15 гор север зап купол гот. В недрах Казахстана залегает 2% доказанных мировых запасов углеводородов
 Скачать 0.98 Mb.
|
2.4.1 Контроль за физико-химическими свойствами нефти и нефтяного газаЦель исследований нефти и газа в процессе разработки состоит в получении исчерпывающих данных об их свойствах и составе, которые в пределах эксплуатационных объектов, как правило, не постоянны. Разработка месторождения сопровождается изменениями термобарических условий залежи, что влечет за собой изменение свойств пластового флюида, оказывая наибольшее влияние на такие параметры пластовой нефти, как сжимаемость, объемный коэффициент и плотность, от которых в свою очередь зависит нефтеотдача и уровни добычи нефти[17,69стр]. Обоснованные в настоящей работе, свойства пластовой нефти получены, в основном, расчетным методом с учетом истории разработки месторождения. В процессе контроля разработки свойства нефти должны быть уточнены. В связи с этим в процессе эксплуатации месторождения изучению свойств и составов нефти и нефтяного газа и контролю изменений должно уделяться соответствующее внимание. Одной из задач исследования проб пластовой нефти, таким образом, является контроль за изменением свойств пластовой нефти в процессе разработки. Отбор проб пластовой нефти по скважинам позволяет подтвердить изменения или постоянство, имеющегося представления о пластовом флюиде. Необходимость каждого исследования связана с постоянно уточняющимся представлением о физико-химических свойствах флюида, в соответствии с которыми при необходимости будет корректироваться флюидная модель. Согласно РД 39-4-699-82 “Руководство по применению геолого-геофизических, гидродинамических и физико-химических методов для контроля разработки нефтяных месторождений” и “Единым правилам разработки нефтяных и газовых месторождений РК” в обязательный комплекс систематических (периодических) исследований по контролю разработки нефтяных месторождений входят:
За период с 2010 г по 2013 г. на месторождении проводились единичные отборы и исследования глубинных проб нефти. В 2007 году глубинные пробы были отобраны по 4 скважинам (6594, 7442, 5692, 7449). В разделе 2.3 настоящего отчета было указано на недостаточную изученность свойств пластовой нефти лабораторными исследованиями за текущий период. Значительное уменьшение объема исследований в условиях месторождения Узень объясняется тем, что из-за высокой обводненности продукции скважин на протяжении последних лет ограничена возможность отбора кондиционных глубинных проб. Исследования дегазированной нефти также выполнялись неравномерно и не в полном объеме. Так за период с 2006 по 2010 год лабораторией ЦТИ было отобрано более 250 проб дегазированной нефти. Основной объем исследований был выполнен по 13, 14 и 15 горизонтам: 62, 63, и 59 проб соответственно. Охваченность исследованиями 16, 17 и 18 горизонтов явно недостаточна. В среднем, отбирается по одной дегазированной пробе нефти из 3-4 скважин каждого горизонта. Однако, исследования выполняются по весьма ограниченному числу параметров (плотность, вязкость, температуры кипения и плавления), так не определяются: температура насыщения нефти парафином, фракционный состав, содержание хлористых солей, знание которых необходимо при массовой обводненности скважин. Сопоставление текущих и начальных параметров дегазированной нефти, подтверждает изменения, вызванные процессами разгазирования и окисления. Ухудшение свойств добываемой нефти с начала разработки прослеживается по всем основным горизонтам и проявляется оно в увеличении содержания асфальто-смолистых веществ, росте плотности и вязкости нефти. Отбор и исследование глубинных проб нефти Как показали исследования, отбор глубинных проб был осложнен вначале пластовым разгазированием, в дальнейшем – обводнением продукции скважин нагнетаемой водой. Учитывая высокую текущую обводненность продукции скважин и, в связи с этим, сложность отбора кондиционных глубинных проб нефти из эксплуатационных скважин, отбор и исследование пластовых проб нефти рекомендуется выполнять по новым скважинам, выходящим из бурения. Отбор глубинных проб должен производиться специальными пробоотборниками в непосредственной близости от зоны притока нефти, при этом обязательно фиксируются глубина отбора, текущее пластовое давление и температура. Подход к выбору скважин для исследований, методы и средства для отбора и исследований глубинных проб пластовой нефти регламентируются в ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовые исследования пластовой нефти». Согласно «Единым правилам разработки нефтяных и газовых месторождений РК» ввод в эксплуатацию скважин, в которых не выполнен полный обязательный комплекс исследований, не разрешается. Ежегодный график отбора глубинных проб из нефтяных скважин должен быть составлен геолого-промысловой службой предприятия с учетом плана ввода из бурения новых скважин. В соответствии с планируемым объемом бурения и порядком ввода новых скважин в эксплуатацию и с программой исследований, ежегодно должны отбираться глубинные пробы пластовой нефти. В новых пробуренных скважинах - разовое исследование при вводе скважины в эксплуатацию. Отбор и исследование дегазированных проб нефти С целью контроля основных свойств дегазированной нефти (плотности, вязкости, фракционного состава и др.) рекомендуется отбирать устьевые пробы нефти ежегодно из скважин каждого объекта разработки, равномерно расположенных по площади. Параметры дегазированной нефти должны быть определены при помощи специальной аппаратуры для отбора и исследования в соответствии с действующими в отрасли стандартами. Исследования проводятся в специализированных химических лабораториях. Объемы отбора и исследований уточняются по мере выполнения Проекта. Контроль за газовыми факторами Замеры газового фактора при энергетическом состоянии залежей, наблюдаемом в настоящее время на месторождении (превышение пластового давления над давлением насыщения), согласно «Единым правилам разработки нефтяных и газовых месторождений РК» должны выполняться по каждой скважине раз в год. Способы определения величин газового фактора регламентируются «Инструкцией по определению газовых факторов и количества растворенного газа, извлекаемого вместе с нефтью из недр» (РД 39-0147035-225-88). В настоящее время в целях контроля за дебитами нефти и газа выполняются тестирования скважин на трех замерных сепарационных установках: установка фирмы «Halliburton», ТДЕ и «Астма». Замеры дебита жидкости, нефти и газа, расчеты газового фактора и обводненности по всем добывающим скважинам производятся по мере необходимости, четкой системы в замерах нет, при этом наблюдается расхождение результатов замеров. За период с 2003 по 2005 года в ПФ ОМГ были проведены и проанализированы 1849 замеров газового фактора по 1461 скважинам. В среднем за месяц делается около 15-25 замеров по скважинам или по группе скважин, продолжительность замера составляет 6-12 часов. Полученные результаты замеров не могут быть использованы для характеристики текущего газового фактора по следующим причинам:
В настоящее время на месторождении Узень реально могут быть использованы расчетные методы. Прямые замеры рабочих газовых факторов в промысловых условиях на всех ступенях сепарации возможны, но для этого необходимо разработать специальную программу для отработки методики прямых замеров газовых факторов. Контроль за составом нефтяного газа Контроль за составом добываемого газа должен проводиться на каждой стадии сепарации с целью определения свойства газа, направленного на подготовку. Таким образом, пробы газа должны отбираться раз в квартал. Газ должен исследоваться на определение углеводородного состава и влажности. В настоящее время контроль за составом газа на месторождении не ведется. Контроль за обводненностью продукции Замеры обводненности скважин должны осуществляться по всему эксплуатационному фонду скважин с периодичностью зависящей от состояния их обводнения. При росте обводненности частота замеров, как правило, увеличивается. Анализ проб осуществляется в соответствии с установленной практикой и стандартами. На месторождении Узень текущий контроль за обводненностью продукции скважин выполняется по действующему фонду с периодичностью 4 раза в месяц. |