторяется в одной точке через равные промежутки времени. Первые импульсы чистят перфорацию, удаляя кольматант, что является основной задачей при обработке горизонтальных скважин. Если требуется, воздействие в заданной точке может продолжиться, и последующие импульсы будут распространяться по пласту, вызывая эффект акустической кавитации, в результате чего увеличивается проницаемость призабойной зоны.

Опыт применения ПИТ показывает, что даже в скважинах месторождений с трудноизвлекаемыми запасами углеводородов можно получить многомесячный эффект повышения дебита по нефти и снижения содержания воды в добываемом флюиде.

Совершенствование систем разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. Бадьянов В.А., Батурин Ю.Е., Ефремов Е.П., Пономарева И.А., Праведников Н.К. Свердловск, Средне-Уральское книжное издательство, 1975г. – стр.85

Ф.И. Даутов, М.М. Закиров, В.П. Толстов Прогнозирование динамики нарушений обсадных колонн скважин с катодной защитой// Тр. ТатНИПИнефть.- 1975.- Вып. XXXII- Бугульма, 1975 г.

Гавура В.Е. «Геология и разработка нефтяных и газонефтяных месторождений» — М.:ВНИИОЭНГ, 1995 г., стр. 102-105.

Александровская Н.Д. и др. «Нефтяная промышленность. Приоритеты научно-технического развития» — М.: Недра, 1996г. – стр.46

Кудряшов С.И., Левин Ю.А., Маркелов В.Д., Перельман О.М., ПещеренкоС.Н.,Рабинович А.И., Слепченко С.Д. Надежность погружного оборудования в осложненных условиях месторождений ОАО «Юганскнефтегаз» // Технологии ТЭК. 2014. №5. С. 54-59.

Источник