метрів. p> Тавдинського свита складена глинами зеленувато-сірими, зеленими, блакитно-сірими, в'язкими, жирними з лінзами і присипками тонкозернистого кварцового піску, включеннями сидериту, вапняку. Товщина свити 130-150 метрів. p> Атлимская свита представлена ​​пісками світло-сірими майже білими, переважно кварцовими, дрібнозернистими, з прошарками глин буро-сірих, алеврітістих і прошарками бурого вугілля. Товщина свити 90-100 метрів. p> Новомихайлівська свита приурочена до олігоцену, представлена ​​чергуванням глин буро-сірих, пісків і алевролітів сірих, світло-сірих з прошарками бурих вугілля. Товщина свити 75-80 метрів. p> Туртасская свита завершує розріз третинних опадів породи свити, представлені глинами зеленувато-сірими, щільними з прошарками піску і алевриту, з включеннями вуглистих залишків. Товщина опадів 30-35 метрів. p> Четвертинна система.
На розмитій поверхні палеогенових утворень залягають відкладення четвертинної системи, представлені в основному пісками сірими, зеленувато-сірими з прошарками алеврітістих глин. Вище залягають озерно-алювіальні глини сірі, коричнево-сірі, морські глини з валунами, гальками і гравієм, озерно-льодовикові освіти. Сучасні опади представлені заплавних алювієм і покривними відкладеннями. Загальна товщина четвертинних відкладів становить близько 100 метрів. p> Нафтогазоносність Лянторского родовища пов'язана з відкладами нижньої крейди і середньої юри.
У підрахунку 1984 запаси оцінювалися за п'ятьма об'єктами - АС9, АС10, АС11, БС81, БС82 [1]. У процесі дорозвідки були встановлені поклади в трьох пластах ачимовской пачки нижньої крейди і пласті ЮС2 середньої юри.
Таким чином, в розрізі Лянторского родовища були виділені наступні поклади нафти: газонафтові - в пластах АС9, АС10, АС11, нафтові - в пластах БС81, БС82, БС16-17, БС18, БС19-20, ЮС2. p> За ознакою переважання газо-і нефтенасищенних частин основних продуктивних пластів АС9-11 Лянторское родовище є нафтогазовим, з геологічного будові - складнопобудованих.
На 1.10.2008 року фонд видобувних свердловин по об'єкту склав 3 291 діючих свердловин (16 фонтанних і 3275 насосних) і 236 бездіяльних. Майже весь фонд працює насосним способом (99,5%), в основному електроцентробежнимі насосами (95,6%).
Фонд нагнітальних склав 1348 свердловин, в тому числі 1224 діючих (90,8%), 123 бездіяльних і 1 свердловина в освоєнні
Основною причиною бездіяльності видобувних свердловин є зупинка свердловин через високій обводнення
Станом на 1.01.2008 р. Накопичена видобуток склав нафти і газового конденсату составіли 203,2 млн. т., в т.ч. нафти - 6648 тис. т, 133,8 млн.т. рідини (проект - 121,3 млн.т), обводненість продукції склала +95% (Проктит - 94,6)
2. Технологічна частина
2.1 Аналіз технологічних режимів та умов експлуатації видобувних свердловин
На 1 січня 2008 експлуатаційний фонд НГВУ "Лянторнефть" склав 3696 свердловин, в тому числі 3619 свердловин - Лянторское родовище, 77 свердловин - Масліховское. Видобуток нафти здійснювали 7 цехів з видобутку нафти і газу на Лянторского і Ларкінском, 1 на Масліховском, Санінском, Назаргалеевском і один ділянка з видобутку нафти і газу на Західно-Каминском і Північно-Селіяровском родовищах. За 2008 рік видобуто 8479,385 тис.т нафти, що на 13,231 тис.т більше завдання, та на 328,385 тис.т більше держ. замовлення. Експлуатація здійснювалася переважно механізованим способом: електроцентробежнимі насосами - 85,98% (3178 свердловин), штанговими глибинними насосами - 7,90% (292 свердловин), фонтанні способом - 6,11% (226 свердловин).
Непрацюючий фонд скоротився на 79 свердловин і склав на 1.01.2008 рік 417 свердловин. Середній дебіт однієї свердловини по рідині склав 65,1 т/добу, з нафти 7,2 т/добу, в 2002 році був 56,2 т/добу і 7,4 т/добу відповідно. Обводненість по Лянторского родовищу зросла на 1,82% і склала 89,0%. Фонд свердловин з обводненість більше 90% збільшився на 360 свердловин і склав 2005 проти 1645 на 1.01.2008 р.
Фонд нагнітальних свердловин склав 1219 свердловин, в тому числі експлуатаційний фонд - 1038 свердловини, непрацюючий фонд - 181 свердловин.
Динаміка зміни діючого фонду та фонду видобувних свердловин показана в табл. 3.1. br/>
Таблиця 3.1 Динаміка зміни чинного фонду та фонду видобувних свердловин за 2005 -2008 рр..
№ п/п
Рік
Фонд видобувних свердловин
Середньо діючий фонд
У % До видобувному фонду
1
2005
3576 /Td>
2990
83,6
2
2006
3606
