Кусровая. Анализ эффективности применения бс в условиях Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения нгду Азнакаевскнефть
 Скачать 1.02 Mb.
|
|
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «Альметьевский государственный нефтяной институт» Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Факультет нефтегазовый (заочное отделение) Группа 64-11 КУРСОВОЙ ПРОЕКТ «Скважинная добыча нефти» на тему: «Анализ эффективности применения БС в условиях Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения НГДУ «Азнакаевскнефть»» Студент Иванов И.И. ________________ фамилия, инициалы подпись Руководитель проекта к.т.н., доцент кафедры РиЭНГМ Гарипова Л.И. _______________ должность, фамилия, инициалы подпись Оценка за: текущую работу над курсовым проектом ………………………..………..……….. защиту курсового проекта ……………………………………..……….…………. Итоговая оценка ……………………………….……………………….…………….. Дата защиты курсового проекта …………………….……………………………… А  льметьевск, 2019МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РЕСПУБЛИКИ ТАТАРСТАН ГБОУ ВО «Альметьевский государственный нефтяной институт» Ф.И.О. руководителя:________________________________________________________ Должность:_________________________________________________________________ ОТЗЫВ Руководителя курсового проекта (работы) по дисциплине ___________________________________________________студента_______________________________________________________ группы________________________________________________________________ 1.Соответствие работы заданию______________________________________________ 2.Качество оформления и использования информационных технологий _______________________________________________________________________________ 3  .Выявленные недостатки работы: ________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________________Дата___________________________________ Подпись_____________________________ АННОТАЦИЯ Пояснительная записка содержит 64 страницы машинописного текста, 18 таблиц, 19 рисунков, список использованных источников - 36 наименований, 4 приложения СКВАЖИНА, ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ, БОКОВОЙ СТВОЛ, КОЭФФИЦИЕНТ ПРОДУКТИВНОСТИ, ИНТЕНСИФИКАЦИЯ, ВЫРАБОТКА ЗАПАСОВ, КРИТЕРИИ, ОБОСНОВАНИЕ, ДЕБИТ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ Объектом исследования является Зеленогорская площадь, на которой имеется значительное количество скважин со сниженным коэффициентом продуктивности. Цель проекта – разработка рекомендаций по применению БС для интенсификации добычи нефти, включающая в себя: обзор научно-технической литературы по проблемам применения БС для интенсификации добычи нефти; анализ состояния разработки по основным продуктивным горизонтам и технико-эксплуатационных характеристик фонда скважин; рекомендации по выбору мероприятия по интенсификации добычи нефти на базе анализа технологической эффективности методов; ассоциативный и многофакторный анализ влияния факторов на эффективность применения БС на объекте; расчет технологической эффективности применения БС по методу прямого счета; рекомендации по дальнейшему применению технологий БС и БГС. Область применения: внедрение проекта возможно на объектах месторождений со схожим геологическим строением и причинами снижения продуктивности добывающих скважин. СОДЕРЖАНИЕ
ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ БС – боковой ствол; БГС – боковой горизонтальный ствол; ОАО – открытое акционерное общество; НИЗ – начальные извлекаемые запасы; ЭЦН – электроцентробежный насос; ШГН – штанговый глубинный насос; ТПШ – точка подвеса штанг; ГРП – гидравлический разрыв пласта; СКО – соляно-кислотная обработка; ВНК – водонефтяной контакт; ВС – вертикальный ствол; ОПЗ – обработка призабойной зоны; ШСНУ – штанговая скважинная насосная установка; КРС – капитальный ремонт скважин; ВВЕДЕНИЕ По мере разработки месторождений увеличивается доля отбора от начальных извлекаемых запасов нефти. Ускоренными темпами вырабатываются активные запасы при одновременном повышении из года в год доли трудноизвлекаемых запасов. В настоящее время в связи с полным использованием возможностей вторичных методов повышения нефтеизвлечения ежегодно увеличивается число нерентабельных скважин. Вместе с тем, в продуктивных пластах остается значительное количество нефти в застойных зонах. Решением проблемы извлечения таких запасов и восстановления старых бездействующих скважин является ввод этих скважин в эксплуатацию путем бурения боковых стволов (БС). Проблему увеличения эффекта последующей разработки нефтяного месторождения можно решить путем широкого применения высокоэффективных комплексных технологий разработки трудноизвлекаемых запасов нефти, например, бурения боковых стволов из бездействующего и нерентабельного фонда. Основной задачей является оценка эффективности применения БС для интенсификации добычи нефти на Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения. Для решения поставленной задачи необходимо: - проанализировать текущее состояние разработки Зеленогорской площади; - выявить технологический эффект от внедрения БС; - провести сравнительный анализ работы боковых стволов и вертикальных скважин; - на основании оценки эффективности применения боковых стволов сделать выводы и дать рекомендации для дальнейшего применения в рассматриваемых условиях. 1 АНАЛИЗ НАУЧНО-ТЕХНИЧЕСКОЙ ЛИТЕРАТУРЫ ПО ПРИМЕНЕНИЮ БС ПРИ РАЗРАБОТКЕ МЕСТОРОЖДЕНИЙ В настоящее время, при том, что известные способы разработки месторождений нефти и газа не дают возможности обеспечить достаточно высокий уровень добычи нефти из-за эксплуатации скважин с продуктивными пластами на поздней стадии и кроме того актуальностью вовлечения в разработку промысловых объектов с запасами трудноизвлекаемой нефти, необходимо применение более перспективных методов разработки и оригинальные подходы по их использованию. К перспективным методам можно отнести применение горизонтальных (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС) [1]. Более широкий круг возможностей и задач отводится бурению горизонтальных скважин с целью увеличения эффективности извлечения запасов нефти [2]. В качестве основных критериев выбора профилей БС, являющихся основой их проектирования, считаются [3]: - форма профиля БС; - радиус искривления при выходе на горизонталь; - угол охвата резко искривленного участка. Пробуривание многоствольных горизонтальных скважин является многообещающей технологией [4]. В нефтяной компании «Halliburton» считают, что применение горизонтальных скважин большой длины перспективно в случае добычи нефти при эксплуатации низкопродуктивных коллекторов. Отмечено значительное сокращение эксплуатационных затраты, а также увеличение дебита нефти наряду с возрастанием объемов извлекаемых запасов. Такого же мнения придерживаются авторы [5]: для малопродуктивных, характеризующихся малой нефтенасыщенной толщиной, а также значительной площадью нефтяных залежей применение многоствольных и боковых горизонтальных скважин является почти единственной возможностью вовлечения их в разработку. Разработка многих залежей нефти с применением наклонно-направленных скважин и горизонтальным участком (боковых горизонтальных стволов), располагающемся в нефтяном пласте, проводится в течение значительного времени и характеризуется технологической эффективностью. Факторы, приводящие к увеличению объема добытой нефти при использовании БС и БГС: увеличение дебита; снижение возможности формирования водяных и газовых конусов; вовлечение в разработку зон, которые недоступны при использовании традиционного бурения (населенные пункты, промышленными объекты в природо- и водоохранных зонах и т.д.); повышение объемов добычи из малопродуктивных нефтяных залежей [6]. Применение горизонтальных стволов скважин с целью повышения эффективности разработки месторождений нефти можно отнести к перспективным способам вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и малопродуктивных запасов. Характерные черты геологического строения нефтяных пластов определенного месторождения, а также способы предотвращения возможной опасности при сближении стволов скважин с пробуренными до этого устанавливают трудность и особый вид различных профилей ГС в соответствии с проекторами, предъявляют высокие условия к поверхностному и глубиннонасосному оборудованию, применяемому при проведении рассматриваемой технологии. Перспективным этапом при дальнейшем развитии способов и технологий бурения горизонтальны скважин можно считать бурение с использованием колтюбинга оборудованием и разновидностями технологий, применяемых российскими компаниями [7]. Автор [8] утверждает, что значительная доля запасов нефти сосредоточена в залежах, которые характеризуются достаточно сложным строением, сниженными фильтрационными свойствами, а также влиянием подошвенной воды, газа. Эффективная разработка этих месторождений при достижении значительного коэффициента извлечения нефти не всегда имеет возможность быть обеспеченной стандартными технологиями, используемыми при строительстве нефтяных скважин, поэтому требует использования в значительных объемах технологий ГРП и ГС [8]. Использование ГС в продуктивном пласте на расстоянии сотни метров и до нескольких километров, может способствовать вовлечению в разработку в неоднородном горизонте или пласте участков с увеличенным коэффициентом проницаемости. Этот фактор способствует достижению в этих скважинах дебитов нефти, которые будут в несколько раз больше при сравнении их с вертикальными скважинами. Теперь имеется возможность бурения нефтяных залежей и водонефтяных залежей с использованием меньшего числа скважин, а также разработка этих объектов при достаточно низких депрессиях [9]. При условии, невыполнения ГС своего проектного назначения для эффективной выработки нефтяных запасов, проводятся различные мероприятия с целью интенсификации процессов добычи нефти, например, гидравлический разрыв пласта, который может проводиться в горизонтальных стволах по разным технологиям. Проведены исследования механизма образования трещин при ГРП в горизонтальных стволах, а также моделирование процесса с использованием методов математически статистики, результаты которых представлены в статьях автора Хилл Д. [10]. Валитовым М.А. [11] разработан реагент РЭС-Т, который в составе инвертно-эмульсионнго раствора используется при бурении скважин с большими зенитными углами в ОАО "НК "Роснефть"-Сахалинморнефтегаз". Экономический эффект по семи скважинам составил более 222 млн рублей. Как указывает Кочетков Л.М. [12], заканчивание и эксплуатация скважин горизонтальным или пологим забоем в последнее время находит все большее применение на выработанных месторождениях с трудноизвлекаемыми запасами. Опыт ОАО “Сургутнефтегаз” подтверждает, что этот метод один из наиболее перспективных по совершенствованию технологии разработки месторождений, повышению темпов добычи и КИН. Целенаправленное бурение ГС и БГС позволяет сменить место забоя скважин из выработанных участков на участки с невыработанными запасами (БГС) и охватить разработкой низкопродуктивные и застойные зоны нефтяных залежей (ГС). Применение этого метода в сравнении с вертикальными и наклоннонаправленными скважинами в 1,5–3,0 раза повышает основные показатели разработки месторождений (текущий дебит, дополнительная добыча, КИН, низкая обводненность добываемой продукции и себестоимость нефти). Для обоснования систем разработки, выбора эксплуатационных объектов и повышения эффективности эксплуатации ГС Минликаевым В.З. [13] использовалось трехмерное математическое моделирование процесса разработки. Для проектирования технологий ГС и БС созданы методика и программа расчетов. Как утверждает Федоров В.Н. [14], анализ качественного состава притока по стволу горизонтальной скважины или по отдельным пластам многопластового объекта позволяет дифференцировать фильтрационные параметры сложного объекта разработки, оценивать интервалы обводнения при прорыве воды, интервалы прорыва газа в условиях текущего значения депрессии. Привязка типа флюида к эффективной толщине пласта уменьшает погрешность расчета значений гидропроводности, фазовой проницаемости, которые являются основной целью проведения таких исследований. Герасименко С.А. [15] создана модель, позволяющая прогнозировать приток из матрицы в трещину с дальнейшим продвижением по ней к стволу горизонтальной скважины в зависимости от линейных размеров трещины, а также распределения давления по длине трещины; создана модель совместного притока из трещины и горизонтального ствола, учитывающая анизотропию пласта, угол наклона трещины к стволу, факторы искривления фильтрационных потоков. При бурении скважин с горизонтальным стволом можно отметить, что возможны низкие технико-экономические показатели из-за зависания колонны бурильных труб в стенках скважины, которое может быть вызвано прихватом применяемого в скважине инструмента, труб, а также различного технологического оборудования. Возможность дифференциального прихвата труб возникает из-за большой силы трения колонны бурильных труб и стенок обсадной колонны (ствола нефтяной скважины). Следствием этого могут явиться возникновение определенных условий, при которых процесс бурения становится невозможным [16]. Успешная выработка запасов нефти может быть достигнута только при условии достаточно изучения геологического строения продуктивного пласта и обоснования по результатам исследования расположения в пласте ГС. Проблемами прогнозирования дебитов горизонтальных стволов занимаются отечественные проектные институты и НИИ, обычно в области совершенствования классического способа Ю.П. Борисова. Эффективности применения МСС посвящено незначительное количество публикаций и научных исследований. Можно отметить, что в ТюмГНГУ эффективно проведены вычислительные эксперименты с использованием гидродинамического симулятора под названием Hydra’Sym, начиная с 2002 года. В рассматриваемой модели ведется учет частных параметров, в том числе изменение коэффициента проницаемости с учетом площади, определённая точка входа горизонтальных стволов в основной (учитываются реальные скважины Конитлорского нефтяного месторождения), угол искривления горизонтального ствола в продуктивном нефтяном пласте (восходящий профиль горизонтального ствола) [17]. С целью эффективного применения технологий водоизоляции в нефтепромысловых условиях необходимо обеспечение прогноза их эффективности и оценки планируемых и возможных рисков, которые могут возникнуть при проведении рассматриваемых работ. При эксплуатации вертикальных скважин имеются разнообразные модели на основе математической статистики, а также различные методики, использование которых способствует обоснованной оценке эффективности применяемых технологий водоизоляции с различной степенью успешности. Следует отметить, что прогнозирование технологической эффективности методов водоизоляции в ГС может осложняться тем, что оно сопровождается сложными гидродинамическими процессами фильтрации флюидов к забою горизонтальной скважины. Автором [18] предлагается математическая модель для успешного прогноза применения технологий водоизоляции в горизонтальных стволах скважин, разрабатывающих слоисто-неоднородные нефтяные пласты, а также перспективная методика для определения необходимых оптимальных объемов применяемых композиций. В случае вскрытия продуктивного пласта с применением ГС основными важнейшими параметрами считаются такие, как эффективная толщина пласта, интервалы притока нефти (профиль притока), текущий коэффициент нефтенасыщенности, эффективность использования запасов залежи с учетом полной длины ГС [19]. С целью оценки указанных параметров при использовании ГС в НПФ «Геофизика» в течение последних лет находятся в разработке значительное количество скважинных приборов для сканирования, в зависимости от количества датчиков зондов, предназначенных для сканирования [19]. Значительное использование ГС в условиях месторождений Западной Сибири при различном геологическом строении продуктивных пластов показало возможность разработки эффективных методик для оценки конструкции, протяженности, расположения в продуктивном пласте, возможных технологий интенсификации и относительного точного и удобного исследования с использованием глубинных приборов. Разработанные методики во многих случаях характеризуют только определенные условия продуктивного пласта, поэтому не всегда могут использоваться со значительной успешностью на различных промысловых объектах, которые существенно отличаются по геолого-физическим характеристикам, а это обычно может привести к неэффективной эксплуатации ГС [20]. С целью эксплуатации горизонтальных стволов с достижением рентабельных показателей есть потребность в осуществлении дополнительных промысловых исследований, а также определении оптимальных параметров проведения геолого-технологических мероприятий. В результате разработки гидродинамических моделей в статье [21] показано определение характера обводнения добывающих скважин с горизонтальным стволом, вскрывшим слоисто-неоднородный пласт при водонапорном режиме. При этом наблюдается резкое увеличение значений водонефтяного фактора в начальные периоды разработки и снижение этих значений в результате полного обводнения участков пластов, наибольших по проницаемости и водонасыщенности. Теоретические, лабораторные и промысловые исследования автора работы [22] позволили разработать и внедрить комплекс технико-технологических решений для бурения и заканчивания более 100 боковых стволов скважин, также с горизонтальным стволом, в условиях Федоровского, Западно-, Восточно-Сургутского, Быстринского, Родникового, Восточно-Елового месторождений. Также представлены результаты методических основ расчета профилей при использовании программных средств для оптимизации и реализации профиля бокового ствола пространственного типа при проектировании и при строительстве. В работе [23] показаны результаты эффективности применения различных методов интенсификации в условиях ачимовского пласта БС18+20 Быстринского месторождения, значения дебитов скважин при ГРП увеличиваются от 6 раз (до значений 70 тонн/сутки), значения дебитов БГС в сравнении с вертикальными скважинами увеличились более чем в 10 раз (значения до 190 тонн/сутки). Как утверждает автор работы [24], безаварийная проводка боковых скважин на нефть возможна при учете оперативной геологической и технологической информации, получаемой при бурении для прогноза глубины залегания продуктивных пластов, корректировки траектории стволов горизонтальных скважин при предотвращении выхода долот за пласты-коллекторы или попадании в обводненные части пласта. При получении информации для бурения используют комплекс телеметрических систем, которыми осуществляется в зависимости от компоновки передача на поверхность инклинометрических данных (пространственного положения оси скважины), показаний радиоактивности коллекторов и удельного сопротивления пластов. Оперативные показания телеметрических систем контролируют процесс бурения. В основном, используют импортную телеметрию от производителей, например, Halliburton, Baker Huges, Schlumberger и т.д. В российском ОАО НПФ “Геофизика” проводится разработка и выпуск нескольких вариантов информационно-измерительных систем при контроле и управлении бурением. В работе [25] отмечен значительный эффект от горизонтальных технологий для бобриковского горизонта (терригенные отложения нижнего карбона) в условиях нефтяных месторождений РТ. Отмечается необходимость применения аппаратно-программных средств при проведении технологических исследований для бурения горизонтальных стволов в продуктивных частях пластов. В статье [26] указывается, что программный комплекс Drilling Office компании Schlumberger прошел успешное тестирование в 2002 году (на базе ОАО "Сибнефть − Ноябрьскнефтегаз"), внедрен в эксплуатацию, а в настоящее время эффективно применяется при проектировании и сопровождении процессов бурения горизонтальных скважин. Известен способ разработки нефтяной залежи [27] путем отбора нефти из добывающих скважин, бурения БГС в нагнетательных скважинах и дальнейшей закачки рабочего агента через БГС. Проводят бурение дополнительных БГС в добывающей скважине и дальнейший отбор нефти из боковых горизонтальных стволов добывающей скважины. Процесс бурения всех БГС производится с пониженным давлением в скважине за счет размывания горных пород из-за высокого давления флюида. В пластах при этом образуются тонкие и длинные каналы, а бурение всех БГС проводится в направлении, устанавливаемом параллельно рядам при размещении скважин. В работе [28] отмечается, что процесс бурения БГС в условиях ОАО «Удмуртнефть» стартовал с 1993 года. В настоящее время наблюдается активное развитие технологий бурения МЗС, а также МСС (многозабойные и многоствольные скважины) для существенного увеличения производительности по скважинам. Основные направления по развитию технологии МЗС состоят в совершенствовании и внедрении различного оборудования для заканчивания в области соединения стволов скважин при селективной добыче и возможности исследований каждого бокового ствола; в бурении скважин со значительными отклонениями по вертикали по сравнению с существующими боковыми стволами; в бурении продуктивных горизонтов на депрессии для уменьшения значений скин-эффекта. Многочисленные исследования [29] показали существенное влияние расположения горизонтальных стволов добывающих и нагнетательных скважин по толщине пласта на выработку запасов нефти, причем наиболее значительно влияет на значение конечного коэффициента извлечения нефти расположение горизонтального ствола нагнетательной скважины. Если учитывать наличие переходных зон в ВНЗ при расчете конечного КИН, возможно более точное определение объемов НИЗ нефти. Также показано [29], что имеются оптимальные геолого-технические мероприятия для максимального повышения эффективности выработки запасов нефти в пласте БВ81-3 (Самотлорское месторождение), состоящие в бурении БГС. Исследования [30] показывают, что недоучет гидравлического сопротивления и неравномерности притоков флюидов по горизонтальному стволу, что можно отнести к гидродинамическим особенностям пористых каналов со значительной протяженностью, может привести к значительному превышению значений расчётных дебитов горизонтальных стволов по сравнению с фактическими значениями. Изучение научных статей по применению боковых стволов скважин в условиях месторождений РФ, а также зарубежного опыта показывает актуальность и значительную эффективность рассматриваемой технологии. Как можно отметить по результатам анализа рассмотренных литературных источников, имеются небольшие осложняющие факторы и условия, успешно решаемые в процессе рациональной эксплуатации скважин. 2 Технико-технологический раздел 2.1 Анализ текущего состояния разработки промыслового объекта с учетом его геологических особенностей Зеленогорская площадь является составной частью Ромашкинского месторождения. Она граничит на севере с Альметьевской, на юге с ЗайКаратайской, на востоке с Абдрахмановской площадями и на западе границей является Алтунино-Шунакский прогиб [31]. Зеленогорская площадь разрабатывается НГДУ «Азнакаевскнефть» объединения «Татнефть». Исходные геолого-физические характеристики горизонтов Д 0 и Д1, принятые в проектном документе, отображены в таблице 2.1.1. Зеленогорская площадь является одной из центральных площадей Ромашкинского месторождения. Она приурочена к западно-центральной части структуры II порядка – Южно-Татарскому своду. Основным эксплуатационным объектом являются продуктивные отложения кыновского (До) и пашийского (Д1) горизонтов, залегающие в среднем на глубине 1750-1770м. Эксплутационный объект представлен переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород. Коллекторами служат хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты. В разрезе кыновского и пашийского горизонтов выделено 9 продуктивных пластов: До, «а», «б1», «б2», «б3», «в», «г1», «г2+3», «д». Средняя толщина продуктивных пластов составляет 16,5м. Коллекторы пласта До приурочены к средней части кыновского горизонта и развиты преимущественно в северо-западной и центральной частях площади. Залегают в виде линз и полос различной величины от весьма крупных до мелких. Пласт До является отдельной залежью пластово-сводового типа. Корреляция пластов пашийского горизонта осуществляется с использованием репера «верхний известняк», выделяемого в кровле горизонта и репера «муллинские глины», залегающие в подошве пашийских отложений. Репер «верхний известняк» в пределах площади выделяется повсеместно, а репер «муллинские глины» на отдельных, небольших участках площади отсутсвует, в связи со слиянием коллекторов пласта «д» и нижезалегающего пласта ДII. Таблица 2.1.1 - Геолого-физическая характеристика Зеленогорской площади
Породы, слагающие горизонт До и Д1, по литологической характеристике делятся на две категории: песчано-алевритовые являются коллекторами, глинисто-алевролитовые и аргиллитовые, которые представляют неколлекторы и служат непроницаемыми разделами между пластами-коллекторами. Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пластов До и Д1 приведена в таблице 2.1.3. Таблица 2.1.3 - Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пластов Д0 и Д1
На Зеленогорской площади путем детальной послойной корреляции выделено 9 продуктивных пластов. Рассматривая в целом характер распространения коллекторов горизонта Д1 необходимо отметить невысокую связанность коллекторов верхне-пашийских отложений, что исключает значительные перетоки нефти и воды между пластами. В достаточной степени изолированным от верхнепашийских и пластов «гд» нижнепашийских коллекторов является пласт «в». Коллекторы пластов «гд» в большей степени связаны между собой, основная доля слияний смежных пластов вскрыта двумя и более скважинами, то есть рассматриваемые пласты являются практически единой гидродинамической системой. Физико-химические свойства нефтей и газов исследовались в лаборатории пластовых нефтей и газов «ТатНИПИнефть» и ЦНИПе ОАО «Татнефть». Отбор и анализ проб проводились с помощью известной аппаратуры по общепринятой методике и в соответствии с государственными стандартами. Физико-химические свойства пластовых нефтей девонского горизонта были исследованы по 85 качественным пластовым пробам и 40 поверхностным. Параметры пластовых и поверхностных нефтей изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 2,20 МПа до 9,7 МПа, среднее значение 8,38 МПа; плотность пластовой нефти от 765 кг/м3 до 856,9 кг/м3, среднее значение 802,3 кг/м3; объемный коэффициент от 1,0829 до 1,2729, среднее значение 1,1554; вязкость пластовой нефти от 2,20 до 4,84 мПа·с, среднее 3,55 мПа·с. Параметры поверхностной нефти по плотности нефти относятся к типу средних нефтей. Содержание серы в нефти колеблется от 1,2% до 2,4%, среднее 1,6%; содержание парафинов от 2,6% до 8,5%, среднее 4,5%. Следовательно, нефти девонского горизонта Зеленогорской площади относятся к классу сернистых и парафинистых нефтей. Среднее значение выхода светлых фракций составляет при t 100º С – 9,3%, при 200º С – 24,7%, при 300º С – 46,8%. Таблица 2.1.4 - Материальный баланс распределения углеводородов по Зеленогорской площади
Пластовый газовый фактор в среднем по площади для девонских отложений составляет 62,30 м3/т. В процессе сбора, транспортировки и подготовки нефти рабочий газовый фактор, т.е. количество выделенного газа на 1-ой и 2-ой ступенях сепарации равняется 50,19 м3/т. Потери нефти от испарения легких фракций при дальнейшей ее подготовке составляют 3,84 м3/т., а ее потери в процессе подготовки сточных вод порядка 0,022 м3/т. Т.о., разница между пластовым газовым фактором и суммарным количеством газа, выделенным в процессе подготовки нефти, составляет 8,25 м3/т. Эта разница ушла вместе с товарной нефтью. Таблица 2.1.5 - Свойства пластовой нефти, газа и воды Зеленогорской площади
Физико-химические свойства пластовых нефтей горизонтов До-Д1 были исследованы по 50 скважинам и поверхностным пробам из 38 скважин. Давление насыщения нефти изменяется от 6,8 МПа до 9,9 МПа, в среднем равно 8,79 МПа; плотность нефти в пластовых условиях изменяется от 0,683 г/см3 до 0,883 г/см3, в среднем 0,807 г/см3; объемный коэффициент от 1,102 до 1,220 в среднем 1,160; вязкость пластовой нефти изменяется от 2,5 МПа·с до 4,5 МПа·с, в среднем 3,46 МПа·с. Коэффициент сжимаемости от 72,0 до 118,0·10-5 МПа-1, средний 95,7·10-5 МПа-1. Параметры поверхностных нефтей изменяются в следующих пределах: содержание серы в нефти от 1,23 до 2,34% вес, в среднем 1,79% вес; асфальтенов от 3,4 до 6,3% вес, в среднем 4,87% вес; парафинов от 2,3 до 3,8% вес, в среднем 4,61% вес. Таблица 2.1.6 - Свойства и ионный состав пластовой воды
В таблице 2.1.6 приведены данные по результатам исследования проб пластовой воды Зеленогорской площади. Пластовые воды продуктивных отложений терригенного девона представляют собой рассолы хлоркальциевого типа с общей минерализацией, изменяющейся от 244 г/л до 262 г/л. Нефти пашийского горизонта Зеленогорской площади являются маловязкими, газонасыщенными, пластовые воды можно отнести к хлоркальциевому типу, а состав газа – азотно-метановый. Зеленогорскую площадь выделили как объект разработки, начиная с 1964 года, причем опытную эксплуатацию по разведочным скважинам проводили начиная с 1956 года [32]. В настоящее время можно отметить полную разбуренность и вовлечение в активную разработку около 96 процентов извлекаемых запасов в условиях площади. Зеленогорская площадь разрабатывается на заключительной стадии [32]. Динамику по показателям разработки горизонта Д0 в условиях Зеленогорской площади можно рассмотреть с начала разработки 1964 г. - 2016 год (таблица Б.1 Приложения Б). Рассматривается горизонт Д0, так как именно по этому горизонту производится внедрение ОРДиЗ в комплексе с горизонтом Д1в (закачка), а добыча нефти проводится из горизонта Д0. Характеристику технологических показателей разработки горизонта Д0 можно рассмотреть графически в виде различных зависимостей – рисунок 2.1.1. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||