ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 25.10.2023
Просмотров: 232
Скачиваний: 13
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов
В целях изучения физико-химических свойств нефти и газа на Мамонтовском месторождении проведён большой объём исследований поверхностных и глубинных проб в специализированных лабораториях Главтюменьгеологии, институтов Гипротюменьнефтегаз , СибНИИНП, ОАО “РН-Юганскнефтегаз”. На Мамонтовском месторождении характер изменения свойств нефтей является типичным для залежей не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. Почти во всех случаях по мере уменьшения глубины устойчиво снижаются пластовые давления и температура. Пластовые воды напорные, термальные, солёные, практически безсульфатные. Газ, растворённый в подземных водах, метанового состава. Температура подземных вод изменяется по разделу от 74 до 830С. В таблицах 1.5 – 1.5.4 приведены основные физико - химические свойства нефти и газа.
Таблица 1.5 - Физические свойства пластовой нефти
| Параметры | А  | А  | Б  | Б  | Б  |
| Давление насыщения газом Ph,кгс/  | 82 | 76 | 82 | 94 | 92 |
| Газосодержание R  /т | 41,7 | 42,3 | 41,5 | 60,5 | 60,5 |
| Рабочий газовый фактор при условиях сепарации  | | 32,5 | 34,4 | 51,7 | 48,24 |
| Обьемный коэффициент | 1,117 | 1,113 | 1,099 | 1,178 | 1,189 |
| Плотность нефти г/  | 0,824 | 0,825 | 0,841 | 0,799 | 0,795 |
| Вязкость нефти сП | 9,14 | 10,85 | 8,14 | 12,44 | 10,2 |
| Температура насыщения парафином ℃ | 29,7 | 29,6 | 38,5 | 30,3 | 30,3 |
Таблица 1.5.1 - Анализ контрольных проб нефти
| УПСВ | Вода % 2 | Хлор мг/л 226 | Соли % 0,03 | Мех.примеси 0,04 | Вязкость 16,87 |
| ДНС-7 | 79 | 9226 | 0,97 | 0,16 | 18,82 |
Таблица 1.5.2 - Анализ нефти на газосодержание
| |  | t ℃ |  |  |  | плотность по воздуху |
| ДНС-7 | 8 | 36 | 375 | 728 | 355 | 1,898 |
| УПСВ | 12 | 34 | 376 | 1126 | 360 | 1,759 |
Таблица 1.5.3 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (молярная концентрация, %)
| Наименование | Газ,выделевшийся из нефти в стандартных условиях | Смесь газа многоступеньчатого разгазирования в стандартных условиях | нефть,разгазированная однократно в стандартных условиях | Нефть после многоступеньчатого разгазирования при условии сепарации | Пластовая нефть |
| Двуокись углерода | 0,21 | 0,26 | - | 0 | 0,07 |
| Азот | 1,46 | 1,45 | - | 0 | 0,55 |
| Метан | 68,8 | 75,8 | 0,2 | 0,03 | 26,03 |
| Этан | 6,22 | 6,55 | 0.13 | 0.3 | 2,39 |
| Пропан | 11,43 | 9,56 | 1,38 | 3,18 | 5,35 |
| Изобутан | 2,01 | 1,17 | 0,6 | 1,11 | 1,13 |
| Нормальный бутан | 5,57 | 3,14 | 2,63 | 4,15 | 3,75 |
| Изопентан | 1,37 | 0,63 | 1,6 | 1,98 | 1,52 |
| Нормальный пента | 1,7 | 0,82 | 2,79 | 3,29 | 2,4 |
| Изогексан | 0,57 | - | 2,15 | 85,9 | 1,56 |
| Нормальный гексан | 0,49 | - | 2,41 | 85,9 | 1,69 |
| Остаток | 0,17 | 0,6 | 86,11 | 85,9 | 53,56 |
| Молекулярная масса | 26,15 | 25,95 | 256 | 244 | 167 |
| Плотность при стандартных условиях кг/  | 1,087 | 0,954 | 876 | - | 799 |
Таблица 1.5.4 - Анализ газа на химический состав
| |  |  |  |  |  |  |  |  | |  | Азот |
| УПСВ | 5,57 1,79 82,5 63,24 | 12,08 7,29 4,76 6,85 | 36,15 31,99 6,74 14,23 | 6,32 7,37 1,01 2,81 | 18,44 21,54 2,3 6,4 | 4,19 6,07 0,42 1,45 | 6,12 8,86 0,48 1,66 | 6,12 8,86 0,48 1,66 | 6,92 12,52 0,12 0,51 | 0,61 0,54 0,32 0,66 | 3,23 2,07 2,2 1,0 |
Физико-химические свойства воды Воды продуктивных горизонтов АС4-5-6, БС8, БС10 относятся к хлоркальциевому типу со значительным содержанием ионов. В результате нарушения первоначальных условий и обводнения пласта при эксплуатации месторождения в системе пласт-скважина-сборный трубопровод возможно отложение солей (таблица 1.5.5).
Таблица 1.5.5 - Свойства и ионный состав пластовой воды Мамонтовского месторождения
| | Наименование | Среднее значение |
| 1 | Газосодержание  | 2,6 |
| 2 | В том числе сероводорода | - |
| 3 | Обьемный коэффициент | 1,017 |
| 4 | Вязкость сП | 0,42 |
| 5 | Общая минерализация г/л | 17,15 |
| 6 | Плотность  | 1,011 |
| | CL - | 9770/275 |
| S04 – | 6,12/0,!3 | |
| HCO3 - | 823/13,5 | |
| Ca ++ | 363/18,1 | |
| Мд ++ | 39/6,2 | |
| Ма++K+ | 6133,4/267,5 |
2.ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ.
2.1.Характеристика фонда скважин.
По состоянию на 01.01.2016 г. на месторождении пробурено 5240 скважин всех категорий, в том числе 3784 добывающих скважины, 1308 нагнетательных, 91 водозаборная, 58 поглощающих скважин. Из этого числа 657 скважин ликвидировано и 362 ожидают ликвидации. Пробуренный фонд в основном приходится на объект БС1 - 188 скважин (69 % фонда), на объект АС8 - 34 скважин (13 % фонда), на объект ЮС2 - 31 скважина (11 % фонда), на объект БС8 - 5 скважин, на объект БС10 - 6 скважин. Специальных скважин на пласт АС-SM - 10.
Разбуренность проектного фонда (кроме скважин, предусмотренных для разработки запасов категории С2) составляет 110 %.
В эксплуатационном добывающем фонде находится 1598 скважины, из них 1282 скважин дающие нефть, 308 находятся в бездействии, 8 скважин в освоении. Основная часть действующего добывающего фонда скважин механизированные (85 %). В фонде нефтяных скважин в консервации 918 единиц, 343 пьезометрических скважин, 37 наблюдательных, в ожидании ликвидации 282 скважины и ликвидировано 462 скважины (из них 53 после бурения и 409 после эксплуатации). Основной причиной ликвидации скважин являются технические причины. Всего выведено из эксплуатационного добывающего фонда 55 % скважин (1952 единиц).
В эксплуатационном нагнетательном фонде числится 935 скважин, из них под закачкой 705, в бездействии 177 скважин, в освоении - 53 скважины, 111 скважин нагнетательного фонда временно находятся в находятся в добывающем нефтяном фонде. 181 нагнетательная скважина находится в консервации, 97 пьезометрических скважин, в ожидании ликвидации - 80 скважин, 158 скважин ликвидировано (после эксплуатации - 147 скважин, после бурения - 11 скважин). Всего выведено из эксплуатационного нагнетательного фонда 35 % скважин (505 единиц).
Структура фонда скважин Мамонтовского месторождения приведена на рисунке 6.
Всего в эксплуатации на нефть по месторождению перебывало 4822 скважины, в том числе 1297 нагнетательных скважин, находившихся в отработке на нефть, таблица 4.2.4. Суммарная добыча нефти на одну скважину составила в среднем 117,5 тыс.т., таблица 8.
Рисунок 6 - Структура фонда скважин Мамонтовского месторождения
Таблица 8 - Характеристика перебывавших в эксплуатации скважин Мамонтовского месторождения на 01.01.2016 г.
Всего под закачкой перебывало 1480 скважин, суммарная закачка на одну скважину в среднем составила 1770 тыс.м3, По скважинам, выведенным из закачки (в бездействующий фонд, временную консервацию, пъезометрический фонд, в другие категории - всего 37 % от перебывавших под закачкой скважин), суммарный объем закачки составил в среднем 1636 тыс.м3 на скважину, таблица 9.
Таблица 9 - Характеристика перебывавших под закачкой скважин Мамонтовского месторождения на 01.01.2016 г.
2.2.Анализ фонда скважин
Анализ работы скважин нагнетательного фонда показал, что основная часть (более половины) скважин работают с приемистостью 150-300 м 3 /сут. Низкая (менее 100 м3 /сут) приемистость характерна для 10 % скважин, высокая (более 300 м3 /сут) - для 24 % нагнетательного фонда. В целом по месторождению текущие приемистости скважин при существующих давлениях нагнетания (11-12 МПа на устье скважин) позволяют обеспечивать необходимую компенсацию отборов закачкой. Основная часть (58 %) скважин эксплуатируются при забойных давлениях от 14 до 20 МПа. С давлением на забое менее 12 МПа работает 7 % скважин, более 22 МПа – 11 %. На скважинах последней группы необходимо первоочередное проведение работ по оптимизации режимов эксплуатации, поскольку большая часть из них работает не в оптимальном режиме (при высоких динамических уровнях). Обращает на себя внимание тот факт, что значительная часть скважин в настоящее время находится в бездействии (41 % добывающих и 49 % нагнетательных). Основной причиной бездействия скважин Мамонтовского месторождения (около трети от общего числа) являются аварийные ситуации, связанные с полетами на забой скважин насосов, НКТ и прочего скважинного оборудования в результате обрыва колонны насосно-компрессорных труб при проведении подземного или капитального ремонта скважин (как правило, в 38 процессе спуско-подъемных операций). На этих скважинах, при наличии в их районе остаточных запасов нефти, запланировано проведение ловильных работ. Около 150 скважин (13 % неработающего фонда) по состоянию на конец 2014 г. находились в ожидании проведения текущего ремонта, связанного со сменой насоса. Очевидно, что этот фонд в ближайшее время будет запущен в работу. Приблизительно 130 скважин (11 %) ожидают проведения операции по вызову притока. Основную часть этих скважин не удалось освоить после глушения, проведенного перед выполнением ремонтных работ. На части таких скважин, расположенных в низкопроницаемых зонах пластов, запланировано проведение операций по гидравлическому разрыву пласта (ГРП). Результаты проведенного анализа позволяют заключить, что пробуренный фонд скважин Мамонтовского месторождения обладает определенными резервами улучшения показателей их использования и эксплуатации. Основными направлениями по работе с фондом скважин на месторождении должны стать: 1) сокращение неработающего фонда путем планирования и осуществления адресных мероприятий по бездействующим скважинам (улучшение выработки остаточных запасов, восстановление системы разработки, учет многопластового характера месторождения); 2) оптимизация эксплуатации действующего фонда (выбор оптимальных режимов работы скважинного оборудования и пласта, воздействие на призабойную зону и пласт с целью снижения обводненности продукции, комплексное сочетание ремонтных работ и воздействия на пласт); 3)