Проблема борьбы с отложениями при эксплуатации месторождений с высоким содержанием парафина на примере ОАО "Удмуртнефть"

Дипломная работа - Геодезия и Геология

Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология

ржание азота в газе - 41,17% концентрация галлия - 0,046%.

Нефти залежей терригенной толщи нижнего карбона.

Давление насыщения нефти по залежи изменяется от 0,7 до 10,81 МПа, газонасыщенность от 5,5 до 18,1 м3/т, объемный коэффициент - 1,019, плотность в пластовых условиях от 0,863 до 0,897 г./см3, вязкость от 12 до 24,1 МПа с.

Вверху по разрезу залежи отмечено увеличение газонасыщенности, уменьшение плотности и вязкости пластовой нефти.

В среднем по залежи нефти - высокосмолистая (16,45%), высокосернистая (2,59%), парафинистая (4,6%), содержание асфальтенов равно 4,43 выход светлых фракций, выкипающих при 300С - 35,3%.

Состав нефтяного газа в пластовых условиях среди легких компонентов преобладает азот - 5,9%, пропан - 4,62% и бутан - 3,85%. Состав нефтяного газа относится к азатно-углеводородному типу. Содержание азота в газе 43,7% при диффкренциальном разгазировании его доля возрастает до 68,58%. Среди углеводородных компанентов преобладает этан - 12,03%, пропан - 19,6%. Концентрация гелия 0,040%. Содерание сероводорода - 0,57%.

Нефти каширо-подольских отложений.

Давления насыщения нефти колеблется в пределах 4,0-7,84 МПа, газонасыщенность - 12,9-26,9м3/т, вязкость - 6,3-14,6 МПа с.

Плотность нефти изменяется от 0,843 о 0,881 г./см3, вязкость при t=20С - 13,7-144,28 МПа с.

Выход светлых фракций при нагревании нефти до 300 С составляет 26-54%. По химическому составу нефть является высокосенристой (1,3-11,7%), парафинистой (0,44-7,02%) и высокомолистой (5,96-19,0%). Содержание асфальтеов в нефти составляет 2,06-7,34%.

Нефтяной газ относится к азотоуглеводородному. Содержание азота в газе равно 26,61%, при дифференциальном азгазировании нефти его доля возрастает до 37,64%. Среди отдельных углеводородов преобладает этан - 18,5% и пропан - 28,44%. Концентрация гелия составляет - 0,029%.

1.2 Текущее состояние разработки Ельниковского месторождения

Ельниковское нефтяное месторождение в промышленную разработку месторождение введено в 1977 году.

Запасы нефти переутверждены ГКЗ РФ 28.03.90 г. (протокол №10819). По месторождению запасы нефти составляют: по категории В - 67202 тыс. т балансовых запасов и 27958 тыс. т извлекаемых запасов, по категории С1 - соответственно 44078 тыс. т и 1006 тыс. т по категории С2 - соответственно 30952 тыс. т и 6463 тыс. т Утвежденный коэффициент извлечения нефти (КИН) - 0,34.

По состоянию на 01.01.10 г. на месторождении пробурено 584 скважины, которые по объектам распределены следующим образом: каширо-подольский - 20 скважин; турейский - 3 скважины; яснополнский - 560 скважины.

Утвержденный вариант разработки предусматривал следующие основные положения:

Ввод яснополянского объекта в разработку в 1977 году;

Продолжительность разбуривания 9 лет;

Бурение 404 добывающих, 208 нагнетательных, резервных и 31 специальных скважин (сетка 400х400 м);

Максимальный уровень добычи нефти - 1323 тыс. т/год;

Давление на устье нагнетательных скважин 15.0 МПа.

Каширо-подольские залежи введены в пробную эксплуатацию в 1984 году. За весь период эксплуатации из залежей отобрано 48518 т. Нефти, 114383м3. жидкости. Средний дебит одной добывающей скважины по нефти - 1,5 т/сут, жидкости - 2,7 т/сут. Эксплуатация залежи осуществляется 15 скважинами.

Тернейские залежи введены в пробную эксплуатацию в 1970 году. Эксплуатация залежи осущестляется 3 скважинами. За весь период эксплуатации отобрано 39512т. Нефти, 94337м3. жидкости, обводненность - 71,7%, средний дебит по нефти в2006 году составил 2,5 т/сут, по жидкости 8,6 т/сут.

Залежи яснополянского надгоризонта на 01.01.10 год. Объект полностью разбурен в пределах площади. В 2010 г. Добыча составила по нефти 382,386 тыс. т., добыча жидкости 1838,761 тыс. т.

С начало разработки отбор нефти составил 19775,324 тыс. т 69,9% от НИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения - 0,24%, текущая обвнагнетательных скважин за весь срок разработки на уровне 8 МПа против проектного 14-15 МПа. Фактическое давление нагнетания обеспечивает необходимую приемистость нагнетательных скважин. Накопленная обеспеченность отбора закачкой на уровне проектной. Пластовое давление ниже начального (128,9 МПа против 134 МПа). Это обусловлено не равномерным закачкой воды по площади залежи.

На 01.01.10 г. Средний дебит одной скважины по нефти составил 3,8 т/сут, по жидкости 20,0 т/сут.

На 01.01.10 г. Отбор нефти по месторождению составил 19863363т. (52,2% от НИЗ), жидкости 58541175 м3, закачка воды 70555,73 тыс. м3. Максимальный уровень добычи нефти был достигнут в 1986 г. - 1323,3 тыс. т. Средний дебит по нефти 3,7 т/сут., по жидкости 19,1 т/сут.

.3 Исходные данные