Головна

Проб нафти, ДПН

  1. Блокові автоматизовані установки підготовки нафти, газу і води.
  2. Дослідження відібраних проб НАФТИ, ГАЗУ, КОНДЕНСАТУ І ВОДИ
  3. Основні способи видобутку нафти, питома вага, динаміка розвитку.
  4. Системи збору нафти, газу і води на морських родовищах, розташованих поблизу берега.
  5. Системи збору нафти, газу і води на морських родовищах, розташованих далеко від берега.
  6. Схема герметизированной системи збору нафти, газу і води на морських родовищах, розташованих поблизу від берега.

Таблиця 1.3.1

 площі  Небокрай  кількість
 свердловин  аналізів
 Акташська Д0
Д1
 Ново-Єлховський Д0
Д1
 Федотовських Д1
 всього  

При розрахунку середніх значень параметрів проводилася відбраковування результатів аналізів, до неякісним ставилися результати, де зазначалося невідповідність основних показників, наприклад, при високому газосодержания - низький тиск насичення, висока в'язкість нафти і ін. Неякісні ДПН обумовлені, головним чином утрудненим умовами відбору в механізованих свердловинах.

Нафта теригенних відкладень девону Ново-Єлховський родовища за основними характеристиками аналогічна Ромашкінська і Туймазинское:

сірчиста (0,5-2%), среднепарафіністая (1,5-6%), вміст фракцій до

350 0С (30-45%), малов'язка (до 4 мПа • с). У зміні середніх значень основних параметрів нафти відзначається закономірність збільшення газосодержания з півдня на північ (від Федотовських площі до Акташській) і, як наслідок цього, збільшення об'ємного коефіцієнта, зменшення щільності і в'язкості нафти (Таблиця 1.3.2). Відмінності у властивостях нафти між горизонтами Д0 і Д1 хоча і є, але обумовлені варіацією вибіркових середніх, тобто несуттєві.

Середні параметри основних властивостей пластової

про поверхні нафти

Таблиця 1.3.2

 параметри  Середні значення по площах
 Акташська  Н. Єлховський  Федотовських
 Тиск насичення, МПа  8,26  8,24  7,84
 Газосодержание, м3/ т  57,3  53,5  51,9
 перерахункових коефіцієнт  0,8787  0,8795  0,8849
 В'язкість пл. нафти, мПа ? с  3,95  3,97  4,5
 Щільність пов. нафти, кг / м3 Д0 Д1      
 Вміст сірки,% вага  1,6  1,6  1,6

Зміст гелію в попутному газі по родовищу 0,042% обсяг.

Для покладів нафти, за якими можуть бути розглянуті варіанти розробки на режимах виснаження, наводяться залежності газосодержания, об'ємного коефіцієнта і в'язкості нафти від тиску при пластової температурі (рис. 1-3).

 
 


Рис.1 Гідродинамічні характеристики Федотовських площі, пашійского горизонту

Рис.2 Гідродинамічні характеристики Ново-Єлховський площі, пашійского горизонту

 
 


Рис.3 Гідродинамічні характеристики Акташській площі, пашійского горизонту

Водоносність продуктивних відкладів верхнього девону приурочена до піщано-алевролітовие пластів пашійского і киновского горизонтів. Дебіти свердловин коливаються від 7 до 92 м3/ Сут. при зниженні рівня води в свердловинах на 370-400 метрів від гирла. Найменша водообильность приурочена до горизонту Д0, В зв'язку з невеликою товщиною пластів і їх Лінзовідно, смугасту картину поширенням.

Статистичні (початкові) рівні встановлювалися на абс. відмітках 15-25 метрів. Первісне пластовий тиск знаходився в межах 17,3-19,3 МПа, температура надр 36-41 0С.

Підземні води горизонтів Д0 і Д1 за своїми фізико-хімічними властивостями на території Ново-Єлховський местрожденій близькі між собою, різниця у властивостях по площах несуттєве. Це хлоркальциевого розсоли (по В. А. Сулину) з щільністю 1180-1190 кг / м і в'язкістю в пластових умовах 1,22-1,5 мПа ? с. Загальна мінералізація становить 250-300 г / л. З микрокомпонентов присутній (мг / л) бром 605-823; йод-6,6-10; амоній 173-200; бор-9-18; нафтенові кислоти-сліди, сірководень не розпізнаний.

Газовий склад підземних вод азотно-метановий, переважають вуглеводні 45-74% від обсягу, газонасичення 240-460 см3/ Л, найбільше газонасичення приурочено до зон ВНК.

Єдність хімічного і газового складу підземних вод, приблизно однакові статистичні рівні в свердловинах, що розкрила горизонти Д0 і Д1 свідчать про однакові умовах формування якісного складу вод. Про наявність гарної гідродинамічної зв'язку між горизонтами.

Підземні води терригенного девону істотно відрізняються від пластових вод верхніх водоносних горизонтів. Підземні води кам'яновугільної системи менше мінералізовані, в них менше вміст кальцію, більше вміст сульфатів і гідрокарбонатів. У газовому складі переважає азот (до 75% від обсягу), метану до 8,7%, вуглекислого газу до 1,6%.

Води пермських відкладень приурочені до тріщинуватих і кавернозних известнякам сакмарского, уфимського, казанського, татарського ярусів. Води слабо, сульфатно-натрієві і карбонатні і карбонатно-натрієві.

Для закачування в пласти використовується вода р. Ками; вода прісна, гідрокарбонатно-кальцієві і гідрокарбонатно-сульфатно-кальцієва, щільністю 1000-1001,8 кг / м3. тому змішані води, одержувані в процесі розробки родовища, характеризуються значно меншою мінералізацією, підвищеним вмістом сульфатів і гідрокарбонатів в порівнянні з пластовими водами терригенного девону.

 
 

 2. Аналіз поточного стану разработкі2.1 Аналіз фонду свердловин, поточних дебітів і обводнення У 2003 році з метою утримання падіння видобутку нафти проводився великий обсяг геолого-технічних заходів: введені з буріння і старого фонду в експлуатацію 32 свердловини за рахунок чого видобуто 24695 тонн нафти при плані 22923 тонн, виконання 107,7% (середній дебіт однієї знову пробуреної свердловини за 2003 рік склав 5,0 т / добу при запланованих 5,1 т / добу, в тому числі 2 горизонтальні свердловини із середнім дебітом 6,2 т / добу і 2 свердловини з відкритим забоєм, із середнім дебітом 5,8 т / добу); пущені з непрацюючого фонду 74 свердловини і видобуто 35808 тонн нафти; провели 631 свердловин-операцій по оптимізації режимів роботи свердловин; проведено капітальний ремонт на 359 свердловинах (в т.ч. 188 власними силами) і видобуто за рахунок цього 12,2 тис.т нафти; за рахунок методів підвищення нафтовилучення (МУН) видобуто 55,9 тис.т нафти - найбільш ефективними виявилися технології ГРП, ВДХВ, ПДС; введені 35 нових нагнітальних свердловин. В цілому геолого-технічні заходи (ГТМ) виконані на 105% [2] .На 1.01.2004 року весь пробурених фонд свердловин склав 3265 свердловин (таблиця 2.1.1) в т.ч. Тисяча сімсот двадцять шість - експлуатаційний, 766 - нагнітальний, 149 - наглядова, 158 - консервований, 311 - ліквідований, 139 - в очікуванні ліквідації, 7 - дають тих. воду, 2 - поглинаючих, 7 - розвідувальних. За 2003 рік експлуатаційний фонд знизився на 70 свердловин, бездіяльний знизився на 3, консервований збільшився на 83, п'єзометричний зменшився на 5.
вим Лис № докум Підпис. Дата
Розробник. Аналіз поточного стану розробки Літ лист листів
Пров.
                     

Порівняльний аналіз руху фонду свердловин

Таблиця 2.1.1

 фонд  1.01.  1.01.  1.01.  1.01.  1.01.  1.01.  1.01.  1.01.
 Експл. Доб.скв.
 Експл. Нагн.скв.
 Введення нових доб. скв.
 В освоєнні -
 Дейст.
 Бездейств., В т.ч.
 глибоке
 дають продукцію
 Простану.
 У консерв.
 Середній дебіт: по нафті, т / СУТП рідини, т / добу  3,6520,35  3,4218,19  3,4317,69  3,3015,30  3,0613,66  2,7612,01  2,8812,08  3,0212,32

В цілому можна сказати, що експлуатаційний фонд видобувних свердловин зменшився на 70 свердловин в порівнянні з 2002 роком і на 60 з 2001 роком.

 Зменшення експлуатаційного фонду пов'язано з виведенням свердловин в консервацію.

Середні дебіти по нафті трохи вище в порівнянні минулими роками, а дебіти по рідини в порівнянні з 1996 роком значно менше. Це стало можливим за рахунок заходів спрямованих на зменшення частки видобутої води в продукції свердловин.

 
 




Ново-Єлховський родовища | турнейском поклади
© um.co.ua - учбові матеріали та реферати