Наим. Анализ состояния разработки Конитлорского месторождения по дисциплине
 Скачать 2.22 Mb.
|
|
2.3 Свойства и состав пластовых флюидов Изучение физических свойств пластовых нефтей на образцах глубинных проб проводилось двумя методами: - методом однократного (стандартного) разгазирования; - методом дифференциального (ступенчатого) разгазирования. В процессе выполнения стандартного разгазирования и сопутствующих операций определялись основные параметры газонасыщенной нефти в условиях пласта: давление насыщения нефти газом, плотность и вязкость однофазной жидкости при давлении и температуре пласта, газосодержание, характеристики дегазированной нефти и нефтяного газа и т.д. Для обоснования средних значений подсчетных параметров нефти и газа использованы результаты  дифференциального разгазирования при условиях промысловой подготовки продукции скважин с учетом термохимической обработки.Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Конитлорского месторождения.
Горизонт БС10 0. По результатам анализа поверхностных проб отчетливо прослеживается изменчивость свойств нефти в зависимости от положения на структуре. В центральной (купольной) части залежи плотность нефти заметно ниже по сравнению с приконтурной зоной. В сопоставлении с нижележащими горизонтами нефти горизонта БС10 0 более легкие, менее вязкие, нефтяной газ относительно жирный.  По технологической классификации нефти сравнительно легкие, маловязкие, смолистые, сернистые, с выходом фракций до 350С около 54%. Горизонт Ач1.По результатам исследований поверхностных проб разгазированные нефти средней плотности, относительно вязкие, смолистые, парафинистые, сернистые, с выходом фракций до 350С около 48%. Горизонт Ач2. Значения подсчетных параметров приняты по аналогии с характеристиками пласта Ач1 на основании предположения о литологическомединстве пластов и наличии возможной гидродинамической связи между ними. Горизонт ЮС1. Разгазированные нефти средней плотности, средней вязкости, малосмолистые, парафинистые, сернистые, с выходом фракций до 350С около 49 – 50%. Горизонт ЮС2. Разгазированные нефти относительно тяжелые, вязкие, смолистые и малосмолистые, парафинистые, сернистые, с выходом фракций до 350С около 47%. Физико-химическая характеристика поверхностных проб разгазированной нефти Конитлорского нефтяного месторождения
 В компонентных составах жидкой и газовой фаз (табл. 2.4.) концентрация нормальных углеводородов заметно выше концентрации их изомеров, что характерно для чисто нефтяных залежей, не затронутых процессами биодеградации (или слабодеградированных). Преимущественный химический тип вод гидрокаробонатно-натриевый. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия и калия, хлора, магния, кальция, гидрокарбоната. В качестве микрокомпонентов отмечено присутствие йода, брома, бора, фтора. Общая минерализация пластовых вод невелика и по результатам исследований колеблется в диапазоне 18 – 26 г/л. В условиях пласта воды насыщены газом метанового типа. Максимальная газонасыщенность вод на границе ВНК достигает 2,7 – 2,9 м3 /м3. По мере удаления от ВНК количество растворенного газа резко снижается и на периферии не превышает 0,2 – 0,4 м3 /м3. Свойства пластовой нефти Конитлорского нефтяного месторождения.
  3 Технико-технологическая часть3.1 Анализ показателей работы фонда скважин Конитлорского месторождения На балансе по месторождению числится 282,353 млн.т нефти промышленных категорий в пластах БС10(0). Начальные извлекаемые запасы (НИЗ)составляют 56,018 млн.т. В 2013 году добыча нефти составила 3982,627 тыс.т. при проекте 2127,4 тыс.т. Превышение проектного уровня добычи достигнуто за счет превышения фактического фонда добывающих скважин над проектным (на 133 единицы), проведения ГРП, работ по физико-химическому воздействию (ФХВ) на пласт, мероприятий по оптимизации режимов работы скважин, а также за счѐт забуривания вторых стволов. Фонд скважин на 1.01.2014 по пласту БС10 Конитлорского месторождения распределился следующим образом: Всего - 550 в т.ч. добывающие - 424 нагнетательные - 107 контрольные - 2 пьезометрические - 3 водозаборные - 14 в консервации - 0 (добывающих - 0) ликвидированные - 0 Добывающий фонд по способам эксплуатации распределился следующим образом: Всего - 331 в т.ч. ЭЦН - 243 из них - 81 горизонтальных скважин ШГН - 183 из них 15 горизонтальные скважины Фонтан - 5 Неработающий фонд добывающих скважин на 1.01.2014 года составил 18 единиц или 8,04% от эксплуатационного, в том числе в простое 10 скважина, в освоении 10, в бездействии 9. Основные причины неработающего фонда –снижение изоляции УЭЦН до нуля, забуривание второго ствола.  Средний дебит простаивающих скважин – 4,5 т/сут, бездействующих – 2,6 т/сут.В 2013 году было проведено 32 ГРП. Дополнительно добыто 79,301 тыс.т нефти, эффективность на 1 скв/опер. составила 15,3 т/сут. Введено 59 новых эксплуатационных скважин, в т.ч. из эксплуатационного бурения 48 штук, в том числе из нагнетательного бурения 11 скважин из других фондов 2 скважины. Средний дебит жидкости новой скважины 36,7 т/сут, нефти – 29,49 т/сут; обводненность новых скважин 5,7% при проекте 1,5%. Для сравнения, обводнѐнность новых скважин в 2011 году составляла 6,4%, а в 2010 году – 8,78%. Средний дебит нефти действующей скважины в целом по месторождению за 2013 год составил 24,81 (в 2012 году – 24,32 т/сут), при проекте 22,6 т/сут, горизонтальной скважины – 28,5 (в 2012 году – 25,6 т/сут). Средний дебит жидкости действующей скважины в целом по месторождению составил 37,3 т/сут при проектном уровне 27,9 т/сут. Среднегодовая обводненность за 2012 год составила 33,5% при проекте 21,67% и увеличилась по сравнению с 2011 годом на 1,94%, при проекте 3,2%. Для сравнения, среднегодовая обводнѐнность за 2011 год увеличилась на 3,33%, а за 2010 год – на 7,92%. Среднегодовая обводненность перешедших скважин в 2013 году составила 36,11% при проекте 23,08% и увеличилась по сравнению с 2012 годом на 1,11% при проекте3,01%. Для сравнения, среднегодовая обводненность перешедших скважин в 2012 году увеличилась на 3,54%, а в 2011 году – на 9,13% [2]. Снижение темпа роста обводнѐнности перешедших скважин объясняется проведением следующих мероприятий: - Выравнивание профилей приѐмистости путѐм объѐмных закачек и вторичного вскрытия пластов с целью ФХВ на пласт. - Оптимизация режимов работы добывающих скважин. - Регулирование закачки путѐм штуцирования нагнетательных скважин. С начала разработки добыто 12476,6 тыс.т нефти при проекте 7599,8 тыс.т, что составляет 25,17% от начальных извлекаемых запасов при проекте 5,498%.  Темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 8,18% при проекте 5,49%. Темп отбора от текущих извлекаемых запасов составил 10,5% при проекте 6,81%. Добыча жидкости за 2013 год составила 5090,3 тыс.т., при проекте 2146,4 тыс.т. Превышение проектных показателей над фактическими связано с превышением фактического фонда скважин над проектным, проведением ГРП, работами по оптимизации. За счёт ФХВ на пласт за 2013 год получено 229,042 тыс.т. нефти, что на 50,814 тыс.т. больше, чем в 2012 году. За счёт химического воздействия добыто 107,338 тыс.т., то есть 2,7% годовой добычи. Наибольшую эффективность показали технологии закачки ЭПС (11,5 т. на 1скв/опер), ВУС (9,4 т. на 1скв/опер), ПДС (7,8 т. на 1скв/опер), гл. ВУС (7,3 т. на 1скв/опер), сшитого силиката натрия (5,5 т. на 1скв/опер). Система ППД продолжает формироваться. Нагнетательный фонд увеличился на 27 единиц, в т.ч. за счёт ввода из бурения 11. Соотношение добывающих и нагнетательных скважин улучшилось по пласту БС10 с 4,75:1 до 3,96:1, по пласту БС16 с 3,67:1 до 3,32:1 и в целом по месторождению с 4,41:1 до 3,5:1. Средняя приѐмистость по месторождению снизилась с 190,3 до 164,95 м3 /сут при проекте 74 м3 /сут. Неработающий фонд нагнетательных скважин составил 2 единицы, в том числе 1 скважина в бездействии, 1 в простое. Закачка воды за 2013 год составила 6761,124 тыс.мЗ при проектной 3198,7 тыс.мЗ. Превышение фактической закачки над проектом связано с отбором жидкости, который также выше проекта. Компенсация отбора закачкой в целом по месторождению составила: текущая 106,61%, накопленная 108,24% при проектных соответственно 116 и 114%. Отставание фактической компенсации от проектной связано с интенсивным вводом высокодебитных скважин и отставанием системы ППД по объективным причинам. Часть нагнетательных скважин находится в отработке 57 штук при проекте 4.  Пластовое давление за год по пласту БС10 снизилось на 2,5 атм и составило 242,3 атм при начальном 254 атм. Пластовое давление по пласту БС 16 снизилось на 5,3 атм и составило 259,7 атм при начальном 267 атм. Пласт БС10 эксплуатируют 63 горизонтальных скважины. Длины горизонтальных участков в среднем 300м. Средний дебит по нефти горизонтальных скважин составляет 35,2 т/сут, что в 3,5 раза выше среднего дебита по вертикальным скважинам (10,1 м/сут).
Таким образом, анализ работы фонда Конитлорского нефтяного месторождения позволяет отметить следующее: - особенностью процесса эксплуатации пласт БС10 является безводная работа скважин с начала его разработки; - на пласт БС10 пробурены и введены в эксплуатацию 63 горизонтальные скважины; - средний дебит по нефти горизонтальных скважин выше среднего дебита по нефти вертикальных скважин в 3 - 4 раза;  - в течение полутора лет эксплуатация месторождения осуществлялась на естественном режиме. | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||