Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Исследования физико-химических свойств пластовых и поверхностных нефтей пашийского отложения проводилось с использованием проб, отобранных из скважин. Эти пробы исследовались в лаборатории исследования свойств нефтей и газов ТатНИПИнефть. С этими пробами в лаборатории исследования ресурсов и свойств нефти и газа ТатНИПИнефть проводились различные виды исследований физико-химических свойств нефтей с использованием целого ряда утвержденных ГОСТ: плотность нефти (кг/м³) при нормальных условиях определялась пикнометрическим методом по ГОСТ 3900-85; кинематическая вязкость нефти (мм²/с) при нормальных условиях определялась при помощи капиллярных вискозиметров ВНЖ по ГОСТ 33-2000; содержание асфальтено-смолистых веществ (массовые доли %), определялось методом экстрагирования в аппаратах Сокслета по Маркуссону-Саханову. Содержание парафина (массовые доли в %), определялось методом вымораживания парным растворителем (ацетон-бензол) по ГОСТ 11851-85; содержание в нефти общей серы (массовые доли в %) определялось на рентгено-флуоресцентном анализаторе "Oxford Lab-X³⁰⁰⁰", который основан на принципе измерения спектра вторичного рентгеновского излучения исследуемого продукта по ASTM D4294; молекулярная масса нефти определялась криоскопическим методом на приборе Бекмана; определение фракционного состава (разгонка) нефти по ГОСТ 2177-99.

При расчете средних значений параметров проводилась отбраковка данных анализов некачественно отобранных проб. Средние значения основных параметров нефти по горизонтам характеризуются следующими величинами: давление насыщения – по кыновскому 7,2МПа и по пашийскому 7,9 МПа, газосодержание - 49,2м³/т и 53,2м³/т, объемный коэффициент при однократном разгазировании - 1,135 и 1,162, вязкость составляет 4,1 мПа×с и 4,0 мПа×с. Результаты этих анализов были учтены при обобщении материала и расчете средних значений параметров. Плотность кыновской пластовой нефти равна 820,0 кг/м³, пашийской - 816,0кг/м³; сепарированной кыновской 871,8 кг/м³, пашийской – 872,0 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть пашийского и кыновского горизонтов может квалифицироваться как средняя. По содержанию серы (1,6– 1,8%), парафина (1,97-1,1,89%) нефти являются сернистыми и парафинистыми. Кинематическая вязкость при 20 ^оС составляет по кыновской нефти 18,1×10^-6м²/с, а по пашийской – 17,9×10^-6м²/с.

Таблица 2.3.1 – Средние параметры основных свойств пластовой и поверхностной нефти

По данным гидрогеологических исследований установлено, что водовмещающими породами кыновско-пашийских отложений являются песчано-алевритовые разности терригенных отложений. Дебиты скважин, давших при опробовании воду, колеблются в пределах от 1 до 450м³/сут при различных динамических уровнях. Режим залежи упруго-водонапорный.

Результаты изучения состава и свойств вод, свидетельствуют о том, что воды, насыщающие эти отложения, представляют собой высокоминерализованные растворы хлоркальциевого типа с минерализацией от 234,62 до 305,65 г/л (в среднем 277,57 г/л). Для них характерен следующий ионно-солевой состав (в моль/м³): CL^- - 4858,94; SO₄^{- -} - 0,38; HCO₃^- - 0,73; Ca⁺⁺ - 521,5; Mg⁺⁺ - 163,82; K⁺ + Na⁺ - 3496,57.

Плотность вод составляет 1166,9-1192 кг/м³, вязкость - 1,73-2,00мПа∙с (в среднем 1,96); газонасыщенность вод равна в среднем 0,35м³/т, объемный коэффициент – 0,9997. Упругость газа составляет 5,0 –10,0мПа, Газовый состав вод - азотно-метановый [1].

3 АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ

3.1 Характеристика показателей разработки

Весь период разработки площади подразделяется на четыре стадии. Первая стадия – стадия освоения площади, характеризуется непрерывным увеличением уровня добычи нефти и жидкости, т.к. в этот период площадь разбуривается и осваивается система поддержания пластового давления.

Вторая стадия – характеризуется относительно стабильной высокой добычей нефти и нарастанием обводнённости продукции за счёт дальнейшего разбуривания эксплуатационного объекта и усиления системы заводнения пластов. Ко второй стадии относится период, в течение которого уровень добычи нефти отличается от максимального годового отбора не более чем на 5%.

Третья стадия – значительное снижение добычи нефти, характеризуется высокой обводнённостью продукции, снижением добычи нефти, выбытием части скважин их числа действующего фонда.

Первые три стадии, в течение которых сохраняются сравнительно высокие темпы отбора от начальных извлекаемых запасов нефти, и отбирается наибольшая их доля, образуют основной период разработки площади.

Четвёртая стадия – завершение разработки площади, характеризуется низкими и медленно снижающимися уровнями добычи нефти, высокой обводнённостью добываемой продукции, массовым выбытием скважин из действующего фонда.

В 2012 году со скважин Ново-Елховской площади (горизонты Д₀Д₁), добыто 458,052 тыс. т нефти при норме 455,0 тыс. т. Отобрано 90,63% от утвержденных начальных извлекаемых запасов по площади (по проекту 90,3%), годовой отбор начальных извлекаемых запасов составил 0,28%. Процесс разработки площади характеризуется сравнительно высоким темпом отбора.

Добыто 3245,774 тыс. т жидкости при норме 3250,0 тыс. т. Для поддержания пластового давления закачено 3547,053 тыс. м³ воды. Обеспеченность отбора жидкости закачкой составила 110,9% при норме 109,0%. Пластовое давление в зоне отбора 152,9 атм. Среднесуточный дебит по нефти равен 2,36 т/сут, по проекту 2,8 т/сут, обводненность – 85,9 %, по проекту - 85,9%. Водонефтяной фактор равен 1,97. Текущий коэффициент нефтеотдачи по состоянию на 1.01.2013г - 0,424 %. Коэффициент эксплуатации составил 0,926 (в 2011г - 0,933).

Средняя приёмистость нагнетательных скважин незначительно выросла и составила 57 м³/сут по сравнению с прошлым годом (56 м³/сут).

Для рациональной выработки запасов Ново-Елховская площадь разделена на 6 блоков.

Анализ работы блоков Ново-Елховской площади:

Блок-6. Форсирование отборов в зоне ВНЗ с внедрением забойных отсекателей на 4 скважинах привело к увеличению добычи жидкости сверх установленных норм на 12,7%. Невыполнение объёмов закачки (2,7%) произошло из-за большой доли бездействующего фонда нагнетательных скважин (18 скважин – 26% от эксплуатационного фонда) и частых порывов на подводящем водоводе КНС-78.

Блок-7. В течение года произошло снижение добычи нефти и жидкости по горизонту «Д₀» из-за снижения объемов закачки по горизонту «Д₀». Вовлечение в работу скважин КНС-1 с непроизводительной закачкой в период реконструкции КНС-2 привело к росту непроизводительной закачки по блоку.

Блок-8. Не выполнен объём закачки воды из-за несоответствия приёмистости действующего фонда нагнетательных скважин и производительности насосных агрегатов КНС-3,79, а также реконструкции КНС-2. На блоке самый большой бездействующий фонд скважин: 20,8% нагнетательных скважин и 25% добывающих скважин от эксплуатационного фонда. Недостаточные объемы КРС.

Блок-9. В геологическом строении представлен уникально мощными пластами «б₁, б₂₊₃» слитыми друг с другом, подстилаемыми пластовой водой. Соотношение нефти и жидкости по блоку 1:17,1. Для довыработки остаточных запасов с 2010г ведется циклическая закачка и отбор, с периодическим изменением направления потоков и закачкой потокоотклоняющих технологий.

Изменение циклики отборов и закачки с августа 2012г на 9 блоке привело к перераспределению объёмов жидкости с ГУ-43 на КОС и сброса воды на КНС 97, 79 с 1500м³/сут до 2200м³/сут, в результате произошло увеличение объёмов закачки воды на блоках № 9, 10.

Блок-10. Снижение объёмов добычи жидкости произошло из-за остановок высокообводнённого фонда скважин.

Блок-11. Снижение объёмов добычи жидкости произошло из-за остановок высокообводнённого фонда скважин. Несмотря на большой объём закачки не наблюдается рост пластового давления по пластам «а, б₁, б₂₊₃», представленным прерывистыми слабопродуктивными алевролитовыми и глинистыми коллекторами (15 скважин). На пласты «в, г» приходится 38% от общей закачки. На блоке большой бездействующий фонд нагнетательных скважин (20 скважин).

В таблице 3.1.1 приведена динамика показателей разработки по НГДУ “Елховнефть” за 1961-2010 гг.

Таблица 3.1.1 - Динамика показателей разработки по НГДУ “Елховнефть” за 1961-2010 гг.

Из таблицы 3.1.1 видно, что с 1961 по 1970 года добыча нефти постепенно растет, особенно резко в 1962 году почти что в 2 раза по сравнению с 1961 годом. Отбор жидкости и объемы закачки также повышаются, средняя обводненность продукции составляет 8,6 %. С 1971 добыча нефти падает, а отбор жидкости до 1991 года растет, а потом уменьшается. С 1961 года обводненность продукции увеличивается с 1 до 90,6 % в 1995 году. С 1995 года обводненность уменьшается и достигает 85,4% в 2010 году. Пластовое давление же с 1961 по 2012 года в среднем составляет 153 атм.

В приложении 2 представлен график текущего состояния разработки Ново-Елховской площади.

3.2 Распределение фонда скважин по объектам разработки, перечень основного оборудования, применяемого при различных способах эксплуатации.

Всего на балансе НГДУ «Елховнефть» на 1.01.2010г. находится 5484 скважины. Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 2788 скважин, из них действующий фонд – 2542 скважин, в том числе ЭЦН - 245, СКН - 2297, бездействующий фонд -245 скважин.

Ново-Елховская площадь.

Проектом предусмотрено пробурить на площади 1724 скважины, из них добывающих 1168 скважин, в т.ч. 13 скважин глубокого внедрения в пласт боковых стволов, нагнетательных 446 скважин, 44 дублера, 66 специальных скважин.

Фактически на 1.01.2010 год на Ново-Елховской площади пробурено 1482 скважины в том числе: добывающих 1027 скважин, из них 10 БС, 405 нагнетательных скважин, дублеров 21 скважина, прочих 49 и 1 разведочная скважина.

В 2006 году принято из бурения на горизонт Д₀Д₁ 1 разведочная на 2 скважинах проведено глубокое внедрение в пласт боковых ответвлений.

Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 581 скважина из них действующий фонд – 510 скважин, бездействующий фонд- 71 скважина.

Эксплуатационный фонд нагнетательных скважин – 390, в том числе – действующий - 366, бездействующий 23 скважины, 1 скважина в освоении.

Фонд прочих категорий составляет 451 скважина в том числе : добывающие тех.воду – 3 скважины, пьезометрические – 89 скважин, в консервации – 59, ликвидированных – 271 скважина., 29 в ожидании ликвидации.

Таблица 3.2.2 - Распределение пробуренного фонда скважин Ново-Елховской площади по способу эксплуатации

Рисунок 3.2.1 – Распределение пробуренного фонда скважин

Ново-Елховской площади по способу эксплуатации

Из данного рисунка видно, что в большей мере скважины эксплуатируют штанговыми скважинными насосами. Их доля от общего фонда скважин составляет 83,85%.

Таблица 14 - Распределение фонда скважин Ново-Елховской площадипо глубине спуска насоса

Рисунок 3 – Распределение фонда скважин Ново-Елховской площади по глубине спуска насоса

Анализ данных рисунка 3 показывает, что преимущественно глубина спуска насоса на скважинах, оборудованных ШСНУ Ново-Елховской площади, составляет от 1200 до 1300 м. Из этого следует, что большая часть скважин пробурена на продуктивные пласты верхнего девона.

Таблица 15 – Распределение скважин Ново-Елховской площади, оборудованных ШСНУ,по типу насоса

Рисунок 4 – Распределение фонда скважин Ново-Елховской площади, оборудованных ШСНУ, по типу вставного насоса

Анализ данных рисунка 4 показывает, что преимущественно на скважинах, оборудованных ШСНУ Ново-Елховскойплощади, используется вставные толстостенные насосы с внутренним диаметром насоса 31,8 мм с механическим креплением.

Рисунок 5 – Распределение фонда скважин Ново-Елховской площади, оборудованных ШСНУ, по типу трубного насоса

Анализ данных рисунка 5 показывает, что на скважинах, оборудованных ШСНУ Ново-Елховскойплощади, из трубных насосов больше всего используется толстостенные насосы с внутренним диаметром насоса 57,2 мм с механическим креплением.

Таблица 16 - Распределение скважин Ново-Елховской площади, оборудованных ЭЦН,по типу насоса

Рисунок 6 – Распределение фонда скважин Ново-Елховской площади, оборудованных ЭЦН, по типу насоса

Анализ данных рисунка 5 показывает, что на скважинах, оборудованных ЭЦННово-Елховскойплощади, преимущественно используется тип

ЭЦНА5-60.

Таблица 17- Распределение скважин Ново-Елховской площади,оборудованных ШСНУ,по длине хода плунжера

Рисунок7 – Распределение фонда скважин Ново-Елховской площади, оборудованных ШСНУ, по длине хода плунжера

Анализ данных рисунка 7 показывает, что преимущественно длина хода плунжера на скважинах, оборудованных ШСНУ, Ново-Елховской площади составляет от 2,5 до 3м.

Таблица 18- Распределение фонда скважин Ново-Елховской площади, оборудованных ШСНУ,по числу качаний

Рисунок8– Распределение фонда скважин Ново-Елховской площади, оборудованных ШСНУ, по числу качаний

Анализ данных рисунка 8 показывает, что преимущественно число качаний на скважинах, оборудованных ШСНУ, Ново-Елховской площади составляет от 2,5 до 3 об/мин и от 3,5 до 4об/мин.

Таблица 19- Распределение пробуренного фонда скважин Ново-Елховской площади по дебиту жидкости

Рисунок 9– Распределение пробуренного фонда скважин Ново-Елховской площади по дебиту жидкости

Анализ данных рисунка 9 показывает, что большинство скважин Ново-Елховской площади относятся к малодебитным (до 3 м³/сут). Перемещение плунжера штангового насоса осуществляется между нижней мер­твой точкой (НМТ) и верхней мертвой точкой (ВМТ) и характери­зуется величиной, называемой длиной хода плунжера S_пл . Наиболее оптимальным считается режим работы УСШН с максимальной длиной хода и минимальной частотой качаний.

Средний дебит жидкости добывающих скважин, эксплуатируемых ЭЦН, составляет 19,6 м³/сут, по нефти – 2,8м³/сут, средняя обводненность составляет 56,7%. Средний дебит жидкости добывающих скважин, эксплуатируемых ШСН, составляет 19,9 м³/сут, по нефти – 2,9м³/сут, средняя обводненность составляет 57%.

Таблица 20- Распределение пробуренного фонда скважин Ново-Елховской площади по дебиту нефти

Рисунок10 – Распределение пробуренного фонда скважин Ново-Елховской

площади по дебиту нефти

Анализ данных рисунка 10 показывает, что дебит нефти из скважин Ново-Елховской площадив основном составляет до 1 м³/сут

Таблица 21- Распределение пробуренного фонда скважин Ново-Елховской площади по обводненности

\

Рисунок 11– Распределение пробуренного фонда скважин Ново-Елховской площади по обводненности

Анализ данных рисунка 11 показывает, что большинство скважин Ново-Елховской площади высокообводненные (90-100%), 111 скважин являются малообводненными (до 10%).

Таблица 22- Распределение пробуренного фонда нагнетательных скважин Ново-Елховской площади по приемистости

Рисунок 12 – Распределение пробуренного фонда нагнетательных скважин Ново-Елховской площади по приемистости

Среднее значение приемистости нагнетательных скважин составляет 54 м³/сут.

Анализ данных рисунка 11 показывает, что большинство нагнетательных скважин Ново-Елховской площади являются низкоприемистыми (до 50 м³/сут).

Таблица 23- Распределение пробуренного фонда нагнетательных скважин Ново-Елховской площади по типу закачиваемой воды

Рисунок 13 – Распределение пробуренного фонда нагнетательных скважин Ново-Елховской площади по типу закачиваемой воды

Анализ данных рисунка 13 показывает, что в большинственагнетательных скважин Ново-Елховской площади для закачки в пласт используется сточная вода.

Не нашли, что искали? Воспользуйтесь поиском по сайту: