Файл: Выбор технологии увеличения нефтеотдачи пластов для условий Наратовского месторождения.docx
Добавлен: 04.12.2023
Просмотров: 171
Скачиваний: 5
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
В ЦНИПРе НГДУ «Краснохолмнефть» и БашНИПИнефть изучались физические свойства нефти в пластовых условиях. Результаты исследований отражены в таблице 1.5.
Таблица 1.5 – Свойства нефти в пластовых условиях
| Показатель | Пласты | ||||
| CIV | СV |  |  | Совместно несколько пластов | |
| Давление насыщения, МПа | 5,70 | 6,60 | 5,90 | 5,90 | 5,20 |
| Коэффициент объемной упругости 10 –4 МПа-1 | 6,60 | 6,40 | 6,60 | 6,20 | 6,00 |
| Температурный коэффициент объемного расширения 10 –4/ 0С | 7,30 | 7,43 | 7,23 | 7,14 | 7,33 |
| Плотность нефти, т/м 3 при | |||||
| Давлении пластовом | 0,889 | 0,880 | 0,880 | 0,915 | 0,885 |
| Давлении насыщения | 0,883 | 0,874 | 0,874 | 0,909 | 0,877 |
| Давлении атмосферном | 0,894 | 0,892 | 0,889 | 0,919 | 0,893 |
| Вязкость нефти, МПа∙с, при | |||||
| Давлении пластовом | 33,90 | 25,80 | 28,00 | 73,300 | 25,600 |
| Давлении насыщения | 28,60 | 21,30 | 24,10 | 57,100 | 19,600 |
| Давлении атмосферном | 44,40 | 35,40 | 44,10 | 87,000 | 38,400 |
| Усадка нефти | 3,20 | 3,77 | 2,52 | – | 3,440 |
| Объемный коэффициент | 1,03 | 1,04 | 1,03 | 1,012 | 1,036 |
| Газовый фактор, м3/т. | 19,80 | 13,20 | 11,90 | 8,400 | 8,300 |
Исходя из данной таблицы, можно сказать, что нефти терригенной толщи нижнего карбона Наратовского месторождения тяжелые (удельный вес нефти в пластовых условиях равен 0,880 – 0,889 т/м3), вязкие (вязкость 25,3 – 33,9 МПа∙с), газосодержание является характерным для терригенных отложений Башкирии.
Характеристика пластовых вод приведена в таблице 1.6. Удельный вес пластовых вод равен 1160 – 1180 кг/м³. Общая минерализация изменяется от 722,44 до 840,30 мг/экв на 100 гр.
Таблица 1.6 – Состав пластовой воды
| Показатель | Пласты | ||||
| CIV | СV | | | Совместно несколько пластов | |
| Удельный вес воды, т / м 3 | 1,18 | 1,16 | 1,17 | 1,17 | 1,19 |
| Cl | 361,10 | 391,60 | 419,00 | 397,70 | 368,80 |
| SO4 | 0,07 | 1,10 | 1,11 | 0,21 | 0,03 |
| HCO3 | 0,05 | 0,09 | 0,04 | 0,12 | 0,16 |
| Ca | 33,83 | 37,07 | 37,14 | 42,40 | 36,80 |
| Mg | 18,64 | 27,02 | 34,74 | 36,07 | 20,31 |
| Na + K | 308,70 | 328,50 | 348,40 | 322,60 | 380,70 |
| J2 | 722,30 | 785,30 | 840,70 | 799,10 | 806,80 |
| Br | – | 4,06 | 3,62 | 4,14 | 4,31 |
| B2O3 | – | 323,70 | 390,70 | 315,00 | 308,00 |
| NaH 4 | – | 45,26 | 55,30 | 33,65 | 47,00 |
| Fe | – | 110,70 | 99,50 | 112,80 | 106,20 |
| Общая минерализация, г/м 3 | 722,44 | 801,58 | 840,30 | 796,06 | 737,98 |
Воды по классификации Сулина В.А. относятся к хлоркальциевому типу.
Попутные газы Наратовского месторождения жирные, содержание азота составляет 35%.
Состав попутного газа отражен в таблице 1.7.
В углеводородной части преобладающими являются метан и пропан. Содержание этана почти в 2 раза ниже, чем содержание бутанов, содержание бутанов, содержание которых приблизительно равно половине содержания метана.
В целом содержание углеводородной части составляет 64%. Сероводорода в попутном нефтяном газе не обнаружено.
Таблица 1.7 – Компонентный состав нефтяного газа
| Наименование | % мольн. | % массов. |
| Сероводород | – | – |
| Углекислый газ | 1,02 | 1,27 |
| Азот | 35,24 | 27,87 |
| Гелий | 0,02 | – |
| Метан | 19,13 | 8,67 |
| Этан | 6,78 | 5,74 |
| Пропан | 20,86 | 25,91 |
| Изобутан | 3,72 | 6,09 |
| Н-бутан | 7,85 | 12,82 |
| Изопентан | 2,26 | 4,58 |
| Н-пентан | 1,81 | 3,69 |
| Гексан | 1,36 | 3,39 |
1.4 Текущее состояние разработки Наратовского месторождения
По состоянию на 01.01.2005 года на месторождении пробурено 286 скважин [2].
Таблица 1.8 – Добыча нефти по способам эксплуатации
| Способ эксплуатации | Добыча нефти | Добыча жидкости | |||
| тыс. т | % | тыс. т | % | ||
| УЭЦН | 18,69 | 18,60 | 474,83 | 41,80 | |
| ШСНУ | 81,82 | 81,40 | 660,97 | 58,20 | |
| Всего | 100,51 | 100,00 | 1 135,80 | 100,00 | |
На данный момент в 10 скважинах добыча нефти ведется с помощью электроцентробежных установок, в 1 скважине с помощью электро–диафрагменной установки, в остальных скважинах с помощью штанговых глубинных насосов. Анализируя таблицу 1.8 можно сказать, что основная доля добычи нефти порядка 81,4% от общей годовой добычи нефти Наратовского месторождения осуществляется штанговыми глубинными насосами.
Доля добычи жидкости штанговыми глубинными насосами составляет всего 58,2 %, против 41,8% добычи жидкости электроцентробежными насосами (УЭЦН). Данное обстоятельство, а так же анализ показателей разработки прошлых лет говорит о том, что количество скважин, оборудованных УЭЦН, с каждым годом сокращается вследствие падения дебита скважин по жидкости. Это объясняется, прежде всего, вступлением состояния разработки Наратовского месторождения в завершающую стадию.
В таблице 1.9 даны основные показатели разработки Наратовского месторождения за 2004 – 2005 годы (с начала эксплуатации в таблице 1.11).
Таблица 1.9 – Основные технологические показатели разработки Наратовского месторождения за 2004 – 2005 годы
| Показатели | 2004 год | 2005 год | |
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| Фонд добывающих скважин | эксплуатационный | 193 | 189 |
| действующий | 174 | 180 | |
Продолжение таблицы 1.9
| Показатели | 2004 год | 2005 год | ||
| 1 | 2 | 3 | 4 | |
| Отработанное время, часы | 259831 | 260723 | ||
| Приемистость одной нагнет скважины, м3/сут | за год | 99 | 106 | |
| на начало | 97 | 107 | ||
| Пластовое давление, МПа | в зоне отбора | 0,102 | 0,104 | |
| в зоне нагнетания | 0,157 | 0,158 | ||
| по месторождению | 0,105 | 0,110 | ||
| Добыча нефти, т | за год | 102564 | 100513 | |
| с начала разработки | 3927545 | 4028058 | ||
| Добыча воды, м3 | за год | 1076305 | 1017894 | |
| с начала разработки | 18455436 | 19472220 | ||
| Воды в пластовых условиях, % | 89,95 | 89,62 | ||
| Добыча жидкости в пластовых условиях, м3 | за год | 1196549 | 1135817 | |
| с начала разработки | 23061032 | 24196849 | ||
| Средний дебит одной скважины | нефти, т/сут. | за год | 1,6 | 1,6 |
| на начало | 1,6 | 1,6 | ||
| жидкости, м3/сут. | за год | 18,7 | 18,1 | |
| на начало | 18,7 | 17,9 | ||
| Отработанное время, часы | 1531820 | 1502508 | ||
| Нагнетательный фонд | весь | 39 | 42 | |
| действующий | 34 | 39 | ||
| Закачка воды, м3 | за год | 1071614 | 1154618 | |
| к компенсации за год, % | 89,6 | 101,7 | ||
| с начала разработки | 20953308 | 22107926 | ||
| к компенсации с начала разработки, % | 90,9 | 91,4 | ||
| Приемистость одной нагнет скважины, м3/сут | за год | 99 | 106 | |
| на начало | 97 | 107 | ||
| Пластовое давление МПа | в зоне отбора | 0,102 | 0,104 | |
| в зоне нагнетания | 0,157 | 0,158 | ||
| по месторождению | 0,105 | 0,110 | ||
По состоянию на 01.01.2005 г. на Наратовском месторождении работают 180 скважин или 95,21% действующего фонда с содержанием в продукции скважины воды. Распределение скважин по степени обводненности можно увидеть из таблицы 1.10.
Таблица 1.10 – Распределение скважин по степени обводненности
| Степень обводненности, % | Количество, ед. | %, к общему количеству | |||
| Всего | ШСНУ | УЭЦН | УЭДН | ||
Без воды | 9 | 9 | – | – | 4,79 |
| до 20% | 10 | 10 | – | – | 5,32 |
| от 20 до 50% | 10 | 10 | – | – | 5,32 |
| от 50 до 90% | 66 | 66 | – | – | 35,12 |
| от 90 до 97% | 61 | 53 | 7 | 1 | 32,45 |
| Свыше 97% | 33 | 30 | 3 | – | 17,00 |
| Всего | 189 | 178 | 10 | 1 | 100,00 |