Файл: Основным преимуществом горизонтального способа бурения и соответственно разработки месторождений с использованием горизонтальных стволов явилось многократное увеличение дебита скважин.docx
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 10.11.2023
Просмотров: 164
Скачиваний: 1
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Таблица 2 – Свойства пластовой нефти семилукско-рудкинского горизонта
| Наименование параметра | Диапазон значений | Принятые значения |
| Пластовое давление, МПа | | 30,8 |
| Пластовая температура, 0С | | 78 |
| Давление насыщения, МПа | | 12,84 |
| Газосодержание, м3/т | | 159,9 |
| Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т | | |
| Р1= МПа; t1=…0С | | - |
| Плотность в условиях пласта, кг/м3 | | 678 |
| Вязкость в условиях пласта, мПа*с | | 0,47 |
| Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10-4 | | 23,5 |
| Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С: -при однократном (стандартном) разгазировании -при дифференциональном (ступенчатом) разгазировании | | - 1,324 |
| Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 200С: -при однократном (стандартном) разгазировании -при дифференциональном (ступенчатом) разгазировании | | 814 810 |
По результатам исследований глубинных проб начальное пластовое давление составляет 30,8 МПа, пластовая температура составляет 78С. По данным ступенчатой сепарации объемный коэффициент - 1,45 д. ед, газосодержание нефти – 159,9 м3/т.
Растворенный газ, выделившийся при ступенчатой сепарации пластовой нефти, имеет плотность 0,001 г/см3 и состав: углекислый газ – 0,42 %, азот – 2,32 %, метан – 50,76 %, этан – 10,21 %, пропан – 20,27 %, бутаны – 2,12 %, пентаны – 2,22 %.
Таким образом, по свойствам нефти Фроловского месторождения легкие (плотность изменяется от 0,810 до 0,814 т/м3), малосернистые (0,12-0,25%), газосодержание повышенное (153,6-159,9 м3/т), нефть низкой вязкости (0,5-1,27 мПа*с), давление насыщения нефти газом существенно ниже начального.
Таблица 3 – Физико-химическая характеристика дегазированной нефти семилукско-рудкинского горизонта
| Наименование параметра | Кол-во исследованных | Диапазон значений | Среднее значение | |
| скважин | проб | |||
| Плотность при 200С, кг/м3 | - | - | - | 814 |
| Вязкость, мПа*с | | | | |
| при 200С | 2 | 5 | 2,0-2,2 | 2,1 |
| при 500С | 2 | 5 | 1,3-1,5 | 1,4 |
| Молярная масса, г/моль | - | - | - | 191 |
| Температура застывания, 0С | - | - | - | -10 |
| Массовое содержание, % | | | | |
| серы | 2 | 5 | 0,19-0,41 | 0,31 |
| смол силикагелевых | 2 | 5 | 6-14 | 10 |
| асфальтенов | - | - | - | - |
| парафинов | 2 | 5 | 1,3-2,5 | 2,2 |
| воды | - | - | - | - |
| механических примесей | - | - | - | - |
| Содержание микрокомпонентов, г/т | | | | |
| ванадий | - | - | - | - |
| никель | - | - | - | - |
| Температура плавления парафина, 0С | - | - | - | - |
| Температура начала кипения, 0С | - | - | - | - |
| Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), % | | | | |
| до 1000С | 2 | 5 | 10-12 | 10,8 |
| до 1500С | 2 | 5 | 25-31 | 29,2 |
| до 2000С | 2 | 5 | 38-44 | 41,2 |
| до 2500С | 2 | 5 | 46-52 | 49,8 |
| до 3000С | 2 | 5 | 60-65 | 62,8 |
| Шифр технологической классификации (по ГОСТ, ОСТ……) | - | - | - | - |
-
История разработки месторождения
2.1 Краткая история разбуривания и разработки продуктивного горизонта месторождения
Залежь семилукско-рудкинского горизонта введена в разработку в 1989 году скважиной 16-СКл. С начала разработки в эксплуатации перебывало шесть скважин.
По состоянию на 01.01.2021 года в действующем фонде добывающих скважин на семилукско-рудкинский объект находятся пять скважин, скважина 400-Кл переведена на вышележащий объект.
Скважина 9-Чр введена в эксплуатацию 1 апреля 1996 года. Нижние дыры перфорации от начальной поверхности водонефтяного контакта удалены на 14,6 м. Глинистая перемычка между водо- и нефтенасыщенным прослоями отсутствует.
Начальный дебит нефти составил 40,3 т/сут, при обводненности 0,5%. Рост обводненности отмечается с октября 1999 года до 23%. За период 2000-2003 гг. обводненность изменялась в диапазоне 32-78%, одновременно прослеживается снижение дебитов нефти до 7 т/сут к 2003 году. С прекращением фонтанирования, в апреле 2004 года, скважина переведена на механизированный способ эксплуатации, в августе 2011 года переведена на ЭЦН.
По состоянию на 01.01.2020 г. скважина работает с текущим дебитом нефти 6,2 т/сут, при обводненности 94 %. Накопленная добыча нефти и жидкости составила 124,5 тыс. т и 474,3 тыс. т соответственно.
Скважина 16-СКл введена в эксплуатацию в 23 июля 1989 года. Нижние дыры перфорации от начальной поверхности водонефтяного контакта удалены на 30,7 м. Глинистая перемычка между водо- и нефтенасыщенным прослоями равна 7,6 м.
Начальный дебит нефти 30 т/сут, при обводненности 0,8%. К середине 1991 года отмечается снижение дебита нефти до 6,2 т/сут (июнь 1991 г.) За период с середины 1991 года по середину 1996 года среднесуточный дебит нефти и жидкости были относительно стабильны. После проведения ГРП в октябре 1996 г. отмечается увеличение среднего дебита по нефти на величину от 15-24 т/сут, при этом обводненность практически не изменяется, в начальный период обводненность снизилась на 1%.
С апреля 1999 года отмечается постепенный рост обводненности. В июле 2007 года скважина переведена на механизированный способ эксплуатации (ШГН), в феврале 2016 года – на ЭЦН. Среднесуточный дебит нефти в 2019 году составил 29,7 т/сут при обводненности 62,3%. За период разработки накопленная добыча нефти и жидкости составила 194,1 тыс. т и 308,1 тыс. т соответственно.
Скважина 17-СКл введена в эксплуатацию в мае 1990 года. Нижние дыры перфорации от начальной поверхности водонефтяного контакта удалены на 6,8 м. Глинистая перемычка между водонасыщенным и нефтенасыщенным прослоями равна 0,6 м. Начальный дебит нефти составил 20,8 т/сут, при обводненности 7,7%. В начальный период отмечается резкое снижение дебитов нефти до 0,6 т/сут и увеличении обводненности до 80% в декабре 1991 года. В январе 1992 года скважину переводят на УЭЦН, в период 1992-1993 гг. дебит нефти и жидкости составлял 0,1 т/сут. В июле 1993 года скважину переводят на ШГН и до мая 1996 года она работает со средним дебитом нефти от 3-6 т/сут, обводненность не превышает 5%. В октябре 1996 году в скважине проводят ГРП, при этом наблюдается увеличение среднего дебита по нефти от 15 до 24 т/сут, обводненность практически не изменяется. С середины 2006 года отмечается увеличение обводненности и снижение дебитов нефти, скважину периодически останавливают. В мае 2019 года проведены ремонтно-изоляционные работы, дебит после РИР составил 32,6 т/сут, но уже к концу года снизился до 1,5 т/сут.
По состоянию на 01.01.2020 г. скважина работает с дебитом нефти 1,5 т/сут при обводненности 97,6 %. За период разработки накопленная добыча нефти и жидкости составила 67,3 тыс. т и 189,4 тыс. т соответственно.
Скважина 400-Кл. Введена в эксплуатацию 2 июня 1994 года. Нижние дыры перфорации от начальной поверхности водонефтяного контакта удалены на 8,5 м. Глинистая перемычка между водо- и нефтенасыщенным прослоями отсутствует.
Начальный дебит нефти составил 33,4 т/сут, при обводненности 2,1%. С сентября 1998 года отмечается рост обоводненности до 28%. С прекращением фонтанирования в феврале 2000 года скважина переведена на ШГН. После перевода на механизированный способ эксплуатации наблюдается снижение дебитов нефти и значительный рост обводненности. В июне 2004 года после полного обводнения скважина переведена на вышележащий воронежский горизонт. За время эксплуатации семлукско-рудкинского горизонта скважиной отобрано 54,0 тыс. т нефти и 99,8 тыс. т жидкости.
Скважина 401-Кл. Вступила в эксплуатацию в декабре 1993 года фонтанным способом. Нижние дыры перфорации от начальной поверхности водонефтяного контакта удалены на 7,6 м. Глинистая перемычка между водо- и нефтенасыщенным прослоями отсутствует.
Начальный безводный дебит нефти равен 0,1 т/сут. В мае 1994 года среднесуточный дебит увеличился до 35,1 т/сут (максимальный дебит достигнут в июне 1994 года 47,1 т/сут). В последующий период отмечается постепенное снижение дебита нефти и рост обводненности до 47% в августе 1997 года. С прекращением фонтанирования в мае 1998 года скважина переведена на ШГН, через два месяца обводненность составила 100%. После полного обводнения, в конце 1998 года скважина переведена на вышележащий воронежский горизонт. В январе 2018 года вновь
возвращена на семилукско-рудкинский горизонт, с входным дебитом 17,3 т/сут и обводненностью 77,2%.
По состоянию на 01.01.2020 г. скважина работает с дебитом нефти 7,9 т/сут при обводненности 94,7 %. За период разработки накопленная добыча нефти и жидкости составила 24,9 тыс. т и 102,3 тыс. т соответственно.
Скважина 402-Кл. Вступила в эксплуатацию в июне 1995 года фонтанным способом. Нижние дыры перфорации от начальной поверхности водонефтяного контакта удалены на 15,5 м. Глинистая перемычка между водо- и нефтенасыщенным прослоями отсутствует.
Начальный безводный дебит нефти составил 43,6 т/сут. К маю 1997 года дебит нефти снизился до 0,1 т/сут. В конце 1997 года после полного обводнения, скважина переведена на вышележащий воронежский горизонт. В августе 2019 года вновь возвращена на семилукско-рудкинский горизонт, с входным дебитом 7,0 т/сут и обводненностью 92,7%.
По состоянию на 01.01.2020 г. скважина работает с дебитом нефти 3,9 т/сут при обводненности 95,7 %. За период разработки накопленная добыча нефти и жидкости составила 15,2 тыс. т и 37,1 тыс. т соответственно.
Анализ энергетического состояния залежей по объекту D3sm-rd
По данным исследований начальное пластовое давление составляло 30,8 МПа, давление насыщения – 12,8 МПа, пластовая температура – 78 ºС.
Продуктивные отложения семилукско-рудкинского объекта введены в разработку в 1989 году. Залежь разрабатывается на естественном режиме. По мере наращивания годовых уровней добычи нефти в период 1996-2001 гг. наблюдается снижение пластового давления в зонах отбора до 23,11 МПа (2000 г.). За период разработки залежи, по состоянию на начало 2020 года значение пластового давления снизилось около 5 МПа (рисунок 3.13).
Разработка объекта осуществляется при активном проявлении напора подошвенных вод, подстилающих залежь по всей площади. Активность подошвенных вод в зонах с повышенными ФЕС коллектора способствует прогрессирующему обводнению добываемой продукции. В целом можно заключить, что динамика пластового давления и рост обводненности добываемой продукции указывают на активное проявление упруговодонапорного режима.
2.2 Динамика основных показателей разработки продуктивного горизонта
На долю объекта D3