Тавдинская свита сложена глинами зеленовато-серыми, зелеными, голубовато-серыми, вязкими, жирными с линзами и присыпками тонкозернистого кварцевого песка, включениями сидерита, известняка. Толщина свиты 130-150 метров.
Атлымская свита представлена песками светло-серыми почти белыми, преимущественно кварцевыми, мелкозернистыми, с прослоями глин буровато-серых, алевритистых и прослоями бурых углей. Толщина свиты 90-100 метров.
Новомихайловская свита приурочена к олигоцену, представлена чередованием глин буровато-серых, песков и алевролитов серых, светло-серых с прослоями бурых углей. Толщина свиты 75-80 метров.
Туртасская свита завершает разрез третичных осадков породы свиты, представлены глинами зеленовато-серыми, плотными с прослоями песка и алеврита, с включениями углистых остатков. Толщина осадков 30-35 метров.
Четвертичная система.
На размытой поверхности палеогеновых образований залегают отложения четвертичной системы, представленные в основном песками серыми, зеленовато-серыми с прослоями алевритистых глин. Выше залегают озерно-аллювиальные глины серые, коричневато-серые, морские глины с валунами, гальками и гравием, озерно-ледниковые образования. Современные осадки представлены пойменным аллювием и покровными отложениями. Общая толщина четвертичных отложений составляет около 100 метров.
Нефтегазоносность Лянторского месторождения связана с отложениями нижнего мела и средней юры.
В подсчете 1984 г. запасы оценивались по пяти объектам - АС9, АС10, АС11, БС81, БС82 [1]. В процессе доразведки были установлены залежи в трех пластах ачимовской пачки нижнего мела и пласте ЮС2 средней юры.
Таким образом, в разрезе Лянторского месторождения были выделены следующие залежи нефти: газонефтяные - в пластах АС9, АС10, АС11, нефтяные - в пластах БС81, БС82, БС16-17, БС18, БС19-20, ЮС2.
По признаку преобладания газо- и нефтенасыщенных частей основных продуктивных пластов АС9-11 Лянторское месторождение является нефтегазовым, по геологическому строению - сложнопостроенным.
На 1.10.2008 года фонд добывающих скважин по обьекту составил 3291 действующих скважин (16 фонтанных и 3275 насосных) и 236 бездействующих. Почти весь фонд работает насосным способом (99,5%), в основном электроцентробежными насосами (95,6%).
Фонд нагнетательных составил 1348 скважин , в том числе 1224 действующих (90,8%), 123 бездействующих и 1 скважина в освоении
Основной причиной бездействия добывающих скважин является остановка скважин из-за высокой обводненности
По состоянию на 1.01.2008 г. Накопленная добыча составила нефти и газового конденсата составилы 203,2 млн.т., в т.ч. нефти – 6648 тыс. т, 133,8 млн.т. жидкости (проект – 121,3 млн.т), обводненность продукции составила 95%(прокт – 94,6)
2.1 Анализ технологических режимов и условий эксплуатации добывающих скважин
На 1 января 2008 года эксплуатационный фонд НГДУ "Лянторнефть" составил 3696 скважин, в том числе 3619 скважин – Лянторское месторождение, 77 скважин – Маслиховское. Добычу нефти осуществляли 7 цехов по добыче нефти и газа на Лянторском и Ларкинском , 1 на Маслиховском , Санинском , Назаргалеевском и один участок по добыче нефти и газа на Западно-Камынском и Северо-Селияровском месторождениях. За 2008 год добыто 8479,385 тыс.т нефти, что на 13,231 тыс.т больше задания, и на 328,385 тыс.т больше гос. заказа. Эксплуатация осуществлялась преимущественно механизированным способом: электроцентробежными насосами – 85,98% (3178 скважин), штанговыми глубинными насосами – 7,90% (292 скважин), фонтанным способом – 6,11% (226 скважин).
Неработающий фонд сократился на 79 скважин и составил на 1.01.2008 год 417 скважин. Средний дебит одной скважины по жидкости составил 65,1 т/сут, по нефти 7,2 т/сут, в 2002 году был 56,2 т/сут и 7,4 т/сут соответственно. Обводненность по Лянторскому месторождению выросла на 1,82% и составила 89,0%. Фонд скважин с обводнённостью более 90% увеличился на 360 скважин и составил 2005 против 1645 на 1.01.2008 г.
Фонд нагнетательных скважин составил 1219 скважин, в том числе эксплуатационный фонд – 1038 скважины, неработающий фонд – 181 скважин.
Динамика изменения действующего фонда и фонда добывающих скважин показана в табл. 3.1.
Таблица 3.1 Динамика изменения действующего фонда и фонда добывающих скважин за 2005 –2008 гг.
| № п/п | Год | Фонд добывающих скважин | Средне действующий фонд | В % к добывающему фонду |
| 1 | 2005 | 3576 | 2990 | 83,6 |
| 2 | 2006 | 3606 | 3065 | 84,9 |
| 3 | 2007 | 3646 | 3245 | 89,0 |
| 4 | 2008 | 3696 | 3389 | 91,7 |
За последние годы, как видно из приведенной таблицы, произошло увеличение среднедействующего фонда и фонда добывающих скважин. За 4 года (2005 – 2008 гг.) среднедействующий фонд увеличился на 399 скважин. Фонд добывающих скважин увеличился на 120 скважин.
По сравнению с 2007 годом среднедействующий фонд скважин увеличился на 144 скважин и составил 3389 скважин (91,7% добывающего фонда). Фонд добывающих скважин увеличился на 50 и составил 3696 скважин.
Динамика показателей использования эксплуатационного фонда приведена в таблице 3.2.
Таблица 3.2. Динамика показателей использования эксплуатационного фонда
| Год | Коэффициент эксплуатации | Коэффициент использования | МРП |
| 2005 | 0,946 | 0,756 | 411 |
| 2006 | 0,956 | 0,817 | 427 |
| 2007 | 0,96 | 0,855 | 444 |
| 2008 | 0,965 | 0,878 | 466 |
Как видно из приведенной таблицы за последние годы произошло увеличение показателей использования эксплуатационного фонда. За 4 года (2005 – 2008 гг.) коэффициент эксплуатации вырос на 0,019, коэффициент использования повысился на 0,122, межремонтный период увеличился на 55 суток.
По сравнению с 2007 годом коэффициент эксплуатации повысился на 0,05 и составил 0,965. Коэффициент использования увеличился на 0,023 и составил 0,878. Межремонтный период скважин повысился на 22 и составил 466 суток.
Анализ фонда скважин, оборудованных УЭЦН
По состоянию на 01.01.2008г. 3178 скважин Лянторского месторождения оборудованы УЭЦН (86% эксплуатационного фонда). Добыча нефти установками ЭЦН в 2008 году увеличилась по сравнению с 2007 годом на 163225 т и составила 811235 т (в 2007 году – 794133 т).
Состояние эксплуатационного фонда скважин, оборудованных УЭЦН на 01.01.2008г. приведено в табл. 3.3.
Таблица 3.3 Состояние фонда скважин, оборудованных УЭЦН
| ТипоразмерУЭЦН | Экспл. фонд | Действ. фонд | ДающийФонд | Простой | Бездействие | Неработ.фонд |
| УЭЦН-50 | 1863 | 1751 | 1705 | 46 | 112 | 164 |
| УЭЦН-80 | 603 | 596 | 589 | 7 | 7 | 14 |
| УЭЦН-125 | 244 | 244 | 237 | 7 | - | 7 |
| УЭЦН-200 | 33 | 33 | 33 | - | - | - |
| УЭЦН-250 | 17 | 17 | 17 | - | - | - |
| УЭЦН-400 | 6 | 6 | 6 | - | - | - |
| УЭЦН-500 | 1 | 1 | 1 | - | - | - |
| УЭЦН-25,30 | 132 | 98 | 92 | 6 | 34 | 40 |
| FS | 53 | 53 | 52 | 1 | - | 1 |
| ODI | 186 | 186 | 186 | - | - | - |
| Всего | 3178 | 3015 | 2942 | 73 | 163 | 236 |
На 01.01.2008 г. в действующем фонде находится 3015 скважин, что составляет 94,9% от эксплуатационного фонда. Дающий фонд составляет 92,6% от эксплуатационного фонда (2942 скважины). Неработающий фонд составил 236 скважин (7,4% эксплуатационного фонда). В простое – 73 скважины, в бездействии 163 скважины, скважин в освоении на 01.01.2008г. – нет.
Неработающий фонд составляют в основном скважины, оборудованные УЭЦН-50, УВННП-25, УЭЦН-30. При этом 30,3% скважин, оборудованных УЭЦН-25,30, находятся в неработающем фонде, когда только 8,8% скважин, оборудованных УЭЦН-50, находятся в неработающем фонде.
Коэффициент использования фонда в 2008 году увеличился по сравнению с 2007 годом (0,856) на 0,023 и составил 0,879. Коэффициент эксплуатации в 2008 году увеличился по сравнению с 2007 годом (0,958) на 0,01 и составил 0,968.
Применяемые на месторождении типоразмеры УЭЦН приведены в таблице 3.4.
Таблица 3.4 Распределение УЭЦН по типоразмерам
| № п/п | Типоразмер УЭЦН | Напор, м | Подача, м3/сут | Число скважин |
| 1 | ЭЦН-25-30 | 150016001850 | 12-35 | 132 |
| 2 | ЭЦН-50 | 130015501700 | 25-70 | 1863 |
| 3 | ЭЦН-80 | 120015501800 | 60-115 | 603 |
| 4 | ЭЦН-125 | 120013001500 | 105-165 | 244 |
| 5 | ЭЦН-200 | 12001400 | 150-265 | 33 |
| 6 | ЭЦН-250 | 12001700 | 195-340 | 17 |
| 7 | ЭЦН-400 | 10501100 | 300-440 | 6 |
| 8 | ЭЦН-500 | 10001200 | 430-570 | 1 |
| 9 | "CL"FS-300FS-320 | 1600900 | 10-6020-60 | 186 |
| 10 | "ODI"R-5R-7R-9R-12R-16R-32 | 1600 1350 | 20-6060-100 | 53 |
Согласно приведенной выше таблице, наиболее часто применяются ЭЦН-50, они составляют 58,62% от анализируемого фонда (1863 шт.). ЭЦН-80 составляют 18,97% (603 шт.), ЭЦН-125 - 7,7 % (244 шт.), ЭЦН-20,25,30 – 3,74%, а также применяются установки импортного производства фирмы ODI – 5,85% (186 шт.) и CENTRILIFT- 1,66% (53 шт.) от общего их количества (рис. 3).
Технологические характеристики эксплуатации УЭЦН по месторождению меняются, некоторые в значительной мере, например дебит по жидкости и обводненность. Некоторые характеристики эксплуатации приведены в таблице 3.5.
Таблица 3.5 Технологические характеристики эксплуатации УЭЦН
| Тип оборудования | Глубина спуска (средняя), м | Средний дебит, м3/сут | Обводненность, % |
| ВНН-25 | 1720 | 23 | 48,4 |
| ЭЦН-30 | 1740 | 27,9 | 73 |
| ЭЦН-50 | 1680 | 43,2 | 83,9 |
| ЭЦН-80 | 1660 | 78,1 | 84,1 |
| ЭЦН-125 | 1640 | 115,4 | 88 |
| ЭЦН-200 | 1600 | 187 | 88,6 |
| ЭЦН-250 | 1640 | 238 | 91,4 |
| ЭЦН-400 | 1550 | 392 | 93,2 |
| ЭЦН-500 | 1480 | 443 | 94 |
| "CL " | 1760 | 49,24 | 82,69 |
| " ODI " | 1740 | 70,9 | 84,82 |
Так как обводненность продукции является фактором, существенно влияющим на работы УЭЦН, в связи с этим необходимо проанализировать распределение скважин по обводненности продукции. Скважины дающие продукцию с обводненностью от 0 до 50% составляют 0,15% от анализируемого фонда, от 50 до 80 - 4,15%, от 80 до 90 – 95,09%, от 90 до 99,9 – 0,75 %. Обводнённость продукции скважин, оборудованных установками ЭЦН, повысилась с 87,8% в 2003 году до 89,15% в 2004 году.