Файл: Анализ применяемых методов повышения нефтеотдачи при разработке Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения.docx
Добавлен: 26.10.2023
Просмотров: 447
Скачиваний: 27
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
| Наименование | Интервал измерений | Среднее по месторождению |
| Геотермич. градиент, °С/м | 1,26 | 1,26 |
| Дебит нефти, м3/сут | 2,6 - 494,0 | 146,5 |
| Газовый фактор, м3/т | 83-332 | 151 |
| Удельная продуктивность, м3/сут/м*МПа | 0,768 - 2,271 | 1,59 |
| Гидропроводность, м2*10-12/сек | 0,11 - 404 | 117 |
| Проницаемость, мкм2 | | 0,156 |
| Скин-фактор | 2,1 - 3,8 | +2,5 |
1.3 Состав и свойства нефти и растворенного газа
При проведении термодинамических исследований были использованы значения пластового давления 25,40 МПа и пластовой температуры 38,0⁰С. Согласно проведенным термодинамическим исследованиям проб пластовой нефти ярактинского горизонта интервала перфорации 2945-3308 м скважины № 243 Ярактинского месторождения определено, что система находится в однофазном жидком состоянии[16].
По результатам однократной сепарации по скважине № 243 компонентный состав нефти в своем составе содержит до 0,036 % метана, 0,196 % этана 0,288 % и 0,827 % пропана. Из неуглеводородных компонентов углекислый газ и азот не обнаружен. Молекулярный вес 229,59 г/моль.
По результатам ступенчатой сепарации по скважине № 243 компонентный состав нефти в своем составе содержит до 71,23 % метана, 12,66 % этана, 6,44 % пропана. Из неуглеводородных компонентов углекислый газ и азот не обнаружен. Молекулярный вес 23,06.
После однократной и ступенчатой сепарации определялись физико-химические характеристики нефти и газа и их компонентный состав.
По результатам исследований компонентный состав пластовой нефти в своем составе содержит до 47,71 % метана, 8,45 % этана, 4,53 % пропана.
Из неуглеводородных компонентов не определялись углекислый газ и азот. Молекулярный вес 93 г/моль.
Лабораторный анализ глубинных проб растворенного в нефти газа показал, что при однократном разгазировании компонентный состав приведен по результатам исследования проб по скважине № 243 газ метановый: среднее содержание СН4 составляет -72,33 %, С2Н6 -12,66 %, С3Н8 –6,44 %.
Из неуглеводородных компонентов определены СО2 в количестве 0,282 %, N2 –2,05 %. В составе газа не обнаружено сероводорода.
По результатам ступенчатой сепарации по скважине № 243 растворенный газ в своем составе содержит до 66,4 % метана, 7,8 % этана, 14,1 % пропана. Из неуглеводородных компонентов определялись углекислый газ (1,1 %), азот (1,4 %), гелий и водород – в тысячных долях.
При дифференциальном разгазировании газосодержание равно 190,16 м3/т, объемным коэффициент – 1,378. Давление насыщения нефти –23,7 МПа, вязкость нефти 1,16 мПа*с. Пластовое давление-23,76 МПа, пластовая температура –38 ⁰С[16].
По данным физико-химических исследований нефть ярактинского горизонта интервала перфорации 2945-3308 м скважины № 243 Ярактинского месторождения малосернистая – содержание серы 0,115 %; парафинистая – содержание твердых парафинов 1,95 %; маловязкая – кинематическая вязкость при 20 ⁰С 11,67 мм2/с; малосмолистая – содержание смол силикагелиевых 1,78 %; легкая – плотность при 20 ⁰С 0,833 г/см3.
Молекулярная масса разгазированной нефти составляет 190, температура застывания-29 ⁰С, содержание асфальтенов 0,12 %. При разгонке по Энглеру температура начала кипения нефти составила 53,5 ⁰С, выход фракций до 300 ⁰С составил 43,0 % об.
Разгазированная нефть скважины № 243 Ярактинского месторождения по ГОСТ 51858-2002 относится к 1 классу, 1 типу. Нефть достаточно легкая, малосернистая, с небольшим содержанием асфальто-смолистых веществ и низкой температурой застывания. Объемный выход светлых фракций до 300 оС в нефти составил 49 %.
Результаты комплексных исследований по составу и физико-химическим свойствам глубинных проб нефти и растворенного газа Ярактинского месторождения, характеристики флюидов приведены в таблицах 3,4.
Таблица 3 - Основные результаты исследования нефти ярактинского горизонта (скв. № 243)
| Свойства пластовой нефти | Значение | |||
| Давление насыщения, МПа | 20,8 | |||
| Коэффициент сжимаемости, 1/МПа * 10-4 | 61,4 | |||
| Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3 | 691,1 | |||
| Вязкость нефти в условиях пласта, мПа * с | 0,74 | |||
| Однократная сепарация: | | |||
| Газосодержание, м3/т | 242,1 | |||
| Объемный коэффициент пластовой нефти | 1,507 | |||
| Плотность сепарированной нефти при 20 ОС, кг/м3 | 830,6 | |||
| Плотность выделившегося газа при 20 ОС, кг/м3 | 1,048 | |||
| Ступенчатая сепарация | | |||
| Условия сепарации | | |||
| 1 ступень сепарации | Р=0,5 МПа | Т=5 0С | ГФ 208,0 м3/т | |
| 2 ступень сепарации | Р=0,05 МПа | Т=40 0С | ГФ 11,9 м3/т | |
| Суммарный газовый фактор, м3/т | 219,9 | |||
| Объемный коэффициент пластовой нефти | 1,431 | |||
| Плотность сепарированной нефти при 20 ОС, кг/м3 | 819,0 | |||
| Плотность выделившегося газа при 20 ОС, кг/м3 | 0,944 | |||
Таблица 4 Компонентный состав газа и нефти однократная сепарация при 20 0С и атмосферном давлении
| Наименование компонентов | Молярная концентрация, % | ||
| выделевшийся газ | сепарированная нефть | пластовая нефть | |
| Гелий | 0,022 | 0,000 | 0,015 |
| Водород | 0,010 | 0,000 | 0,009 |
| Двуокись углерода | 0,003 | 0,000 | 0,002 |
| Азот + редкие | 1,823 | 0,000 | 1,274 |
| Метан | 65,776 | 0,062 | 45,968 |
| Этан | 15,142 | 0,424 | 10,701 |
| Пропан | 8,895 | 1,137 | 6,553 |
| Изобутан | 1,331 | 0,514 | 1,084 |
| Н-бутан | 3,486 | 1,944 | 3,021 |
| Изопентан | 0,974 | 1,577 | 1,157 |
| Н-пентан | 1,104 | 2,577 | 1,550 |
| Гексаны + остаток | 1,456 | 91,764 | 28,667 |
| Молярная масса, г/моль | 25,129 | 230,0 | 86,9 |
| Молярная масса остатака | | | 245,1 |
| Плотность, кг/м3 | 1,048 | 830,6 | 691,1 |
| Газосодержание, м3/т | | | 242,1 |
-
Анализ состояния разработки Ярактинского месторождения
-
Текущее 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 01.01.2022 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 (Рис.3).
В 2021 г. добыча нефти составила 3472,8 тыс.т, жидкости – 3847,8 тыс.т, растворенного газа – 575,1 млн.м3. Из газовой шапки добыто свободного газа – 1019,8млн.м3, конденсата – 198,3 тыс.т.
Среднегодовые дебиты скважин по нефти и жидкости равны 128,3 т/сут и 142,1 т/сут, соответственно. Среднегодовой дебит скважин по газу равен 205,5 тыс.м3/сут. Темп отбора нефти от НИЗ – 7,2 %. Темп отбора газа от НГЗ составляет 2,28%[18].
В 2015 г. на месторождении начата закачка воды в ярактинский горизонт с целью ППД. На 01.01.2022 г. всего закачано воды в пласт 8231,4 тыс.м3, за 2021 г. закачано 4792,7 тыс.м3 воды. Приемистость нагнетательных скважин составляет 544,8 м3/сут. Текущая компенсация составляет 180,0%, накопленная 103,5%.
В 2016 г. на месторождении начата закачка газа в газовую шапку через скважину № 19. На 01.01.2022 г. всего закачано сухого газа – 2027,1 млн.м3, за 2021 г. закачано газа 923,7 млн.м3. Приемистость газонагнетательных скважин составляет 757,0 тыс.м3/сут. Таким образом, на месторождении реализуются основные проектные решения действующих проектных документов.
Рис.3 График разработки Ярактинского месторождения
2.2 Структура фонда скважин и анализ показателей их эксплуатации
По состоянию на 01.01.2022 г. на месторождении пробурено 191 скважина, в т.ч. добывающих нефтяных – 127, водонагнетательных – 30, добывающих газовых – 5, газонагнетательных – 4, 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 (Рис.4). Характеристика пробуренного фонда скважин приведена в таблице 5.
Рис.4 Структура фонда скважин по состоянию на
01.01.2022 г. Ярактинского месторождения
Добыча нефти осуществляется фонтанным (8 скважин) и механизированным способом: 84 скважины оборудованы УЭЦН. Среднегодовой дебит по нефти за 2021 г. составил 126,2 т/сут, по жидкости – 142,5 т/сут, средняя обводненность продукции действующего фонда составила 10,8%.
За период 2014-2021 гг. пробурена 41 горизонтальная скважина (с длиной ствола от 300 до 500 м):
Таблица 5 Состояние реализации проектного фонда скважин на 01.01.2022 г. Ярактинского месторождения
| № п/п | Характеристика фонда скважин | Количество скважин |
| 1 | Утвержденный проектный фонд, всего | 437 |
| В том числе: | | |
| добывающие | 245 | |
| нагнетательные | 157 | |
| газовые | 7 | |
| нагнетательные газовые | 4 | |
| контрольные | | |
| водозаборные | 13 | |
| 2 | Фонд скважин на 01.01.2022 г. | 191 |
| В том числе: | | |
| добывающие | 127 | |
| нагнетательные | 30 | |
| газовые | 5 | |
| нагнетательные газовые | 4 | |
| контрольные | | |
| водозаборные | 13 | |
| Ликвидированные | 12 | |
| 3 | Фонд скважин для бурения, всего | 246 |
| В том числе: | | |
| добывающие | 118 | |
| нагнетательные | 127 | |
| газовые | 2 | |
| нагнетательные газовые | | |
| контрольные | | |
| водозаборные | |