Отчет по практике в НГДУ «Азнакаевскнефть»

 

Горизонт Д1 является многопластовым объектом разработки. В скважинах встречаются самые разнообразные типы разрезов от одного до десяти пластов-коллекторов. Рассчитанные в целом для горизонта статистические показатели характеризуют его макронеоднородность и показывают, что в среднем каждой скважиной вскрываются 5,6 пластов, доля песчаных коллекторов составляет 52% (табл. 3).

Таблица 3- Статистические показатели характеристик неоднородности горизонта в целом по площади

Количеств скважин	Коэф-т песчанистости		Коэф-т расчлененности		Характе- ристика прерывис тости	Другие показатели неоднород-ности
	среднее знач-е	коэф-т вариации	сред-е знач-е	коэф-т вариации
1	2	3	4	5	6	7
478	0,52	22,20	5,55	38,12	0,98	-

 

 

2.3 Физико-химические свойства  пластовых жидкостей и газов

Физико-химические свойства нефтей и газов исследовались в секторе пластовых нефтей и газов ТатНИПИнефть и ЦНИЛ объединения Татнефть.

Отбор и анализ проб проводились с помощью известной аппаратуры по общепринятой методике и в соответствии с государственными стандартами. К настоящему отсчету сделано качественных определений параметров пластовой нефти по 26 скважинам.

Имеющиеся данные в табл. 4, свидетельствуют, что значения параметров пластовой нефти, поверхностной нефти и газа изменяются. Так давление насыщения изменяется от 8,30 до 9,60 МПа, среднеарифметическое значение по площади равно 8,98 МПа, газосодержание от 53,1 до 67,8 м3/т, среднее 62,9 м3/т, объемный коэффициент от 1.1120 до 1,1180, среднее 1,1611, плотность пластовой нефти от 0,7950 до 0,8270 г/см3, среднее 0,8096  г/см3, плотность же дегазированной нефти в среднем составляет 0,8625 г/см3, вязкость пластовой нефти от 2,21 до 4,81мПа·с, среднее 3,53  мПа·с, вязкость же нефти в поверхностных условиях в среднем составляет 20,25 сП (14,6-25,9 сП). Содержание серы в среднем – 1,6%, асфальтенов – 2.8% весовых.

Нефть в поверхностных условиях по величине вязкости может быть отнесена к группе средних нефтей, выход светлых фракций составил 7,3% объемных при разгонке до 100ºС, 26,3% - до 200ºС, 47% - до 300ºС. состав газа по площади изменяется незначительно. Плотность газа в пластовых условиях в среднем равна – 1,2690 г/ л, при поверхностных же условиях в среднем равна – 1,2960 г/ л.

В газе содержится метана - 39,76%, этана – 23,4%, пропано-бутановых фракций – 16,85%, азота – 8,71% объемных.

Таблица 4-Свойство пластовой нефти и газов

№ п/п	Наименование	Кол-во исследов. Скважин	Диапазон изменения	Среднее значение
1	2	3	4	5
1.	Месторождение, площадь	Зеленогорская площадь
2.	Горизонт	Д1
3.	Давление насыщения газом Pн , МПа	16	8,30-9,60	8,98

 

 

 

Продолжение таблицы 4

 

1	2	3	4	5
4.	Газосодержание R, нм3/т контакт дифференц.	20	53,1-67,8 40,4-54,6	62,9 49,7
5.	Газовый фактор при условиях сепарации, нм3/т P1=5кгс/см2; T1=9ºC P2=1кгс/см2; T2=9ºC		32,9-44,2 7,5-10,4	40,4 9,3
6.	Объемный коэф-т, Вн	26	1,112-1,188	1,1611
7.	Плотность ρн , г/см3	23	0,7950-0,82707	0,8096
8.	Объемный коэф-т при условиях сепарации, Вн
9.	Вязкость μн , мПа·с	19	2,21-4,81	3,53

 

Подземные воды пашийских отложений Зеленогорской площади Ромашкинского месторождения представлены хлоркальциевыми (по В.А.Суслину) рассолами, общая минерализация которых колеблется от 249,6 до 281,5 г/л. Характерным для пласьовых вод терригенного девона является незначительное содержание сульфат-иона. На Зеленогорской площади в пластовых водах пашийских отложений содержание сульфат-ионов колеблется от следов до 55,6 мг/л.

В естественных условиях в пластовых водах пашийских отложений сероводород отсутствует. Однако закачка пресных речных вод, содержащих сульфаты и сельфатредуцирующие бактерии, в нефтяные пласты с целью ППД приводит к образованию сероводорода до 50-60 мг/л и увеличивает скорость коррозии металла в воде.

По составу растворенного газа в пластовых водах преобладает – метан. Газонасыщенность вод колеблется от 300-700 см3/л, упругость растворенного газа 60-130 ат. Общее количество углеводородных газов 60-75%, из них этана и высших от 4 до 38%, углеводородно-азотный коэффициент от 1,4 до 3.

Плотность пластовых вод составляет в среднем 1,1839 г/см3, вязкость пластовых вод составляет в среднем 1,9845 сП.

Температура пластовой воды составила 35,5ºС.

Усредненные результаты замеров плотности и вязкости нефти и эмульсий Зеленогорской площади от обводненности и температуры приведены в табл. 5.

 

Таблица 5-Зависимость плотности и вязкости нефти от обводненности и температуры

№ п/п	Обводненность	Плотность, г/см3	Вязкость, мПа·с при температуре ºС
			0º	5º	10º	20º
1	2	3	4	5	6	7
1.	0	0,8550	21,52	19,87	17,0	11,3
2.	10	0,8930	54,7	61,2	55,0	23,4
3.	20	0,9130	153,1	138,5	50,9	32,0
4.	30	0,9220	156,8	70,7	58,5	37,5
5.	40	0,9380	210,9	174,1	154,8	67,1
6.	50	0,9740	846,1	501,8	370,0	259,2

 

 

 

 

 

 

 

3 Анализ текущего состояния разработки

3.1 Характеристика показателей  разработки

В промышленную разработку Зеленогораская площадь была введена в 1951 году, она находится в поздней стадии разработки и характеризуется высокой обводнённостью добываемой продукции, значительным изменением структуры распределения запасов, концентрацией их в трудноизвлекаемые. До 1957 года на площади было пробурено 3 ряда добывающих скважин по сетке 1000 х 600 м. Внешний нагнетательный ряд по проекту ВНИИ пробурен на расстоянии 2000 м от первого добывающего. В 1957 году МНП приняло решение о бурении нулевого добывающего ряда на расстоянии 1300 м от внешнего нагнетательного. В 1960 году по проекту составленному ТатНИПИ предлагалось осуществить центральное разрезание, создать высокое давление на отдельных участках площади и до вскрыть нижние пласты. Разрезание площади позволило увеличить темпы отбора нефти до 3,5-3,6% от начальных извлекаемых запасов. Однако, отсутствие насосов высокого давления и невыполнение рекомендаций по до вскрытию “гд” не позволило выйти на проектный уровень. В 1965 году был составлен уточненный проект разработки, в котором было предложено организовать очаги заводнения в зонах, не охваченных закачкой воды и дополнительно пробурить 100 скважин, в т.ч. дополнительный ряд между 1 и 2 добывающими рядами. Затем разработка площади осуществлялась согласно утвержденным проектам. До следующего проектного документа (1978г) происходило снижение темпов отбора нефти, при увеличении обводненности продукции. Структура запасов изменилась в сторону увеличения доли трудноизвлекаемых. Проектные уровни этого документа не выполнялись, в связи с чем в 1981 году был составлен уточненный проект разработки. Со времени его составления прошло 17 лет. Проектные мероприятия до 1993 года выполнялись удовлетворительно. Отклонения отборов нефти в этот отрезок времени были незначительными. Однако в 1993-95г.г. величина отклонения стала существенной из-за невыполнения мероприятий по бурению. Кроме того, к настоящему времени устарела система поддержания пластового давления (ППД). 

Формирование   ее  на  Зеленогорской  площади было около 40 лет назад и поэтому не отвечает требованиям оптимального режима закачки воды в продуктивные пласты. На начало 2011 года с площади извлечено 87819,563 тыс.т нефти, что составляет 85,7% начальных извлекаемых запасов, для компенсации отбора в продуктивный пласт ДI закачано 88696 тыс.м3 воды.. За 2010 год отобрано 401,2 тыс.т нефти. Годовой темп отбора нефти составляет 2,67%.  На 01.01.2011 год наибольшая доля запасов приходится на пласт г1, степень выработки которого составляет  97,0% от начальных извлекаемых запасов и 55% от балансовых. Доля его участия в отборе нефти по блоку 40,2%. По пластам  “а” и “г2+3” объем запасов которых идет за пластом “г1” отобрано 73,7% и 97,8% от извлекаемых  запасов, а доля отбора нефти соответственно составляет 13,3% и 25,4% от суммы по блоку. По остальным пластам доля участия не превышает 10%. Наибольшей степенью выработки характеризуются высокопродуктивные коллектора, составляющие 89,8% от начальных извлекаемых  запасов, наименьшей - коллектора малопродуктивные (10,9%). Высокопродуктивные глинистые песчаники занимают промежуточное положение (62,6%). В целом доля запасов нефти верхней пачки пластов увеличилась и значительно уменьшилась доля запасов нижней пачки. Так, если на пласт “г1” приходилось  35,4% начальных запасов, на пласт “г2+3” 22,1% на дату анализа доля их в сумме остаточных запасов по объекту составляет соответственно 7,2 и 3,3%.По группам коллекторов структура начальных извлекаемых запасов также значительно изменилась.  По высокопродуктивной неглинистой группе доля запасов уменьшилась с 91,6% до 63,4%, по высокопродуктивной глинистой и малопродуктивной группам доля запасов увеличилась соответственно с 4,0 до 10,2% и 4,4 до 26,4%. Интенсивность выработки III блока ниже, чем по остальным блокам Зеленогорской площади. На него приходится 32,3% остаточных извлекаемых запасов, тогда как доля его в начальных запасах по объекту составляла 24,2%.

Стремление выработать высокими темпами относительно легко извлекаемые запасы, путём шквального обводнения наиболее продуктивных, базовых пластов, неоправданно больших объёмов закачки воды, создания высоких пластовых давлений, достигавших до 180-200 ат, привело к тому, что на 1998 год годовой темп отбора нефти упал на 56% от проектного. Такая система разработки привела к противоречию с принципами разработки трудноизвлекаемых запасов.

В результате целенаправленных мероприятий по повышению эффективности системы заводнения путём реконструкции подводящих и разводящих водоводов, дифференсации насосных агрегатов, введения циклической закачки, за последние 5 лет удалось достигнуть снижения пластового давления по нижним пластам до 160-165 ат, уменьшения объёмов добываемой жидкости и снижения обводнённости на 4% ниже проектного

3.2 Распределение фонда  скважин по объектам разработки, перечень основного оборудования, применяемого при различных способах эксплуатации.

На 01.01.2011 г. весь пробуренный фонд III-го блока составляет 794 скважин. Он включает в себя 435 добывающих скважины и 71 нагнетательных. Эксплуатационный фонд добывающих скважин составляет 435 скважин, из них 198 оборудованы ЭЦН и 189 ШГН. На 1 января 2006 года в действующем фонде находятся 387 скважины: 198 - ЭЦН и 189 - ШГН; в бездействии - 48 скв.

В действующем нагнетательном фонде находятся 34 скважин, остальные 37 скважин ликвидированы или ожидают ликвидации. По состоянию на 1.01.11г. с участка отобрано 85,2% нефти от начальных извлекаемых запасов. Коэффициент нефтеизвлечения достиг 0,436, водонефтяной фактор - 1,6.

Согласно последнего проектного документа на площади предусмотрено пробурить всего 812 скважин и 46 дублёров (с учётом и нагнетательного фонда). На начало 2006 года пробурено 764 скважины, т.е. 94,8% от проектного. Оставшийся для бурения фонд составляет 48 скважин.

4 Организация процесса ППД на промысловом объекте

4.1 Источники водоснабжения

Для поддержания пластового давления путем заводнения используются: пресная вода (вода рек) – Камская вода от УПТЖ для ППД, сточная вода – вода, добытая попутно с нефтью.

Принципиальная схема закачки пресной воды следующая: водозабор → очистные сооружения → коагуляционные – гравийно-песчаные → резервуар очищенной воды → насосная второго подъема → насосная третьего подъема → КНС → БГ → скважина.

 Принципиальная схема закачки  сточной воды следующая: добывающая  скважина → ГЗУ → ДНС → товарный парк → очистные сооружения → резервуар очищенной воды → насосная перекачки → КНС → БГ → нагнетательная скважина.(приложение В)