Файл: Курсовой проект по курсу Повышение нефтеотдачи пластов.docx

4. 1   2   3   4   5   6   7

---

Характеристика пластовых флюидов

При широком диапазоне колебаний, физико-химические свойства и УВ - состав нефтей и конденсатов Непско-Ботуобинской НГО на площади распространения резервуаров изменяются достаточно закономерно. Наиболее легкие (0,80-0,85), практически бессернистые (до 0,25%), малосмолистые, (до 5%), с повышенным содержанием бензиновых (до 25%) и керосиновых (до 30%) фракций нефти связаны со скоплениями УВ в наиболее погруженной юго-западной части антеклизы. Они изучены на Ярактинской, Марковской, Аянской, Дулисьминской и других площадях. [18]

Нефти Ярактинского месторождения легкие, их плотность изменяется от 0,802 до 0,877 г/см³, составляя, в среднем 0,837; значения плотности нефтей уменьшаются вверх по восстанию пласта. Некоторые «утяжеление» нефтей наблюдается за счет флюидов устькутского горизонта; плотность нефтей основного продуктивного (ярактинского) горизонта составляет 0,831.

Вязкость нефтей ярактинского горизонта изменяется от 3,10 до 16,10 сСт (при 20С); устькутский горизонт представлен более вязкими нефтями. Нефти малопарафинистые содержание парафина от 0,22 до 1,83% (среднее – 1,07%) и малосернистые – сернистость нефти ярактинского горизонта изменяется от 0,05 до 0,18% (среднее 0,11%); нефти устькутского и осинского горизонта несколько более сернистые (0.36-1.39, среднее – 0.67%). По данным фракционного состава бензиновые фракции (до 200С) составляют 12-39% в среднем (19%); выход фракций до 300С – 34-15% (46%). По УВ – составу нефти, в основном, метановые. В составе дистиллата до 300С подавляющее количество занимают метановые УВ, за ними, по убывающей, следуют нафтены и арены. Нефти Ярактинского месторождения относятся, таким образом, к нафтеново-метановому классу. В высокомолекулярных УВ преобладают нафтеново-метановые УВ с преимущественным развитием парафиновых (с разветвленной цепью). В бензиновой фракции основная доля –парафиновых структур, среди которых преобладают изометановые УВ. В небольшом количестве фиксируются смолистые компоненты (2,01-4,33%) и практически отсутствуют асфальтены. Для нефтей ярактинского горизонта характерна определенная направленность изменения их состава (уменьшение плотности, смолистости, ароматичности и увеличения алифатичности от зоны водонефтяного контакта вверх по восстанию продуктивных горизонтов. Нефть, обогащаясь легкими компонентами

---

, постепенно переходит в газоконденсат.

Попутный газ состоит из 69,3% метана; 13,8% этана; 7,2% пропана; 2,2% бутана; 0,7% пентанов; 0,1% углекислого газа; 0,08% водорода и 0,285% гелия. Газовый фактор изменяется от 1,0 до 150,0 м³/мг³.

Кондесаты Ярактинского месторождения (ярактинский горизонт) – имеют низкую плотность (0,673-0,764, среднее – 0,721%), сернистость (0,005-0,1%, в среднем – 0,033), очень низкое содержание или полное отсутствие смол и твердых парфинов, а также асфальтенов; высокий выход бензиновых фракций (до 200С) – 60-84%. Они не содержат порфиринов и почти полностью выкипают до 300С. в групповом их составе преобладают метановые УВ; по количественному их содержанию конденсаты относятся существенно к метановому классу. В составе алканов продолжают (как и в нефтях) преобладать изоалифатические соединения.

5. Состояние разработки месторождения

Ярактинское месторождение находится на первой стадии разработки, разрабатывается на газонапорном и частично водонапорном режиме. В настоящее время на нефтяной части залежи формируется система ППД путем закачки воды и опытные работы по организации сайклинг-процесса на газовой части залежи.

По состоянию на 01.01.2015 г. на Ярактинском месторождении добыто 10782,7 тыс.т нефти, 11698,4 тыс.т жидкости, 1803,3 млн.м³ растворенного газа. Из газовой шапки добыто 2935,6 млн.м³ свободного газа, 565,3 тыс.т конденсата (рисунок 1.2).



Рисунок 1.2 - Динамика показателей разработки Ярактинского месторождения

По состоянию на 01.01.2019 г. на месторождении пробурено 191 скважина, в т.ч. добывающих нефтяных – 165, водонагнетательных – 4, добывающих газовых – 6, газонагнетательных – 3, водозаборных – 13, ликвидировано – 12. Проектное количество скважин (без учёта водозаборных) – 424 шт. Фонд реализован на 45,0%.

В нефтяном фонде числятся 127 скважины (без ликвидированных), из которых 95 скважин действующие, в бездействии – 14 скважин, в освоении – 17 скважин, пьезометрические – 1. Доля бездействующего фонда скважин составляет 11,0% от добывающего фонда (рисунок 1.3).



Рисунок 1.3 - Структура пробуренного фонда скважин по состоянию на 01.01.2019 г. Ярактинского месторождения

---

Добыча нефти осуществляется фонтанным (8 скважин) и механизированным способом: 84 скважины оборудованы УЭЦН.

Среднегодовой дебит по нефти за 2014 г. составил 126,2 т/сут, по жидкости – 142,5 т/сут, средняя обводненность продукции действующего фонда составила 10,8%.

За период 2007-2019 гг. пробурено 41 горизонтальная скважина (с длиной ствола от 300 до 500 м):

Таблица 1.2 - Состояние реализации проектного фонда скважин на 01.01.2019 г. Ярактинского месторождения



В 2019 году средний дебит по нефти по горизонтальным скважинам составил 177,9 т/сут., по жидкости – 194,7 т/сут., обводненность 8,6%. Дебиты нефти изменяются от 21,9 (скв. № 292) до 444,9 т/сут (скв. № 296).

Средние дебиты вертикальных и наклонно-направленных скважин по нефти изменялись от 4,7 до 333,3 т/сут, составляя в среднем 111,8 т/сут, по жидкости – 126,9 т/сут., обводненность – 11,8%.

В нагнетательном фонде числится 30 скважин, из которых под закачкой - 28 скважин, в бездействии – 2 скважины (№ 5, 700). Средняя приемистость нагнетательных скважин за 2014 г. составила 544,8 тыс.м³.

На газоконденсатной части месторождения в газовом фонде числятся 8 скважин, из которых 2 скважины действующие газодобывающие (скв.№15, 18) и 2 скважины находятся в ожидании освоения (скв.№22, 50) и 4 скважины действующие газонагнетательные (скв.№ 19, 301, 304, 305).

Добыча конденсата и газа из газовой шапки Ярактинского месторождения началась в сентябре 2005 г. скважиной № 15. В газонасыщенной части пласта на 01.01.2019 г. эксплуатируется три газовые скважины № 1, 15, 18. В освоении после бурения находятся скважины № 22, 50. Закачка газа ведется в скважины № 19, 301, 304, 305.

Средний дебит газодобывающих скважин (№№ 15, 18) составляет 165,7 тыс.м³/сут, приемистость газонагнетательных скважин составляет в среднем 757,0 тыс.м³/сут.

В действующем добывающем фонде по состоянию на 01.01.2019 г. находится 95 скважины (или 74,8 % добывающего эксплуатационного фонда); бὀльшая часть фонда скважин, дающих продукцию (87 скважины, или 91,6 %), эксплуатируется механизированным способом с применением УЭЦН, 8 - на фонтане.

Показатели эксплуатации добывающих скважин с распределением по способам добычи нефти по состоянию на 01.01.2019 г. представлены в таблице 1.2.

Наиболее существенный вклад в добычу за всё время эксплуатации нефти внесли скважины эксплуатировавшиеся механизированным способом. Накопленная добыча по ним составила 6 004,6 тыс.т (55,6 % всей добычи по месторождению).

---

Однако, текущие показатели действующего фонда фонтанных скважин (дебит по нефти 149,6 т/сут; по жидкости – 151,8 т/сут; обводненность продукции – 1,5%) несколько лучше скважин, оборудованных УЭЦН (дебит по нефти – 119,1 т/сут, по жидкости – 138,3 т/сут, обводненность продукции – 13,9 %), что связано с лучшими ФЕС по скважинам это категории[8].

В течение 2019 г. фонтанным способом эксплуатировалось 408 скважин, к концу года – восемь. В результате, годовая добыча скважин, эксплуатируемых фонтанным способом, составила 27,4% время работы – 4,6%.

В целом по месторождению к концу 2019 г. показатели скважин действующего добывающего фонда составили: дебиты по нефти – 126,2 т/сут, по жидкости – 141,5 т/сут, обводненность продукции – 10,8%.

Таблица 1.3 - Показатели эксплуатации действующего фонда скважин на 01.01.2019 г. с распределением по способам добычи



Структура действующего фонда добывающих скважин месторождения в настоящее время в значительной степени определяется как высокодебитная (по нефти и жидкости – более 50 т/сут), низкообводненная (более 80% фонда с обводненностью менее 20%), большинство скважин (78) введено в разработку сравнительно недавно (2012-2014 гг.). По приведенным данным:

малообводненный (до 20%) фонд составляет 80 % (76 ед.); эксплуатация скважин осуществляется с дебитами: по нефти 10,1-545,3 т/сут, по жидкости – 10,2–546,2 т/сут. Вклад скважин с низким содержанием воды в продукции – 77,8% накопленной добычи по месторождению, удельная добыча нефти – 96,1 тыс.т/скв;

среднеобводненный фонд (20-50%) составляет 12% (11 ед.); эксплуатация скважин осуществляется с дебитами: по нефти 20,8-148,9 т/сут, по жидкости – 26,7– 203,1 т/сут. Вклад скважин со средним содержанием воды в продукции – 14,5% накопленной добычи по месторождению, удельная добыча нефти – 122,4 тыс.т/скв;

высокообводненный фонд (свыше 50%) незначителен - 8% (8 ед.); эксплуатация скважин осуществляется с дебитами: по нефти 0,4-107,9 т/сут, по жидкости – 66,3-335,2 т/сут. Вклад высокообводненных скважин – 7,7% накопленной добычи по месторождению, удельная добыча нефти – 92,2 тыс.т/скв.

Распределение действующего добывающего фонда скважин по дебитам нефти, жидкости и накопленным отборам нефти в зависимости от обводненности продукции представлено на рисунке 1.4.

---