Совершенствование очистки закачиваемых вод в системе поддержания пластового давления в условиях (стр. 2 из 6)
Таким образом, проведенное геологическое обоснование показало, что высокопродуктивные неглинистые коллекторы верхней пачки пластов в лучшей степени развиты на втором блоке. Категория глинистых высокопродуктивных превалирует на третьем блоке. Из числа пластов нижней пачки пласт "г2" отличается наибольшей представительностью неглинистых высокопродуктивных коллекторов, которые, например, на первом блоке составляют 92% площади.
Доля глинистых высокопродуктивных коллекторов незначительная и максимальная величина (7%) прослеживается по пласту "в". Малопродуктивные коллекторы в большей мере присутствуют в третьем блоке.
Продуктивные пласты в рамках выделенных групп мало чем отличаются по коллекторским свойствам, а также по толщине, что позволяет при анализе выработки запасов нефти по пласту поставить их в равные условия.
1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов
Изучение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей и попутных газов проводилось в институте "ТатНИПИнефть" и в лабораториях НГДУ "Лениногорскнефть".
Пластовые нефти исследовались на установках УИПН-2М и АСМ-30; газ, выделенный из нефти при разгазировании, анализировался на аппаратах ХЛ-3, ХЛ-4, ЛХМ-8МД. Поверхностные нефти исследовались по существующим ГОСТам.
Нефть продуктивного горизонта относится к группе малосернистых. Результаты исследований и компонентный состав газа при дифференциальном разгазировании приведены ниже.
Свойства пластовой нефти:
Давление насыщения газом, МПа 4,8-9,3
Газосодержание, % 52,2-66,2
Суммарный газовый фактор, 50,0
Плотность, кг/м3 768,0-818,0
Вязкость, мПа с 2,4-10,4
Объемный коэффициент при
дифференциальном разгазировании 1,128-1,196
Плотность дегазированной нефти, кг/м 3 795,0-879,0
Азот + редкие
В т.ч. гелий, % 10,36
Метан, % 39,64
Этан, % 22,28
Пропан, % 18,93
Изобутан, % 1,74
Н. Бутан, % 4,36
Изопентан, % 0,67
Н. Пентан, % 0,65
Гексан, % 0,46
Сероводород, % 0,02
Углекислый газ, % 0,89
Плотность газа, кг\м 3 1,2398
Пластовые воды по своему химическому составу рассолы хлор – кальциевого типа с общей минерализацией 252 – 280 г/л, в среднем 270 г/л. в ионно-солевом составе преобладают хлориды (в среднем 168г/л) и натрий (70,8 г/л). Плотность воды в среднем 1,186 г\см 3 , вязкость 1,9 мПа×с. В естественных, не нарушенных закачкой воды условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует. Газонасыщенность подземных вод 0,248 – 0,368 м 3/м 3, снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворенного в воде газа преобладает метан.
2. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ
2.1 Характеристика фонда скважин
На Зай–Каратайской площади эксплуатационный фонд скважин к 01. 01. 2009 г. Составил 583, из них действующих скважин 487.
Скважины эксплуатируются механизированным способом: ШГН-418 (85,8%) и ЭЦН-69 скважин (14,2%).
Бездействующий фонд на 01. 01. 04. составил 96 скважин или 16,5% от эксплуатационного фонда из-за ожидания смены оборудования, по 8 скважинам требуется проведение капитального ремонта, 2 скважины переведены в бездействие по другим причинам.
На залежи 32 контрольных скважины, из них:
- наблюдательные – 2;
- пьезометрические – 30.
Наблюдательный фонд используются для контроля за разработкой.
В консервации находится 40 скважин.
Ликвидированных скважин – 90, из них:
- после эксплуатации- 55;
- после бурения- 35.
В ожидании эксплуатации находится 5 скважин.
Ликвидированные скважины составляют 15,4% от эксплуатационного фонда скважин.
Дающие техническую воду - 5 скважин.
Также показателями работы скважин, оборудованных ШСН является дебит, обводненность продукции, межремонтный период работы скважин (МРП).
В таблице 1 приведены основные показатели эксплуатации скважин, оборудованных ШСН за период с 2007 по 2009 год.
Таблица 1. Показатели эксплуатации скважин, оборудованных ШСН
| Показатели годы | 2007 | 2008 | 2009 |
| Эксплутационный фонд скважин | 398 | 476 | 583 |
| Действующий фонд скважин | 389 | 432 | 487 |
| Qж, м3/сут | 6.3 | 6.1 | 4.9 |
| Qн, т/сут | 3.3 | 2.9 | 2.4 |
| Обводненность, % | 47.6 | 52.0 | 50.6 |
| МПР, сут | 557 | 519 | 601 |
Из таблицы видно, что за последние три года отмечается повышение действующего фонда скважин с 2007 по 2009 год с 398 до 583 скважин, эксплутационный фонд скважин увеличился за последние 3 года на 185 скважин.
Средний суточный дебит по жидкости за анализируемый период с 2007 года до 2009 снизился с 6.3 м3/сут до 4.9 м3/сут. В 2009 году произошло уменьшение на 1.4 м3/сут и в 2002 году на 0.2 м3/сут по сравнению с 2007 годом.
Уменьшение среднесуточного дебита произошло за счет вывода из эксплуатации нерентабельных скважин, а так же за счет вывода из бурения малодебитных скважин.
Анализ среднесуточного дебита по нефти показывает постоянную тенденцию снижения его величины из-за роста обводненности продукции, а так же из-за снижения продуктивности скважин.
За период с 2007 по 2009 года средне суточный дебит по нефти снизился на 0.9т/сут. Время работы скважин между последовательно проводимыми ремонтами называется межремонтным периодом МРП. Он определяется для каждого способа эксплуатации по формуле :
М=
(1)где, Т – суммарное время данного способа эксплуатации скважин за данный период, сут.
Р- количество ремонтов на скважинах данного способа эксплуатации за тот же период.
МРП зависит от многих факторов правильного подбора оборудования, организациями эффективной борьбы с парафином, солеотложениями, постановкой исследовательских и профилактических работ.
Большое значение приобретает точность определений коэффициента продуктивности, потому что некоторые данные о параметрах пласта обуславливают правильный подбор оборудования скважины - в результате низкий МРП.
В 2007 –2009 годах в связи с неприемом нефти с товаротранспортными организациями было много вынужденных остановок скважин, в результате чего произошло искусственное снижение МРП скважин.
2.2 Динамика технологических показателей разработки
По состоянию на 1.01.09г. из продуктивных пластов горизонта Д1 Зай-Каратайской площади отобрано 73,599 млн.т. нефти или 89,7% начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,498. Попутно с нефтью отобрано 156,8 млн.т. воды. Средняя обводненность добываемой продукции за период разработки составила 68,9%. Водонефтяной фактор - 1,76.
В 2009г. с площади отобрано 420 тыс.т. нефти. Темп отбора нефти составил 0,6% начальных и 3,48 от текущих извлекаемых запасов. Попутно с нефтью отобрано 3046 тыс.т. воды. Обводненность добываемой продукции равна 86,8%. Фонд действующих добывающих скважин составил 364, из которых 14 скважин бездействующие. Среднесуточный дебит одной скважины по нефти равен 3,6 т/сут., по жидкости 27,3 т/сут. Годовой водо-нефтяной фактор - 6,6. Среднее пластовое давление в зоне отбора и забойное давление добывающих скважин составляет 16,0 и 9,6 МПа. В продуктивные пласты закачано сначала разработки 209298 млн. м3 воды, компенсация отбора жидкости в пластовых условиях составила 109,1 %. Фонд нагнетательных скважин на 1.01.09г. равен 155, из которых 21 остановлена по технологическим причинам.
Максимальная добыча нефти 3,893 млн.т. была достигнута в 1971г. Добыча в 3-3,9 млн.т. удерживалась в течение 10 лет. Начиная 1972г. наблюдается неуклонное снижение добычи нефти и рост обводненности до 1986г. С 1987г. обводненность снижается. В 1997г. добыча нефти в 8,5 раз меньше по-сравнению с достигнутым максимумом. В настоящее время темп снижения добычи нефти уменьшился, и площадь вступила в 4-ю стадию разработки. Максимальный уровень добычи жидкости порядка 8,0 млн. т. удерживался в течение 10 лет, в последние годы быстро снижается.
2.3 Анализ выработки пластов
С момента начала разработки блока отобрано 1959 млн. т. нефти. Это 43,0% начальных геологических и 89,9% извлекаемых запасов. Основная добыча нефти осуществляется в результате дренирования запасов высокопродуктивных неглинистых коллекторов, отбор из глинистых составляет 21%, из малопродуктивных - 4%.
Состояние выработки запасов нефтяных пластов на данном блоке в большинстве случаев лучше, чем на остальных, это практически касается всех пластов по всем категориям коллекторов. Здесь следует отметить высокую степень отработки запасов нефти первой группы неглинистых коллекторов по пластам пачки "б" и пласту "в". Так, например, по пласту "б1" осталось отобрать 0,3% извлекаемых запасов, по пласту "в" - 1,6%.
По пластам "а", "б2", "б3" в активную разработку вовлечены запасы нефти, связанные с глинистыми высокопродуктивными коллекторами, о чем свидетельствует относительная величина остаточных извлекаемых запасов. По остальным пластам тенденция явного отставания.
Пласт “а” содержит 13,3 % нефти от НИЗ по площади. С начала разработки по пласту отобрано 71,9% от НИЗ нефти. Введены на нефть скважины 39484, 39485, 39486. Под нагнетание воды освоены скважины 6028в, 39477, 39487.В активную разработку за отчетный год вовлечено 22 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.
Пласт “б1” содержит 10,1 % от НИЗ нефти по площади, накопленный отбор нефти составляет 70,7% от НИЗ нефти по пласту. Введены на нефть скважины 39484, 39486. Под нагнетание воды освоены скважины 39477, 39487. В активную разработку вовлечено 4 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.
Пласт “б2” содержит 12,9% от НИЗ нефти по площади. С начала разработки отобрано 77,8% от извлекаемых запасов по пласту. Введены на нефть скважины 39484, 39486.Освоены под нагнетание воды скважины 6076а, 6304а, 39468, 39487.Дострел пласта произведен в нагнетательной скважине 6025б.В активную разработку за год вовлечено 34 тыс. тонны извлекаемых запасов нефти.