отчет по практике. 1 Отчет по практике. 1. Общие сведения о площади
 Скачать 0.99 Mb.
|
Таблица 2.12 - Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенностипо объектам Cармановской площади
2.3 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды Исследование свойств нефти кыновского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 40 скважин в период с 1959 по 2004год. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 120 проб, следующие: давление насыщения – 6,2 Мпа, газосодержание - 46,6 м3/т, объемный коэффициент - 1,1228, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 6,0 мПа . с. Плотность пластовой нефти – 816,0 кг/м3, сепарированной – 865,5 кг/м3. По данным анализов поверхностных проб нефть кыновского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы – 1,7 % массовых нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 оС составляет 23,9 мм2/с (таблицы 2.18-2.21). Исследование свойств нефти пашийского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 6 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 18 проб, следующие: давление насыщения – 7,15 Мпа, газосодержание - 51,0 м3/т, объемный коэффициент - 1,1523, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 4,7 мПа.с. Плотность пластовой нефти – 813,0 кг/м3, сепарированной – 867,0 кг/м3. По данным анализов поверхностных проб нефть кыновского горизонта относится к группе средних нефтей. По содержанию серы – 2,0 % (по массе) нефть является высокосернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 оС составляет 24,6 мм2/с. Характер зависимостей физических свойств нефти от давления ниже давления насыщения можно проследить по рисункам 2.7 –2.10. Вязкость является одной из главных причин гидравлических сопротивлений и потерь энергии движущейся жидкости. Влияние вязкости необходимо учитывать во всех гидравлических и гидродинамических расчетах, в частности при составлении проектов разработки и обустройства нефтяных месторождений, где необходимо располагать данными об изменение вязкости нефтей и водонефтяных эмульсий в зависимости от скорости сдвига при различных температурах и обводненности. Нефтяные эмульсии с ростом обводненности часто проявляют неньютоновские свойства, что необходимо учитывать при перспективном проектировании нефтесборных систем. В разрезе кыновского и пашийского горизонтов водонасыщенными являются песчано-алевролитовые породы. Дебит скважин в этих отложениях колеблется от 1 до 229 м3/сут при понижении уровня на 165-1300 м от устья. По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу). Общая минерализация составляет 234,9-281,7 г/л, плотность – 1172,0-1189,7 кг/м3, вязкость – 1,76-1,97 Мпа. с. Газовый состав подземных вод – азотно-метановый. Газонасыщенность колеблется от 0,28 до 0,41 м3/т, упругость газа от 50 до 100 кг/см2. Объемный коэффициент – 1,014. Исследования реологических характеристик нефтей и водонефтяных эмульсий Сармановской площади Ромашкинского нефтяного месторождения представлены на примере скважины № 11738 (кыновский горизонт). На вязкостные (реологические) характеристики нефти оказывают влияния следующие факторы: содержание асфальтено-смолистых веществ, парафина и их состояние в нефти, структурно-групповой состав, молекулярная масса углеводородов, наличие растворенного газа и полярных поверхностно-активных компонентов и т.д. Основными факторами, приводящие к резкому изменению реологических свойств нефтей, являются температура, содержание, дисперсный состав и агрегативная устойчивость глобул пластовой воды для обводненных эмульсионных нефтей.  3. Анализ текущего состояния разработки 3.1. Характеристика показателей разработки Первая стадия на месторождении длилась до 1978 года. Это стадия интенсивного разбуривания месторождения и создания системы поддержания пластового давления. За период отобрано 15,3 % от НИЗ при обводненности 10,8 %. Вторая стадия, стадия максимальных уровней добычи нефти, длилась 5 лет. Максимальная добыча нефти была получена в 1981 году и составила 2506 тыс.т (4,6 % от НИЗ). Обводненность нарастала высокими темпами и к концу периода уже достигла 42,8 % при этом накопленная добыча нефти за первые две стадии составила лишь 38,1 % от НИЗ. В этот период было закончено освоение скважин под закачку в разрезающих рядах, а в 1983 году начали осуществлять поперечное разрезание. Третья стадия (1984 – 1993 годы) длилась 10 лет. В этот период происходило значительное снижение добычи нефти (среднегодовое падение добычи нефти в среднем за период – 9 %), росла обводненность продукции (с 42,8 % до 59,8 %), бурились скважины дополнительного фонда, но действующий фонд добывающих скважин не увеличивался из-за массового выбытия по причине обводнения. Общая продолжительность основного периода разработки площади (первые три стадии) составила 21 год, за это время отобрано 68 % от начальных извлекаемых запасов нефти, КИН – 0,36. Четвертая стадия (с 1994 года) – завершение разработки месторождения с низкими медленно снижающимися уровнями добычи нефти, высокой обводненностью продукции, с выбытием из действующего фонда значительного количества скважин. За границу между третьей и четвертой стадиями принимается год, когда темп отбора нефти от НИЗ равен примерно 2 %. Четвертая стадия является самой продолжительной. Всего накопленная добыча нефти по площади по состоянию на 01.01.2007г. составила 85,9 % от НИЗ), текущая нефтеотдача – 44,9 %, водо-нефтяной фактор равен 1,04. Жидкости добыто 94,6 млн.т, рост обводненности в последние годы заметно снизился и она практически находится на одном уровне: 69 - 71 %. Для поддержания пластового давления закачано 115,2 млн.м3 воды, что составляет 105,5 % к отбору жидкости в пластовых условиях. Пластовое давление в зоне отбора поддерживается на уровне 15 МПа. За 2006 год добыча по площади составила 728 тыс.т нефти и 2522 тыс.т жидкости. На долю скважин, оборудованных ЭЦН приходится 20 % добычи нефти,,ШГН – 80 %. Годовой темп отбора нефти от НИЗ – 1,3 %, от ТИЗ – 8,7 %. Среднегодовая обводненность – 71,1 %. Отбор жидкости компенсирован закачкой на 96,7 %, среднесуточная приемистость нагнетательных скважин – 109 м3/сут. Среднесуточный дебит скважин по нефти – 5,2 т, в т. ч. ЭЦН – 8,2 т, ШГН – 4,9 т. 3.2 Распределение фонда скважин по объектам разработки, перечень основного оборудования применяемого при различных способах эксплуатации Пробуренный фонд скважин по состоянию на 01.01.2013 года состоит из 1055 скважин. Проектный фонд на площади составляет 1305 скважин (749 добывающих, 276 нагнетательных, 46 оценочных, 2 разведочных, 32 резервных и 200 дублеров), т. е. пробурено 81 % скважин от проектного фонда. Плотность сетки скважин по всему пробуренному фонду скважин составляет 24 га/скв, по добывающему – 32,9 га/скв. Из общего числа пробуренных скважин 991 работают или работали на кыновский горизонт, 63 скважины – на пашийский горизонт. С учетом скважин нагнетательного фонда, находящихся в эксплуатации на нефть, действующий фонд добывающих скважин составляет 449, из них большая часть (90,2 %) оборудованы ШГН, 43 скважины работает с ЭЦН. В бездействии находятся 52 скважины (10,3 % от эксплуатационного фонда добывающих скважин). Основная причина выхода скважин в бездействие – низкие дебиты по нефти и высокая обводненность продукции. Нагнетательный фонд состоит из 293 скважин, из них под закачкой воды находятся 268 скважин, в т. ч. 63 переведены под закачку из числа добывающих. Отношение числа действующих добывающих скважин к числу нагнетательных скважин, находящихся под закачкой, составляет 1,7. Бездействующих нагнетательных скважин – 18 (6,3 % от нагнетательного фонда). Большинство скважин простаивают по техническим причинам. Характеристика работы скважин, выбывших из эксплуатации из-за обводнения и низких дебитов по нефти, приведена в таблице 4.5. По состоянию на 01.01.2006г. на площади из эксплуатации из-за высокой обводненности всего выбыло 220 скважин. Из этого количества наибольшее число скважин – 42,8 % выбыло в консервацию, в пьезометрический фонд – 21,8 %, переведено под закачку – 19,5 %, ликвидировано – 11,4 %, возвращено на другие горизонты – 5 % скважин. Среднесуточный дебит на момент отключения по этим скважинам составлял 0,2 – 0,3 т, обводненность добываемой продукции – около 99 %. Средний срок службы скважин – 14,7 года, отбор нефти на одну скважину в среднем составляет 45,2 тыс.т, минимальный накопленный отбор – у скважин сверхосновного фонда. Преждевременное отключение пласта из разработки, вследствие увеличения обводненности добываемой жидкости, приводит к увеличению потерь, ввиду того, что остаточная нефть не может быть отобрана из-за прекращения фильтрации на данном участке. Для более полного отбора нефти из пласта необходимо отключать его из разработки при возможно более высокой обводненности. Теоретически, при обводненности 100 % из пласта можно отобрать все подвижные запасы нефти, однако практически это невозможно, поскольку эксплуатация скважин при определенной обводненности становится нерентабельной, т. е. с экономической точки зрения существует предельная обводненность, при которой скважина должна выключаться из разработки. Всего с начала разработки на площади ликвидированы или ожидают ликвидации 140 скважин (13,3 % от пробуренного фонда скважин), из них 88 добывающих и 52 нагнетательных. Основная часть скважин (92) ликвидированы, как выполнившие свое назначение: добывающие после эксплуатации в связи с достижением предельной обводненности, нагнетательные – из-за отсутствия дальнейшей необходимости закачки на данном участке. Большинство добывающих ликвидированных скважин расположены в первых добывающих рядах от нагнетательных. Как правило, дебит скважин по нефти в год отключения составляет менее 1 т/сут, а обводненность - более 95 %. Накопленная добыча нефти на одну добывающую скважину в среднем составляет 52,6 тыс.т, жидкости – 89,3 тыс.т. Средний срок эксплуатации скважин – 17,3 лет. Водо-нефтяной фактор по этой группе скважин невысокий – всего 0,7, т. е. в районах расположения этих скважин возможны остаточные запасы нефти. Двадцать пять скважин ликвидированы по техническим причинам: из- за негерметичности эксплуатационных колонн, оставленного на забое скважины металла и т.д. По геологическим причинам, из-за отсутствия коллектора, на площади ликвидированы 26 скважин. Скважин, переведенных после отработки продуктивных пластов горизонтов Д0, Д1 на верхние горизонты, на площади 54. По 37 из них велась добыча нефти . Сроки эксплуатации скважин до перевода различны: от 2 до 30 лет, в среднем – 15,3 года. На площади 42 скважины переведены в разряд пьезометрических, по 41 из них велась добыча нефти. Средняя продолжительность работы этой группы скважин – 14,8 лет. Перевод скважин в пьезометрические производился, в основном, при обводненности более 90 % и дебите нефти менее 1 т/сут. Добыча нефти на одну скважину этой категории в среднем составила 28 тыс.т, жидкости – 70,5 тыс.т . В конце 80-х годов на площади было начато бурение скважин-дублеров, которые бурились взамен непригодных по техническому состоянию нагнетательных скважин (в основном, это негерметичность эксплуатационных колонн, восстановление герметичности которых очень трудоемко, малоэффективно и требует значительных материальных затрат). Всего таких скважин пробурено 30, часть из них пробурена для создания поперечных линий нагнетания. В действующем фонде находятся все пробуренные скважины. Накопленная закачка воды по ним составила 4,7 тыс. т (4 % от общей закачки по площади). Распределение действующего фонда добывающих скважин по дебитам нефти и обводненности составляет 28,9 % скважин на площади работают с обводненностью менее 50% и 33,2 % скважин имеют обводненность 90 % и выше (рис.4.1) .  Рис.4.1 Распределение скважин по обводненности По дебитам нефти действующий фонд распределился следующим образом: 4,9 % скважин работают с дебитом 0,5 – 2,0 т/сут, у 7,9 % скважин дебит составляет 2,5 – 5 т/сут, по 13,8 % скважин получен дебит 6,0 – 10,0 т/сут, 12,4 % скважин действующего фонда имеют дебит 10 – 15 т/сут, 12,6 % скважин действующего фонда имеют дебит 15 – 20 т/сут, 28,7 % скважин действующего фонда имеют дебит 20 – 40 т/сут, 19,6% более 40 т/сут.  Рис.4.2 Распределение скважин, оборудованных ШГН, по дебиту жидкости  Рис.4.3 Распределение скважин, оборудованных ШГН, по дебиту нефти По типоразмеру в основном используются насосы марки 20-175-ТHM (120 скв), и марки 25-225-THM (100 скв) (рис. 4.4).  Рис.4.4 Распределение скважин, оборудованных ШГН, по типоразмерам насосов Проанализируем распределение скважин по типу привода штангового насоса (рис. 4.5). Подавляющее большинство применяемых в настоящее время приводов штангового насоса (станков-качалок) балансирного типа, механического действия, с преобразующим механизмом, выполненным на основе шарнирного четырехзвенника. К ним относятся достаточно распространенные станки-качалки аксиального типа (71,4%), дезаксиальные станки-качалки типа СКД (23,4%) и станки-качалки типа СКН (1,2%). Современные приводы штангового насоса типа ПНШ 18,9%.  Рис.4.5 Распределение скважин, оборудованных ШГН, по типу СК Далее рассмотрим распределение скважин по глубине спуска насосов (рис.4.6). Большую часть 70,5% (282 скв) составляют скважины с глубиной спуска насоса от 900 до 1200 м, 27,7% (111 скв) – более 1200м.  Рис.4.6. Распределение скважин, оборудованных ШГН, по глубине спуска насосов На рисунке 4.7. представлена гистограмма числа ходов штанг: 103 скважины эксплуатируются 3,1-3,5 качаний в минуту, 79 скважин – 4,1 – 5 кач/мин, 68 скважин – 3,6 – 4 кач/мин, 54 скважина – 2,6 – 3 кач/мин, 28 скважин – 2 – 2,5 кач/мин.  Рис 4.7 Распределение скважин, оборудованных ШГН, по числу качаний Длина хода точки подвеса штанг эксплуатационного фонда показана на гистограмме 4.8. 162 скважин эксплуатируются с длиной ходой 2,1-3,0 м, 96 скважин – 3,1 – 4,0 м, 93 скважины –1,5 - 2 м.  Рис 4.8 Распределение скважин, оборудованных ШГН, по длине хода Анализируя диаграммы, можно отметить, что основное количество скважин Сармановской площади работает при помощи ШГН с насосом типа ТНМ (267 скв.), при глубине спуска до 1200 метров, в качестве привода используются станки-качалки типа СК 8, длиной хода от 2,1 до 3,5м., и с числом качаний 4-5 мин  . Так же нужно отметить, что большая часть фонда скважин имеет малые отборы нефти, а именно до 5 т/сут и по данным скважинам обводненность продукции составляет более 90 %. Это объясняется тем, что площадь находится в завершающей стадии разработки. 4. Организация процесса ППД на промысловом объекте 4.1 Источники водоснабжения Система ППД обеспечивает доставку сточных и пресных вод от источников водозабора до нагнетательных скважин. Система поддержания пластового давления включает: Источники водозабора, Ответвления от магистрального водовода, Водоводы низкого давления, Кустовые насосные станции, Водоводы высокого давления, Водораспределительные блоки, Блоки распределительных гребёнок, Нагнетательные скважины. Эффективность системы ППД зависит от множества критериев, предъявляемых к ней в разное время на различных этапах разработки. Начало интенсивного развития системы ППД связано с реализацией Постановления центральной комиссии Миннефтепрома СССР от 18.05.56г., по которому была принята в действие генеральная схема разработки Ромашкинского месторождения, определяющая разрезание месторождения рядами нагнетательных скважин на 23 нефтяные площади. На следующем этапе, в начале 70-х годов система ППД была ориентирована на форсированный режим разработки нефтяных площадей. Широкомасштабное обустройство в системе ППД для обеспечения закачки до 300 млн.м3 в год и на протяжении ряда лет использовать этот форсированный режим для дальнейшего наращивания добычи. Естественно, вся система ППД была коренным образом преобразована под обеспечение таких мощных объёмов закачки, в первую очередь за счёт насыщения в необходимом количестве высоконапорными насосами высокого давления ЦНС-180. Со временем всё более совершенствующиеся технологии разработки нефтяных месторождений требовали в свою очередь от системы ППД соответствующего развития. Самым эффективным решением проблемы преобразования стала реконструкция системы ППД, первый этап которой завершился в 2001 году. Система закачки сточной воды состоит из 3 КНС, подводящих и разводящих водоводов длиной 24,81 и 158,546 км. Свободная мощность насосов на КНС сточной воды с учетом закачки по граничным площадям составляет 16,9 тыс. м3/сут. Система закачки пресной воды состоит из 3 КНС и 4 ВРБ, подводящих и разводящих водоводов длиной 59,15 км. и 173,801 км. | |||||||||||||||||||||||||