Анализ добывных возможностей скважин, оборудованных УЭЦН Озерного месторождения

     

     

     Таблица 1.5

     Физико-химические свойства поверхностной нефти

Наименование	Пласты
	См	Бш  1+2+3	Ок	Фм
Плотность нефти, т/м³	0,865	0,839	0,846	0,836
Вязкость  кинематическая, мм²/с	6,45	8,06	6,8	6,55
Содержание  масс., %
- асфальтенов	2,65	2,17	1,05	0,50
- смол силикагелевых	14,75	12,58	11,19	10,03
- парафина	2,06	2,71	2,84	3,94
- серы	0,85	0,89	1,21	0,62
Температура плавления парафина, ºС	52,8	54,7	53,1	54,9

 

 

      Таблица 1.6

     Состав  газа, растворенного в нефти

Наименование	Пласты
	См	Бш  1+2+3	Ок	Фм
Плотность, г/л	0,948	1,008	0,944	0,915
Теплота сгорания
Содержание, % мол
- метан	48,61	31,56	43,52	54,15
- этан	18,75	20,14	23,04	23,47
- пропан	12,36	13,88	11,63	12,23
- бутан	3,04	2,75	2,37	2,71
- изобутан	1,65	1,83	1,26	1,20
- пентан	0,48	0,49	0,42	0,59
- изопентан	0,57	0,67	0,56	0,64
- гексан+высшее	0,28	0,28	0,24	0,36
- гелий	0,026	0,063	0,024	0,030
- азот	6,78	27,93	14,81	2,906
- углекислота	1,01	0,05	1,52	1,743
- сероводород	6,47	0,42	0,63	-

 

     Товарная  характеристика нефти Озерного месторождения  обусловлена ее серосодержанием  и количеством бензиновых и светлых фракций. Минимальное количество серы содержится в нефти фаменской залежи (0,24 - 1,06%), максимальное - в нефти окского пласта (1,21%).

     Концентрация  бензиновых компонентов максимальна  в нефти сакмарского пласта (35%), несколько их меньше башкирской и фаменской нефти (32 - 33%), минимальна - в нефти пласта Ок (29%).

     Концентрация  бензиновых компонентов выкипающих в пределах 180 - 300 ºС, в нефтях всех продуктов одинаково.

     

     Нефтяной  газ имеет высокую калорийность и может быть использовано в качестве топлива, однако он обогащен этан - бутановыми компонентами, и основная его ценность заключается в использовании в качестве сырья для нефтехимического производства.

     Пласты  Бш_1, Бш_2, Бш₃. Нефть башкирских пластов лучшего качества чем в сакмарском. Плотность дегазированной и пластовой нефти меньше, нефть менее смолистая, содержит больше легких компонентов. Плотность разгазирования нефти составила в среднем 0,839 т/м³. Башкирская нефть, в отличие от сакмарской, характеризуется вдвое большей величиной давления насыщения, равной 13,58 МПа. Это обусловлено составом растворенного в ней газа, а именно высоким содержанием азота, который плохо растворяется в нефти и при небольшом снижении пластового давления, равного 15,5 МПа, начинает из нее выделяться.

     Дегазированная нефть легкая, маловязкая, содержит смол до 17,2% при среднем значении 12,58% масс, парафинов 1,96-3,39% при среднем значении 2,71%. Дегазированная нефть сернистая, содержание серы составляет 0,89%, кинематическая вязкость равна 6,45 мм²/с.

     Пластовая нефть легкая, маловязкая, по данным дифференциального разгазирования плотность нефти в пластовых условиях равна 0,804 т/м³, в стандартных - 0,844 т/м³, вязкость - 2,41 мПа*С. Начальное газосодержание составило 53,8 м³/т.

     Растворенный  в нефти газ среднеазотный - азота 28%, малометановый (31,56%), а по содержанию его гомологов (40%), классифицируется как высокожирный. Сероводород в газе дифференциального разгазирования не обнаружен, однако при проведении специального отбора проб на сероводороде и анализе еготитрометрическим способом, обнаружено 0,425 сероводорода. (Таблица 1.4)

     

     Пласт Ок. Разгазированная нефть окского пласта имеет единую классификацию с нефтью вышележащего горизонта - смолистая (11,19%), парафинистая (2,84%), сернистая (1,21%). Плотность дегазированной нефти равна 0,846 т/м³, кинематическая вязкость составила 6,8 мм²/с.

     Пластовая нефть легкая, маловязкая, начальное  газосодержание составило 83,3 м³/т. по результатам  исследования глубинных проб нефти  давление насыщения - 12,7 МПа, пластовое давление равно 17 МПа. По данным дифференциального разгазирования плотность нефти в пластовых условиях равна 0,78 т/м³, в стандартных - 0,843 т/м³ вязкость - 2,08 мПа*С.

     Растворенный  в нефти газ дифференциального  разгазирования содержит более 40% метана, азота в нем 15%, примерно 35% этан-пропановых компонентов, содержание сероводорода - 0,63%.

     Пласт Фм. Глубинные пробы нефти отбирались не только в разных скважинах, но и в пределах одной скважины на разных глубинах, что позволило провести оценку свойств нефти как по площади, так и по разрезу.

     Поинтервальный  отбор пластовых флюидов, проведенный  в скважине 39 (южная часть залежи), показал, что нефть из нижней части  пласта, расположенного на границе  ВНК, лучшего качества по сравнению  с нефтью из верхней и средней частями пласта.

     В скважине 40 (северная часть залежи) нефть из нижней части пласта худшего  качества по сравнению с нефтью из верхней и средней частями  пласта.

     В скважинах 46, 47 (западная и сводовая часть пласта) нефть отобрана из одного интервала и близка по своим свойствам; в скважине 44 шесть качественных проб, характеризующих свойства нефти всего разреза; в скважине 42 одна проба позволила получить дополнительную информацию о нижней части пласта.

     По  данным дифференциального разгазирования нефть легкая, маловязкая, смолистая, парафинистая и сернистая. Плотность дегазирован-ной нефти равна 0,836 т/м³, кинематическая вязкость составила 6,55 мм²/с. Содержание серы составляет 0,62%, содержит 10,03% масс, парафина 3,94%.

     

     Растворенный  в нефти газ дифференциального разгазирования имеет различие по составу в разных скважинах и разных частях разреза. Газ относится к категории низкоазотных (2,906%), содержит 54,15% метана, высокожирных, характеризуется отсутствием серы.  
 

 

     

1.6 Типовая конструкция  скважин

     Скважина - это горная выработка, характеризующаяся относительно малым диаметром и большой глубиной.

     Конструкцию скважин выбирают исходя из требований успешного доведения скважин  до проектных глубин; качественного  вскрытия продуктивных горизонтов, обеспечивающего сохранность естественной проницаемости пласта или улучшающего ее; эксплуатации скважин эффективными методами в период разработки месторождения.

     На  конструкцию скважин оказывают  влияние цель и способ бурения; число  продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию; способ вскрытия пласта и геологические условия бурения: глубина залегания продуктивных пластов, их продуктивность и коллекторские свойства; пластовые и поровые давления и давления гидроразрыва пород; физико-механические свойства разбуриваемых пород с точки зрения возникновения обвалов, осыпей, сужения, кавернообразования, передачи на обсадные колонны горного давления и т.д.

     При проектировании конструкции скважин  число и глубину спуска обсадных колонн выбирают в соответствии с  требованиями недопустимости несовместимых условий бурения отдельных интервалов ствола, когда параметры технологического процесса бурения нижележащих интервалов вызывают осложнения в верхней необсаженной части скважины.

     Число обсадных колонн должно соответствовать  количеству зон совместимых условий бурения. Глубина спуска обсадных колонн должна быть на 10-20 м ниже зон совместимых условий бурения.

     Плотность бурового раствора для бурения в  данной зоне крепления должна находиться в пределах зоны совместимых условий.

     Высоту  подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве устанавливают исходя из геологических особенностей месторождения.

     

    В соответствии с требованиями к эксплуатации скважин, условиями геологического строения Лозолюкско-Зуринского месторождения, глубины скважины и способа вскрытия продуктивного пласта рекомендуется следующий вариант конструкции скважин (табл. 1.7).

    Элементы  типовой конструкции скважины представлены на рис. 1.7.

     Таблица 1.7

     Типовая конструкция скважин

тип коллектора назначение  скважины наимен. колонны диаметр долота обсадная  колонна высота подъема цемента                                     диаметр глубина спуска          карбонатный добывающ. нагнетат. направление 394 мм 324мм 0-35м 0-35м                   кондуктор 295 мм 245 мм 0-650м 0 - 650 м                   эксплуатационная 216 мм 146 мм 0 - проектн. глубина 0 - проектн. глубина

 

 

     

       

 

     II. ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

     

2.1. Современное состояние  разработки

     Добыча  нефти по Озерному месторождению ведется с 1992 г, когда в пробную эксплуатацию была введена скважина 40, эксплуатирующая пласт в фаменском ярусе и затем в 1999 г. cкв. 41, которая вела эксплуатацию из пластов башкирского яруса.

     В настоящее время разработка Озерного месторождения существляется на основании последнего проектного документа  «Технологическая схема опытно- промышленной эксплуатации Озерного месторождения», составленная в 2000 г.[6].

     ЦКР министерства энергетики, согласно Протокола (от 2.11.2000 №2647), приняло Технологическую  схему разработки со следующими принципиальными  положениями и технологическими показателями:

           Добыча нефти                           2000 г.- 32.7 тыс. т

     2001 г.- 150 тыс. т

     2002 г.- 230 тыс. т

     2003 г.- 350 тыс. т

     2004 г.- 427 тыс. т

     2005 г.- 499 тыс. т

     2006 г.- 543 тыс. т

     2007 г.- 523 тыс. т

     2008 г.- 430 тыс. т

     2009 г.~ 428 тыс. т

     Выделение следующих основных эксплуатационных объектов:

• объект Фм –залежь фаменского яруса;
• объект Бш – пласты Бш₁+Бш₂ +Бш₃ башкирского яруса;

возвратные  объекты:

• объект См –залежи сакмарского яруса, возврат с объекта Бш;
• объект Ок – разработка скважинами объекта Фм

Применения  следующих систем разработки:

• объект  Бш – по первому варианту при блоковой трехрядной системе

     заводнения  плотностью 27 га/скв.