Методы увеличения нефтеотдачи пластов на Восточно–Сулеевской площади
Дипломная работа - Геодезия и Геология
Другие дипломы по предмету Геодезия и Геология
?искозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа Кристалл-2000М. Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений, при расчете средних значений параметров проводилась отбраковка данных анализов некачественно отобранных проб.
Таблица 2 - Свойства пластовой нефти
Наименование Пашийский горизонтКоличество исследованных скважинДиапазон измененияСреднее значениескважинпробДавление насыщенным газом, МПа 17 23 7,6 - 8,1 8,1Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т 17 23 69,8 -71,28 58,91 Объемный коэффициент при однократном разгази- ровании доли ед.17231,181-1,1971,1549Плотность, кг/м31723792-796807,9Вязкость, мПас17232,18-4,633,52Объемный коэффициент при диф. разгазировании в раб.условиях, д.ед.231,15821,1582В результате были получены следующие средние значения основных параметров нефти: давление насыщения - 8,1 МПа, газосодержание - 58,91 м3/т, объемный коэффициент - 1,1549, динамическая вязкость пластовой нефти составляет 5,3 мПа•с. Плотность пластовой нефти - 807,9 кг/м3, сепарированной - 869,3 кг/м3. По данным анализов поверхностных проб нефть пашийского горизонта относится к группе средних сернистых нефтей. В ней содержится 1,4 массовых % серы, смол силикагелевых - 5,7 %, асфальтенов - 4,6 % и парафинов - 3,7 %. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 0С составляет 17,0•10-6 м2/с.
В разрезе пашийского горизонта водонасыщенными являются песчано-алевролитовые породы. Дебит скважин колеблется от 1-10 м3/сутки до 20-126 м3/сутки.
Исследование свойств пластовой воды пашийского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 17 скважин (таблица 3). Общая минерализация меняется по площади от 250,6 до 284,7 г/л. Плотность воды в среднем равна 1189,6 кг/м3, вязкость 1,7-2,0 мПас, рН - 4,6.
Таблица 3 - Свойства пластовой воды
НаименованиеПашийский горизонтколичество исследованныхдиапазон изменениясреднее значениескважинпробГазосодержание, м3/т220,41-0,430,42в т.ч.сероводорода-1700,35-0,40-Объемный коэффициент доли ед.111,0021,002Общая минерализация, г/л144170250,59-284,7266,66Плотность кг/м31441701165-11901189,6
Статистические уровни устанавливаются на абсолютных отметках от 6,25 до 27 м. По химическим свойствам подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А.Сулину). При расчете средних значений параметров проводилась отбраковка данных анализов некачественно отобранных проб. Ниже приводится краткая характеристика вод по пашийскому горизонту. Газовый состав подземных вод - метан. Газонасыщенность достигает 0,35 - 0,40 м3/л . Содержание метана равно 45% объемных, более тяжелых 5 - 34 % . Упругость газа составляет 64 - 94 кг/см3. Объемный коэффициент по расчету - 1,002.
.4 Краткая технико-эксплуатационная характеристика фонда скважин
В настоящее время разработка горизонтов Д0 и Д1 Восточно - Сулеевской площади осуществляется согласно уточнённого проекта разработки, составленного ТатНИПИнефть в 1984 году. По состоянию на 01.01.2008 г. весь пробуренный фонд на площади составляет 1290 скважин (в том числе 82 скважины дублёра), из которых 863 (71,4 %) - в добывающем фонде и 345 (28,6 %) - в нагнетательном. Плотность сетки на одну скважину составляет 18,3 га, с учётом дублёров - 17,1 га. Характеристика фонда скважин приведена в таблице 4.
Таблица 4 - Характеристика фонда скважин
Распределение фондаХарактеристика фонда скважинКоличество123Фонд добывающих скважинВсего скважин Переведено на другие горизонты Всего эксплуатационных в т.ч. действующих из них: фонтан ЭЦН ШГН бездействующих в освоении после бурения В консервации Ликвидированные Ожидающие ликвидации Пьезометрические Контрольные 863 18 673 550 - 194 356 123 - 13 86 5 66 2Фонд нагнетательных скважинВсего скважин Переведено на другие горизонты Всего эксплуатационных в т.ч. действующих из них: под закачкой остановлено по технологическим причинам бездействующие в освоении после бурения в консервации Ликвидированные Ожидающие ликвидации Пьезометрические Контрольные Дающие техническую воду ИТОГО345 12 272 219 209 10 52 1 3 47 5 5 - 1 1208
По проекту разработки утверждено для бурения 1539 скважин, в том числе 898 добывающих, 337 нагнетательных и 83 резервных, 221 дублёр.
Действующий фонд добывающих скважин равен 550 (в том числе 107 нагнетательных скважин временно находятся в обработке на нефть). В бездействующем нагнетательном фонде находится 219 скважин, из которых 98 остановлены по технологическим причинам, причём 68 скважин переведены под откачку из добывающих.
Бездействующий фонд составляет 175 скважин или 14,5 % от всего фонда, из них 123 - добывающие и 52 - нагнетательные. Основными причинами простоя являются: негерметичность колонны, ожидание подземного ремонта и смены оборудования, отсутствие приемистости и другие.
В освоении после бурения находится 1 скважина, 16 - в консервации.
За время эксплуатации на площади ликвидировано 133 скважины, что составляет 11,0 % от всего фонда, 10 - в ожидании ликвидации. Большинство ликвидированных скважин выполнили своё назначение, 22 скважины ликвидированы сразу после бурения. Контроль за состоянием пластового давления осуществляют 72 пьезометрические и 2 контрольные скважины.
2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
.1 Классификация современных методов повышения нефтеотдачи пластов