Файл: Для достижения поставленной цели поставлены следующие задачи.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 11.01.2024
Просмотров: 239
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Таблица 1.2. Сравнение планово-нормативных и фактических показателей разработки:
| №№ п/п | Показатели | план.норма Факт | 2004 год | +, -к план.норме |
| 1. | Добыча нефти, тыс.тонн | план-норма Факт | 479,500 481,272 | +1,772 (+0,37%) |
| 2. | Добыча жидкости, тыс.тонн | план-норма Факт | 12089,500 12973,494 | +883,994 (+7,31%) |
| 3. | Обводненность весовая, % | план-норма Факт | 96,0 96,3 | +0,3 |
| 4. | Закачка воды, тыс.м3 | план-норма Факт | 9576,500 9607,250 | +30,750 (+0,32%) |
| 5. | Ввод добывающих скважин | проект Факт | - 2 | +2 |
| 6. | Ввод нагнетательных скважин | План-норма Факт | 3 3 | - |
Как видно из таблиц 1 .1 и 1.2, фактические показатели выше проектных по всем позициям.
По отношению к планово-нормативным, добыча нефти выше на 0,37%, добыча жидкости на 7,3%, закачка воды на 0,32%, обводненность по абсолютной величине выше на 0,3%.
По сравнению с 2003 годом добыча нефти снизилась на 15128 тонн или 3,04%.
1.3 Характеристика пластовых флюидов
,Пластовые нефти изучались для пластов терригенной толщи нижнего карбона по ограниченному количеству проб, что обусловлено отсутствием фонтанного фонда скважин, обеспечивающего качественный отбор проб нефти. Нефти – тяжелые (плотность 879-903 кг/м3), вязкие (вязкость 18,7-33,8 мПа*с), имеют низкую газонасыщенность (7,8-13 нм3/т).
При исследовании изучались удельный вес нефти, ее вязкость, а также содержание асфальтенов, смол, серы, парафина. См рис 1.2. и Таблице 1.3.
Рис 1.2. Физико-химические свойства нефти приведены.
Таблица 1.3. Таблица Свойства нефти продуктивных пластов поверхностных условиях
| Показатель | Значение |
| Плотность, кг/м3 | 902 |
| Вязкость, мПа∙с | 29,7 |
| Содержание в нефти, -асфальтенов, % (по массе) -смол, % (по массе) -серы, % (по массе) -механических примесей, % (по массе) -парафина, % (по массе) -воды, % (по массе) -солей, мг/л | 5,9 4,8 3,5 0,0059 4,7 13,6 98917 |
| Температура плавления парафина, 0С | 49 |
| Начало кипения нефти, 0С | 75 |
Нефти терригенной (угленосной) толщи тяжелые (их удельный вес 0,902-0,908 г/см3), вязкие (вязкость их 53-89 см2 /с). Смолистые (содержание смол 16-18 %), сернистые (содержание серы 3,4-3,9 %), парафинистые (содержание парафина 3,1-3,3 %). Выход светлых нефтепродуктов составляет 35,7-40,3 %.
Нефть, отобранная из скважин, расположенных вблизи зон замещения песчаников алевролитами или в водонефтяной зоне, отличается от нефти, отобранной из скважин центральной части залежи – она более тяжелая и вязкая.
Пластовые нефти Манчаровского месторождения по своим свойствам близки между собой. Они тяжелые, вязкие, имеют низкую газонасыщенность.
Свойства нефтей в пластовых условиях приведены в таблице 1.4.
Таблица 1.4 Свойства нефтей в пластовых условиях
| Показатель | пласт | |||
| С-V | С-VI0 | С-VI-1 | С-VI-2 | |
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| Давление насыщения нефти газом, МПа | 3,1 | 2,9 | 5,7 | 4,4 |
| Газовый фактор, нм3 /т | 5,7 | 3,3 | 12,7 | 7,9 |
| Плотность нефти при Рпл, г/см3 | 0,886 | 0,891 | 0,899 | 0,903 |
| Плотность нефти при Рнас, г/см3 | 0,881 | 0,883 | 0,884 | 0,893 |
| Вязкость нефти при Рнас, мПа*с | 20,3 | 22,1 | 21,3 | 28,1 |
| Вязкость нефти при Ратм, мПа*с | 29,4 | 40,5 | 43,41 | 46,3 |
| Усадка нефти от Рпл | 1,1 | 0,6 | 2,3 | 0,62 |
| Объемный коэффициент | 1,013 | 1,007 | 1,023 | 1,008 |
| Газовый фактор, нм3 /т | 5,7 | 3,3 | 12,7 | 7,9 |
Состав попутного газа
Попутные газы терригенной толщи месторождения жирные, содержат в своем составе бензиновые фракции, не содержат сероводорода. Содержание азота находится в пределах 35-50 %, содержание углеводной части составляет 63-66 %. Газ содержит некондиционное количества гелия. Содержание сжимаемых газов приведено в таблице 1.4. Физико-химические свойства попутного газа приведены в таблице 1.3.
Таблица 1.4. Содержание сжимаемых газов
| пласт | Содержание, % объемные | ||
| этан | бутан | пропан | |
| С-V | 7,8 | 9,7 | 23,2 |
| С-VI0 | 12 | 11,7 | 19,3 |
| С-VI-1 | 8,7 | 9,3 | 21,6 |
| С-VI-2 | 12,3 | 10,2 | 20,2 |
Свойства пластовых вод
Пластовые воды тульского, бобриковского горизонтов и турнейского яруса по свойствам близки между собой. Их плотность равна 1172 – 1181 кг/м3, общая минерализация изменяется в пределах от 775,8 до 923,5 мг на 100 г. Воды относятся к хлоридо-кальциевому типу. Характеристика сточной воды приведена в таблице 1.5.
Таблица 1.5 Характеристика сточной воды
| Показатель | Значение |
| 1 Водородный показатель | 4,9 |
| 2 Ионный состав воды, мг/л по ОСТ 39-071-78 | |
| HCO3- | 319 |
| Cl- | 38997 |
| SO42- | 37 |
| Ca2+ | 2581 |
| Mg2+ | 1027 |
| K+ + Na+ | 20573 |
1.4 Конструкция скважины
На многопластовом Манчаровском месторождении по основным объектам в терригенной толще нижнего карбона завершается основной период разработки. Наибольшие остаточные запасы нефти заключены в пластах терригенной толщи нижнего карбона. Средняя глубина залегания эксплуатационных объектов 1400-1850м.
Рис.1.3. Сводный геологический разрез[2]:
Большинство добывающих скважин эксплуатируется механизированным способом – установками скважинных штанговых (УСШН) и погружных электроцентробежных насосов (УЭЦН). Фонтанный способ большого значения не имеет. В таблицах 1.5 и 1.6 показано изменение действующего фонда и среднего дебита жидкости добывающих скважин по способам добычи нефти в 1987-1991 годах.
Таблица 1.5 Изменение фонда добывающих скважин Манчаровского месторождения по способам эксплуатации в 1986-1991г.
| Способ эксплуатации | Ед.изменения | Годы | |||||
| 1986 | 1987 | 1988 | 1989 | 1990 | 1991 | ||
| Действующий фонд | Скв. | 671 | 767 | 725 | 736 | 735 | 745 |
| % | 150,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | 100,0 | |
| В том числе оборудованы | | | | | | | |
| УСШН | Скв. | 418 | 438 | 483 | 425 | 429 | 433 |
| | % | 62,3 | 62,0 | 59,7 | 57,7 | 58,3 | 58,3 |
| УЭЦН | Скв. | 256 | 267 | 292 | 389 | 382 | 304 |
| | % | 37,3 | 37,7 | 46,3 | 42,0 | 41,2 | 40,9 |
| Фонтанные | Скв. | 3 | 2 | - | 2 | 4 | 6 |
| | % | 0,4 | 0,3 | - | 0,3 | 0,5 | 0,8 |
Таблица 1.6 Изменение среднего дебита жидкости добывающих скважин Манчаровского месторождения по способам эксплуатации в 1986-1991 годах (м3/сутки)
| Способ эксплуатации | Годы | |||||
| 1986 | 1987 | 1988 | 1989 | 1990 | 1991 | |
| Действующий фонд | 79,5 | 76,5 | 89,8 | 85,9 | 85,7 | 82,1 |
| Скважины оборудованные | | | | | | |
| УСШН | 7,1 | 6,9 | 6,8 | 7,9 | 6,6 | 6,0 |
| УЭЦН | 182,5 | 175,4 | 180,7 | 187,4 | 189,9 | 182,2 |
| Фонтанные скважины | 62,5 | 67,5 | - | 37,5 | 35,8 | 35,9 |
Из таблиц видно, что в рассматриваемый период действующий фонд скважин увеличился на 10%, доля скважин, оборудованных УЭЦН, возросла с 41,2 до 43,0%, средний дебит жидкости изменился незначительно.
Высокодебитные скважины эксплуатируются установками ЭЦН номинальной производительностью от 40 до 500 м3 /сутки.
Промысловые исследования показывают, что в условиях Манчаровского месторождения УЭЦН работают на оптимальных режимах при погружении насосов под динамический уровень на глубину 500-600м.
Современные установки ЭЦН могут поддерживать динамический уровень в скважинах на глубине 700-800м. в течение 1,5-2,5 лет.
Скважины с дебитом жидкости менее 25м3/сутки эксплуатируются установками штанговых насосов. Высота подъема жидкости из скважин штанговыми насосами ограничивается прочностью штанг. [7]
Таблица 1.7 Показатели эксплуатации добывающих скважин Манчаровского месторождения
| Способ эксплуатации | Показатели | Годы | |||||
| 1992 | 1993 | 1994 | 1995 | 1996 | 1997 | ||
| УЭЦН | Ввод добывающих скважин | - | - | - | - | - | - |
| Эксплуатационный фонд скважин | 300 | 290 | 280 | 270 | 260 | 250 | |
| Дебит жидкости, м3/сутки | | | | | | | |
| Максимальный | - | - | - | - | | | |
| Минимальный | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | 25 | |
| Средний | 173 | 170 | 165 | 156 | 150 | 140 | |
| Средняя обводненность, % | 96,1 | 96,4 | 96,7 | 97,0 | 97,3 | 97,6 | |
| УСШН | Ввод добывающих скважин | - | - | - | - | - | - |
| Эксплуатационный фонд скважин | 450 | 458 | 470 | 485 | 494 | 504 | |
| Дебит жидкости, м3/сутки | | | | | | | |
| Максимальный | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | |
| Минимальный | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | 0,5 | |
| Средний | 6,0 | 5,9 | 5,8 | 5,7 | 5,6 | 5,5 | |
| Средняя обводненность, % | 72,0 | 72,5 | 73,0 | 73,5 | 74,0 | 74,5 | |