Отчет по практике. практика. 1 общие сведения о промысловом объекте
 Скачать 144.51 Kb.
|
 Рисинук 1.3.1 - Гидродинамические характеристики Ново-Елховской площади, пашийского горизонта Нефти турнейского яруса по Ново-Елховской площади имеют следующие свойства: давление насыщения нефти изменяется от 1,5 до 5 МПа, среднее значение равно 3 МПа; газовый фактор равен 9,8 м3/т; вязкость пластовой нефти изменяется от 17,5 до 65,9 мПа·с, среднее значение равно 22,9 мПа·с; объемный коэффициент изменяется от 1,011 до 1, 067, среднее значение равно 1,0455; плотность дегазированной нефти при дифразгазировании изменяется от 886 до 912 кг/м3, среднее значение – 903 кг/м3; вязкость поверхностной нефти при 200С изменяется от 24,5 до 207,8 мПа·с, среднее значение – 85,4 мПа·с; при 500С вязкость изменяется от 13,8 до 60,3 мПа·с, среднее значение – 24,1 мПа·с; содержание серы изменяется от 1,6 до 3,1%, среднее значение – 2,7. При разгонке нефти получено фракций до 1000С – 4,5% ; до 200 0С – 22,4%; до 3500С – 45,4%. Параметры пластовой нефти бобриковского горизонта на Ново-Елховской площади изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 2,03 до 6,8 МПа, среднее значение 4,1 МПа; средняя величина газового фактора составляет 13,4 м3/т; вязкость изменяется от 14,8 до 69,3 мПа·с, среднее значение составляет 31,5 мПа·с; плотность дегазированной нефти при дифразгазировании изменяется от 880 до 918кг/м3, средняя величина равна 905кг/м3; средняя величина объемного коэффициента составляет 1,0466, содержание серы в нефти изменяется от 1,5% до 3%, в среднем равно 2,6%, вязкость поверхностной нефти при 200С равна – 162,6 мПа·с; при 500С – 39,8мПа·с. При разгонке нефти получено фракций до 1000С – 5,5%; до 2000С – 22,9%; до 3500С – 42,8%. Нефти тульского горизонта по Ново-Елховской площади имеют следующую характеристику: давление насышения по горизонту изменяется от 1,1 до 5 МПа, среднее 1,8 МПа; газовый фактор равен 6,1 м3/т; вязкость изменяется от 20,6 до 68,3 мПа·с, среднее значении – 28,6 мПа·с; объемный коэффициент изменяется от 1,027 до 1,072, среднее значение 1,0466; плотность дегазированной нефти при дифразгазировании изменяется от 891 до 949 кг/м3, среднее значение – 905 кг/м3; содержание серы изменяется от 2,2 до 3%, среднее значение – 2,9%. При разгонке нефти получено фракций до 1000С – 6,2%; до 2000С – 24,9%; до 3500С – 44,9%. Таким образом, по данным исследования поверхностных и пластовых нефтей нижнего карбона, изменчивость основных параметров нефти по горизонтали небольшая. По своим физико-химическим характеристикам нефти нижнего карбона являются высокосернистыми, вязкими, выход фракций выкипающих до 3500С – от 35 до 45%. Водоносность продуктивных отложений верхнего девона приурочена к песчано-алевролитовым пластам пашийского и кыновского горизонтов. Дебиты скважин колеблются от 7 до 92 м3/сут при понижении уровня воды в скважинах на 370-400 метров от устья. Наименьшая водообильность приурочена к горизонту Д0, в связи с небольшой толщиной пластов и их линзовидным, полосообразным распространением. Подземные воды горизонтов Д0 и Д1 представляют собой хлоркальциевые рассолы показатели которого приведены в таблице 1.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды горизонтов Д0,Д1
Газовый состав подземных вод азотно-метановый, газонасыщение вод составляет 240-460 см3/л, наибольшее газонасыщение приурочено к зонам ВНК. Единство химического и газового состава подземных вод, примерно одинаковые статистические уровни в скважинах, вскрывших горизонты Д0 и Д1 свидетельствуют об одинаковых условиях формирования качественного состава вод и наличии хорошей гидродинамической связи между горизонтами. В отложениях турнейского яруса водоносными являются трещиноватые и кавернозно-трещиноватые известняки и доломиты. Дебит скважин колеблется от 3 до 18 м3/сут при динамических уровнях до 800 м. Статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках +20-22 м. Режим залежи упруговодонапорный. По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А.Сулину), пластовое давление колеблется в пределах 11-13,2 МПа. Температура пластовой воды – 25-270С. 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(в среднем 1190,0), вязкость - 1,73-2,00 мПа.с (в среднем 1,96); газонасыщенность вод равна в среднем 0,35 м3/т, объемный коэффициент – 0,9997. Упругость газа составляет 5,0 –10,0 мПа, Газовый состав вод - азотно-метановый.
Общая минерализация составляет 234,2-244,5 г/л., плотность – 1163,4 -1165,6 кг/м3, вязкость – 1,70-1,74 мПа·с, газонасыщенность достигает 0,05 -0,45м3/т. Состав газа – метано-азотный. Объемный коэффициент равен 1,001. В бобриковско-тульских отложениях водоносными являются песчаники и алевролиты. Дебит скважин колеблется от 2 до 25м3/сут при динамических уровнях до 800м, статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках +20 - 40м. В связи с закачкой в нагнетательные скважины пресных вод, содержащих сульфаты и сульфатвосстанавливающие бактерии в разрабатываемых горизонтах появляется сероводород. Поэтому необходимо предусмотреть мероприятия по защите нефтепромысловых сооружений от коррозии. Исходя, из вышесказанного можно сделать вывод, что плотность кыновской пластовой нефти равна 820,0 кг/м3, пашийской - 816,0 кг/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 % масс), парафина (1,97 - 1,89 % масс.) Давление насыщения – по кыновскому 7,2 МПа и по пашийскому 7,9 МПа, газосодержание - 49,2 м3/т и 53,2 м3/т, объемный коэффициент при однократном разгазировании - 1,135 и 1,162, вязкость составляет 4,1 мПас и 4,0 мПас. 3 ХАРАКТЕРИСТИКА И АНАЛИЗ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ ОБЪЕКТА (ОБЪЕКТОВ), АНАЛИЗ ВЫРАБОТКИ ПЛАСТОВ, ХАРАКТЕРИСТИКА ФОНДА СКВАЖИН Площадь находится в четвертой стадии разработки. Максимальный объем добычи нефти был достигнут в 1968 году, и равен 7,1 млн. т в год. Этот уровень удерживался в течение 4 лет. С 1973 года добыча нефти начала снижаться и на 2009г она составила 468,726 тыс.т в год. [7] Всего на балансе ”Елховнефть” на 1.01.2007г. находится 5484 скважины. Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 2788 скважин, из них действующий фонд – 2542 скважин. На Ново-Елховском месторождении 5025 скважин: 2483 - эксплуатационный фонд, 2256 скважин действующих, 226 в бездействии, 1 в освоении. Общий фонд прочих категорий 1213 скважин, в том числе в консервации 190 скважин, 267 наблюдательных, 38 в ожидании ликвидации, 613 - ликвидированных, 20 скважин дающих техническую и питьевую воду, 2 наблюдательных, 1 поглотительная, 1 разведочная, водозаборных – 2 скважины, 80 – эколого-гидрогеологических. На Ново - Елховская площадь (До, Д1) на 1.01.2007 год 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. 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. Плотность сетки скважин по утвержденному проекту на 1 добывающую скважину 26,3 га, с учетом дополнительных скважино-точек – 26,3 га, с учетом резерва- 26,3 га. Фактически по состоянию на 1.01.2007 года плотность сетки добывающих скважин составляет 31,2 га. Плотность сетки на объект (эксплуатационные + нагнетательные) по утвержденному проекту – 20,6 га, с учетом дополнительных скважинно-точек – 20,6 га, с учетом резерва – 20,6 га. Фактически по состоянию на 1.01.2007 года плотность сетки на объект составляет 22,4 га. Проектом нижнего и среднего карбона Ново-Елховской площади предусмотрено пробурить 1954 скважины, в том числе добывающих 1292, нагнетательных 272, резервных 390 (таблица 2). По состоянию на 1.01.2007 года количество утвержденных скважино-точек с учетом изменений - 1954, в том числе 1216 добывающих, 377 нагнетательных, 309 резервных, 48 наблюдательных и 4 оценочных. Пробуренный фонд на отложения карбона составил 1484 скважины, в том числе 1070 добывающих, 358 нагнетательных, 80 прочих категорий, 1 оценочная скважина, 5 разведочных. Таблица 3.1.1 – Сравнительный анализ движения фонда скважин
В целом можно сказать, что эксплуатационный фонд добывающих скважин уменьшился на 70 скважин по сравнению с 2002 годом и на 60 с 2001 годом. Уменьшение эксплуатационного фонда связано с выводом скважин в консервацию. По состоянию на 1.01.2004 года обводненную продукцию дают 1576 скважин, из них обводненностью до 20 % - 43 скважины, от 20 ÷ 50 % - 302 скважин, от 50 ÷ 90 % - 404 скважины, более 90 % - 227 скважин. Данные обводненной продукции по площадям приводится в таблице 3.1.2. Таблица 3.1.2 – Обводненность добываемой продукции по Ново-Елховской площади
В 2008 году бурение велось на площадях Ново-Елховского месторождения. В фонд НГДУ в 2008 году из бурения принято 29 скважин. Динамика пробуренного фондаскважинпокатегориямприведена в таблице 3.1.3. Таблица 3.1.3 - Динамика пробуренного фонда скважин
Эксплуатационный фонд добывающих скважин на 1.01.2008 г. составляет 1796 скважин. В таблице 3.1.4 приводится баланс эксплуатационного фонда добывающих скважин. Таблица 3.1.4 - Баланс эксплуатационного фонда добывающих скважин
Продолжение таблицы 2.1.4
Из общего эксплуатационного фонда действующих 1664 скважины, 131 скважина в бездействии после эксплуатации. Нагнетательный фонд на 1.01.2007 года составляет 702 скважины. Под закачкой (нагнетанием) воды находится 716 скважин, в том числе 91 скважина остановлены по технологической причине. Бездействующий фонд составляет 18 скважин, 6 скважин находятся в освоении. Таблица 2.1.5 - Баланс нагнетательного фонда
В 2007 году под закачку освоено и введено 36 скважин, в том числе 18 скважин на горизонт До и Д1, 18 скважин на С1 + С2. Соотношение действующего фонда нагнетательных и добывающих скважин на 1.01.2008 года составляет по девону – 1:1,178 ; по карбону – 1:3,05 ; по месторождению в целом – 1:2,32 ; По состоянию на 1.01.2004 года в консервации 75 скважин, прибыло 2 скважины из НГДУ «Лениногорскнефть», 8 скважин из эксплуатационного фонда, выбыла в «Татойлгаз» 1 скважина, 10 скважин выбыло в эксплуатационный фонд, 1 скважина в пьезометрический фонд. Наблюдательный фонд на 1.01.2008 года составляет 151 скважину. В течение года из наблюдательного фонда 5 скважин ушли в ППД и 14 скважин в эксплуатационный фонд. Фонд ликвидированных скважин 313. Фонд скважин ожидающих ликвидации на 1.01.2008 года составляет 133 скважины. В 2008 году из нагнетательного фонда 3 скважины перешли в эксплуатационный фонд. На 1.01.2010г. отобрано 89,78% от начальных извлекаемых запасов, темп отбора от ТИЗ составляет 2,74%. На сегодняшний день по Ново-Елховской площади 98,1% извлекаемых запасов нефти вовлечены в активную разработку. С начала разработки из продуктивных пластов извлечено 146,228 млн.т нефти, текущий коэффициент нефтеотдачи равен 0,420. Добыча нефти в 2009 году составила 468,726 тыс.т или 2,74% от текущих и 0,29% от начальных извлекаемых запасов. Наибольшее количество нефти было отобрано по пластам пашийского горизонта - 71,8 %. Установлено, что наибольшая доля приходится на высокопродуктивные коллекторы - 88,2 %, в то время как на высокопродуктивные глинистые - 9,4 %, а на малопродуктивные лишь 2,4 %. Аналогичный характер соотношений отборов между группами коллекторов прослеживается и по отдельным пластам. Различия отмечаются и в количестве отобранной нефти по зонам. Так, по нефтяной зоне отобрано 73,4 %, по водо-нефтяной зоне 26,6 % от общего количества. [13] Была установлена величина остаточных извлекаемых запасов, которая составила 10,026 млн. т. В целом наибольшая доля их сосредоточена в высокопродуктивных коллекторах - 65,5 %, а в высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных коллекторах, соответственно, 22,4 % и 12,1 %. По пластам они распределены неравномерно. Наибольшее количество остаточных извлекаемых запасов (около 3 млн. т) сосредоточено в пластах "Д0" (34,3 % от общего количества) и "б2+3" (24,7 %), а наименьшее по пласту "г" (0,382 млн. т - 3,8 %). Содержание их по другим пластам изменяется от 1,2 до 1,5 млн. т. Также неравномерно распределены остаточные запасы и по группам коллекторов в пределах отдельных пластов. По наибольшему их содержанию в высокопродуктивных коллекторах выделяются пласты "Д0" (72,5 %), "в" (85,6 %) и "гд" (92,9 %). Около 20,0 % от остаточных запасов сосредоточено в малопродуктивных коллекторах пластов "а" и "б1". Более 25,0 % от остаточных запасов в целом по объекту сосретодочено в высокопродуктивных глинистых коллекторах пластов "а" (35,4 %), "б1" (28,1 %) и "б2+3" (27,9 %). Величина начальных извлекаемых запасов в высокопродуктивных коллекторах в начале разработки составляла 92,802 млн. т (86,1 % от общих), в высокопродуктивных глинистых - 11,391 млн. т (10,6 %) и в малопродуктивных - 3,531 млн. т (3,3 %), на дату анализа они оказались равными, соответственно, 6,566 млн. т (65,5 %), 2,243 млн. т (22,4 %) и 1,217 млн. т (12,1 %). Таким образом, доля запасов высокопродуктивных коллекторов уменьшилась почти на 50,0 %, а высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных коллекторов увеличилась, соответственно, в два и 3,5 раза. Эта тенденция сохраняется и по отдельным пластам. Произошло уменьшение запасов по пластам "б2+3", "в", "г" и в целом по отложениям пашийского горизонта. В то же время увеличилась доля запасов по пластам "Д0", "а" и "б1". Соотношение запасов по нефтяной и водонефтяной (соответственно, 74,0 % и 26,0 %, 73,4 % и 26,6 %) зонам в целом по объекту значительно не изменилось. Различные изменения произошли по отдельным пластам. При увеличении доли запасов водонефтяной зоны по пластам "а", "б1", "в" отмечено её уменьшение по пластам "б2+3" и "г". По балансовым запасам отмечаются в целом те же тенденции в изменении структуры запасов, что и по извлекаемым. Наибольшая доля (88,2 %) от общего отбора нефти связана с высокопродуктивными коллекторами, в то время как из высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных коллекторов отобрано, соответственно, 9,4 % и 2,4 %; Величина остаточных извлекаемых запасов на дату анализа составляет 10,026 млн. т. Наибольшая их доля сосредоточена в высокопродуктивных коллекторах (65,5 %), а в высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных содержится, соответственно, 22,4 % и 12,1 %. Наибольшее количество остаточных запасов сосредоточено в пластах “Д0” и “б2+3”, соответственно, 3,4 млн. т и 2,5 млн. т; Структура запасов площади ухудшилась по сравнению с начальной за счет уменьшения доли запасов высокопродуктивных коллекторов с 86,1 % (92,802 млн. т) до 65,5 % (6,566 млн. т) и увеличения доли высокопродуктивных глинистых с 10,6 % (11,391 млн. т) до 22,4 % (2,243 млн. т) и малопродуктивных с 3,3 % (3,531 млн. т) до 12,1 % (1,217 млн. т) коллекторов. Таким образом, доля запасов высокопродуктивных коллекторов уменьшилась почти на 50,0 %, а высокопродуктивных глинистых и малопродуктивных коллекторов увеличилась, соответственно, в два и 3,5 раза. Произошло уменьшение запасов по пластам "б2+3" "в", "г" и в целом по отложениям пашийского горизонта. В то же время увеличилась доля запасов по пластам "Д0", "а" и "б1". Соотношение запасов по нефтяной и водонефтяной зонам в целом по объекту осталось почти неизменным, но произошло некоторое увеличение доли запасов водо-нефтяной зоны по пластам "а", "б1", "в", и уменьшение ее по пластам "б2+3" и "г". | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||