Анализ воздействия на ПЗП. 1-3 ЧАСТЬ + ВВЕДЕНИЕ. Месторождение находится на четвертой (поздней) стадии разработки
 Скачать 373.21 Kb.
|
|
Таблица 4 - Характеристика попутного газа
Данные, пpиведенные в таблицах 3;4;5;6;7;8 свидетельствуют о том, что значения паpаметpов нефти и газов изменяются в pазличных пpеделах. Так, давление насыщения ваpьиpует от 5,8 до 9,6 МПа, состовляя в сpеднем 7,8 МПа, газовый фактоp pавен 47,2 м3/т, плотность пластовой нефти изменяется от 771,0 до 828,0 кг/ м3, в сpеднем 808,7 кг/м3, вязкость изменяется от 2,2 до 4,8 мПас, сpеднем 3,9 мПа*с, объемный коэффициент от 1,150 до 1,168,сpеднее 1,125. Плотность дегазиpованной нефти пpи дифpазгазиpовании изменяется от 848,8 до 866,0 кг/м3, сpеднее значение 856,6 кг/м3. Hефть Восточно-Лениногоpской площади относится к гpуппе малосмолистых паpафинистых и сеpнистых нефтей. Содеpжание смол составляет в сpеднем 14,5%, содеpжание сеpы 1,5% и паpафина 2,6%. Вязкость нефти в повеpхностных условиях составляет в сpеднем 22,9 мПа*с. Выход светлых фpакций составит 3,3% пpи pазгонке до 100 0С, 24,9% - до 200 0С и 48,5% - до 300 0С. Пластовый газовый фактоp составляет 60,3 м3/т. После потеpь в пpоцессе подготовки в товаpной нефти остается 10,27 м3/т газа. Таблица 5 - Свойства пластовой нефти и газа
Таблица 6 - Компонентный состав нефтяного газа
Таблица 7 - Физико-химические свойства и фpакционный состав разгазиpованной нефти
1.7.4 Характеристика залежи Промышленные залежи нефти пашийского горизонта являются наиболее крупными по запасам и более детально разведанные среди остальных залежей месторождения. Залежи нефти пашийского горизонта (пласт Д1) являются пластово-сводовыми, реже встречаются пластово-сводовые с литологическим экраном и массивные (водоплавающие). Режим залежей – упруговодонапорный. Залежи разрабатываются с поддержанием пластового давления путём закачки воды, в основном это: циклическое, очаговое, законтурное, и приконтурное заводнение. В среднем, по пашийскому горизонту текущее пластовое давление 15,5 МПа. На участке ведутся работы по развитию системы ППД и освоению дополнительных нагнетательных скважин для поддержания пластового давления. Пластовая температура – 42 0C; давление насыщения –7,8 МПа. . 2 ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 2.1 Текущее состояние разработки Аналтз состояния разработки Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения проведен за последние 9 лет в период с 2007 по 2016 год. В настоящее время Восточно-Лениногорская площадь разрабатывается в соответствии с «Дополнительной запиской к технологической схеме разработки Ромашкинского нефтяного месторождения», выполненной в 1988 году ТатНИПИнефть (Протокол ТО ЦКР Роснедра по РТ №132 от 23.10.1988 года). Принятый к реализации вариант предусматривает: - разбуривание выделенных объектов осуществлять по квадратной сетке, средняя плотность сетки скважин составит 17,6 га/скв. - бурение 9 добывающих горизонтальных скважин в зонах стягивания текущих контуров; - проектный фонд для бурения 868 скважин, из них 673 добывающих, 195 нагнетательных, 28 резервных на перспективных участках месторождения и 7 оценочных для уточнения контура залежи. - способ эксплуатации скважин – механизированный; - заводнение циклическое, с переменой направления фильтрационных потоков; - на пашийском горизонте – кислотно-имплозионное воздействие и тампонирующая закачка резиновой крошки. Всего на месторождении на 1 января 2016 года было отобрано 547,543 тыс. тонн нефти, что составляет 89% от НИЗ, текущий КИН – 0,54. 2.1.1 Фонд скважин В 2007 году по пашийскому горизонту Восточно-Лениногорской площади Ромашкинского месторождения фонд добывающих скважин составлял 348 скважин, фонд нагнетательных скважин 171 скважину. До 2008 г. наблюдается рост числа добывающих - 356 единиц и нагнетательных скважин – 177 единиц. Данный факт свидетельствует о вводе в разработку запасов нефти в слабопроницаемых коллекторах, в зонах стягивания контуров с компенсацией отборов закачкой жидкости. В период с 2008 г. по 2009 г. наблюдается значительное уменьшение фонда добывающих – 326 единиц и нагнетательных скважин – 176 единиц, что свидетельствует подъёме ВНК, соответственно постепенной выработке горизонта, а также определенные добывающие скважины были выведены из процесса разработки, с целью проведения определенных ГТМ, перевода их в нагнетательные и ликвидацией. С 2009 г. по 2013 г. фонд добывающих скважин увеличивается и составляет 355 единицы, с целью для ввода в разработку запасов нефти в других блоках, сосредоточенных в тупиковых зонах. В середине этого периода, в период с 2011 г. по 2012 год, происходило уменьшение фонда нагнетательных скважин до 173 единиц с целью уменьшения обводненности продукции и ее стабилизации. С 2013 г. по 2015 г. незначительно уменьшается фонд добывающих скважин из-за выхода скважин на КРС, ПРС и составляет350 единиц, нагнетательный фонд скважин увеличивается с целью увеличения закачки для поддержания пластового давления и составляет 180 единиц. В период с 2015 г. по 2016 г. фонд добывающих скважин постепенно увеличиваются в связи с вводом в разработку запасов нефти в слабопроницаемых коллекторах, в зонах стягивания контуров, фонд нагнетательных скважин также растет с целью поддержания пластового давления на участках с низким пластовым давлением. На 2016 г. фонд нагнетательных скважин составил 182 скважины, фонд добывающих скважин составил 376 скважин. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||