1.4 Свойства пластовой и дегазированной нефти

Характеристика свойств флюидов, насыщающих продуктивные пласты Патраковского месторождения, описана по данным исследования проб, отобранных в скважинах во время геологоразведочных работ и в процессе эксплуатации.

Нефть пласта B-II охарактеризована 22 глубинными пробами из 6 скважин и 14 поверхностными пробами из 7 скважин. Нефть повышенной вязкости, тяжелая по плотности, парафинистая, сернистая, высокосмолистая.

Нефть пласта B-IIIa охарактеризована 18 глубинными пробами из 6 скважин и 10 поверхностными пробами из 8 скважин. Нефть маловязкая (основная залежь), повышенной вязкости (р-н скв. 820), тяжелая по плотности, парафинистая, сернистая, высокосмолистая.

Нефть пласта А4-1 охарактеризована 4 глубинными пробами из 2 скважин и 5 поверхностными пробами из 5 скважин. Также свойства нефти и газа изучены по результатам исследования 1 глубинной и 1 поверхностной пробы из скв. 824 при совместном испытании пластов А4-1+А4-2. Нефть маловязкая, повышенной вязкости (р-н скв. 820), средняя по плотности (купол I), тяжелая по плотности (купол II, III), битуминозная (р-н скв. 820), парафинистая, сернистая, высокосмолистая, смолистая (купол II).

Нефть пласта А4-2 охарактеризована 2 поверхностными пробами из 2 скважин. Свойства нефти в глубинных условиях приняты по аналогии с пластом А4-1. Также свойства нефти и газа изучены по результатам исследования 1 глубинной и 1 поверхностной пробы из скв. 824 при совместном испытании пластов А4-1+А4-2. Нефть маловязкая, средняя по плотности (купол I), тяжелая по плотности (купол II, III), парафинистая, сернистая, высокосмолистая.

Нефть пласта А4-3 Свойства нефти и газа составлены по результатам исследования 3 глубинных и 1 поверхностной проб из скв. 289 при совместном испытании пластов А4-3+А4-4. Нефть маловязкая, средняя по плотности, парафинистая, сернистая, смолистая.

Нефть пласта А4-4 охарактеризована 1 поверхностной пробой из 1 скважины. Также свойства нефти и газа изучены по результатам исследования 3 глубинных и 1 поверхностной проб из скв. 289 при совместном испытании пластов А4-3+А4-4. Нефть маловязкая (купол I), повышенной вязкости (купол IV), средняя по плотности (купол I), битуминозная по плотности (купол IV), парафинистая, сернистая, высокосмолистая.

---

Нефть пласта А4-5 охарактеризована 3 глубинными пробами из 1 скважины и 2 поверхностными пробами из 1 скважины. Нефть повышенной вязкости, битуминозная, парафинистая, высокосернистая, высокосмолистая.

Нефть пласта А4-6 охарактеризована 3 глубинными пробами из 1 скважины и 2 поверхностными пробами из 1 скважины. Нефть повышенной вязкости, битуминозная, парафинистая, высокосернистая, высокосмолистая.

Нефть пласта С-I Свойства нефти приняты по аналогии с нефтью пласта С-II. Нефть повышенной вязкости, тяжелая по плотности (купол I), битуминозная (купол IV), парафинистая, сернистая, высокосмолистая.

Нефть пласта С-II охарактеризована 3 глубинными пробами из 1 скважины и 2 поверхностными пробами из 1 скважины. Нефть повышенной вязкости, тяжелая по плотности (купол I), битуминозная (купол IV), парафинистая, сернистая, высокосмолистая.

Нефть пласта С-III охарактеризована 1 поверхностной пробой из 1 скважины. Свойства нефти в глубинных условиях приняты по аналогии с пластом С-II. Нефть повышенной вязкости, тяжелая по плотности (купол I), битуминозная (купол IV), парафинистая, сернистая, высокосмолистая.

Нефть пласта С-V охарактеризована 3 глубинными пробами из 1 скважины и 1 поверхностной пробой из 1 скважины. Нефть высоковязкая, тяжелая по плотности (купол I), битуминозная (купол IV), парафинистая, сернистая, высокосмолистая.

Нефть пласта Сt-IV охарактеризована 2 глубинными пробами из 1 скважины и 1 поверхностной пробой из 1 скважины. Нефть высоковязкая, битуминозная, парафинистая, высокосернистая, высокосмолистая.

2. 
   ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
   

1. 
   Анализ эффективности применяемых методов
   

Патраковское месторождение введено в эксплуатацию в 2000 году. По состоянию на 01.01.2017 г. в разработке находятся четыре объекта: верейский, башкирский, визейский и турнейский. Пробуренный фонд скважин составляет 61 единицу.

В начальной стадии разработки выделенных объектов Патраковского месторождения применены технологии, призванные обеспечить утвержденный коэффициент нефтеизвлечения (внедрение ППД, бурение вторых стволов, вывод из консервации) и стабилизировать, интенсифицировать добычу нефти по пробуренному фонду скважин (ГТМ – химические, гидродинамические, изоляционные методы).

---

Согласно решениям действующего проектного документа «Дополнение к технологической схеме разработки Патраковского нефтяного месторождения», 2014 г., для реализации были рекомендованы следующие технологии:

1) для карбонатных отложений:

• 
  кислотные обработки (ПСКО, ЗПСКО составами СНПХ-9010, РИНГО СКС;
  
• 
  большеобъемные соляно-кислотные обработки (БОСКО);
  
• 
  перфорационные методы (ГМЩП, перестрелы);
  
• 
  ремонтно-изоляционные работы (составами АКОР-БН, РИНГО ЭМ), ВИР (осадко-гелеобразущая технология ГКВ, гелеобразующие технологии на основе алюмосиликатов и СНПХ-9633);
  
• 
  термохимическое воздействие (для скважин турнейского объекта);
  
• 
  бурение вторых стволов (БС, БГС) на турнейском объекте;
  
• 
  для нагнетательных скважин закачка водорастворимых поверхностно-активных веществ (ПАВ) типа неонол ОП-10, неонол АФ-12, далее при достижении средней стадии выработанности залежей (с обводненностью 20-50 %) закачка гидрофобной эмульсии (Нефтенол НЗ).
  

2) для терригенных отложений:

• 
  кислотные обработки различных исполнений (ГКО, ПГКО);
  
• 
  перфорационные методы (перестрелы);
  
• 
  ремонтно-изоляционные работы (составами АКОР-БН, РИНГО ЭМ), ВИР (гелеобразующие технологии на основе латекс СКС 65ГПБ и СНПХ-9633;
  
• 
  бурение вторых стволов (БС, БГС).
  

В промышленную разработку Патраковское месторождение введено в 2000 г.

За период 2001-2015 гг. по добывающему фонду применялись следующие методы обработки призабойных зон (ОПЗ): перфорационные методы – гидромеханическая щелевая перфорация (ГМЩП), перестрел, дострел и дострелы с поинтервальной соляно-кислотной обработкой (ДПСКО), кислотные обработки различных модификаций – (СКО, ПСКО, ЗПСКО, БОСКО, ИДВ), РИР, в единичных случаях проводилось выравнивание профиля притока с поинтервальной соляно-кислотной обработкой (ВПП+ПСКО).

Таким образом, для действующих скважин с целью увеличения производительности скважин использовались технологии локального воздействия на пласты, способствующие восстановлению фильтрационных характеристик и интенсификации добычи нефти.

Кроме проведенных мероприятий, проводились работы, связанные с выводом скважин из ликвидации и бездействия, переводом скважин с одного объекта на другой, бурением бокового ствола (БС), оптимизацией скважинного оборудования (увеличение производительности насосов, глубины подвески колонны НКТ и штанг, замена штанговых глубинных насосов (ШГН), на электроцентробежные (ЭЦН), либо, наоборот – с ЭЦН на ШГН).

---

На 01.01.2017 г. всего по Патраковскому месторождению проведено 213 мероприятий в 36 скважинах, находившихся в эксплуатации на нефть. В результате оценки прироста дополнительная добыча нефти получена от 176 ГТМ (84,2 % от всего количества проведенных операций) и составила 232,8 тыс.т.

Распределение дополнительной добычи нефти по объектам разработки от эффективных геолого-технических мероприятий отражено на рисунке 3.



Рисунок 3 – Распределение дополнительной добычи за счет эффективных ГТМ
по объектам разработки

Количество проведенных мероприятий геолого-технического характера и дополнительно добытой нефти по объектам разработки Патраковского месторождения различны. Это связано с продуктивностью отложений и количеством пробуренного фонда.

На рисунке 4 отражена годовая динамика показателей, характеризующих эффективность геолого-технических мероприятий: общее количество ГТМ, среднегодовой фонд добывающих скважин, полученные объемы нефти за счет ГТМ. За анализируемый период дополнительно добыча нефти по годам получена в диапазоне от 1,7 до 56,1 тыс.т.

Для сравнительной характеристики полученного прироста дополнительно приведена годовая добыча нефти в целом по Патраковскому месторождению.



Рисунок 4 – Количество ГТМ и дополнительная добыча в объеме общей годовой добычи нефти месторождения

Небольшие зафиксированные приросты нефти по 2001 г. связаны с проведением методов стимуляции работы скважин во второй половине года, которые по некоторым скважинам имели переходящий эффект на следующий год. В свою очередь по трем ГТМ эффекта получено не было, и оптимизация, проведенная по двум высокообводненным скважинам, принесла кратковременное увеличение добычных возможностей.

В последующие годы при незначительном увеличении действующего добывающего фонда по скважинам, приходящимся в основном на башкирский и визейский объекты, продолжилось проведение мероприятий по оптимизации применяемого насосного оборудования (смены ШГН на ЭЦН). В этот же период для воздействия на карбонатные отложения начали применять ПСКО, эффективность которых была невысокая (кроме отдельных мероприятий).

В период с 2002-2004 гг. наблюдается стабилизация ежегодно получаемой дополнительной нефти за счет ГТМ (на уровне 6,0 тыс.т в год), несмотря на различные объемы выполненных операций.

---

Наибольшее количество ГТМ по месторождению в количестве 15 мероприятий, в составе которых зафиксировано преобладание такого вида воздействия, как ПСКО выполнены в 2004 г., что дало положительные результаты по приросту как в данном, так и в следующем году.

В 2005 г. с целью интенсификации добычи нефти по скважинам опробована технология ГМЩП. Данным видом воздействия в последующие годы был охвачен весь потенциальный фонд добывающих скважин.

Максимальные приросты по дополнительной добыче нефти за анализируемый период по Патраковскому месторождению: при выполнении 11 мероприятий были достигнуты в 2006 г., благодаря чему удалось стабилизировать добычу нефти на уровне предыдущего года. Основной вклад в интенсификацию добычи по скважинам внесли перфорационные методы, оптимизация глубинно-насосного оборудования, ремонтно-изоляционные работы и продолжающийся эффект от мероприятий предыдущего года по трем операциям.

В 2007 г. уровень приростов по добыче нефти не претерпел существенных изменений. Объем выполненных мероприятий геолого-технического характера по году зафиксирован в меньшем количестве (пять операций) – это единичные перфорационные, методы, РИР, ВПП и оптимизация работы глубинно-насосного оборудования. В то же время основная доля годовой добычи нефти получена за счет продолжавшихся эффектов от методов воздействия, проведенных в предыдущем 2006 г.

Для 2008 г. так же характерна ситуация предыдущих лет – получение дополнительных приростов по нефти от мероприятий, проведенных в 2007 г. Охват ГТМ по действующему фонду снижается в связи с уже проведенными многократными работами, соответственно, снизился годовой прирост по дополнительной добыче нефти и составил 5,8 тыс.т.

В 2009 г. сохраняется тенденция снижения дополнительно получаемой нефти от ГТМ, несмотря на рост числа выполненных мероприятий (10 скв./опер.). В данном году на верейском и башкирском объектах опробована технология ЗПСКО, выполнено по одной ОПЗ на каждом объекте. В целом, произведено небольшое количество мероприятий с высокой эффективностью, среди внесших существенный вклад в годовую дополнительную добычу следует отметить единичные операции ГМЩП и одну ЗПСКО. Кроме того, в текущий год характеризуется невысоким переходящим приростом по нефти от мероприятий, выполненных в 2008 г. и четыре операции, проведенные в данном году, имеют переходящий эффект на следующий год.

В 2010 г. дополнительная добыча нефти от выполненных мероприятий возросла более чем в 1,5 раза, несмотря на то, что объем выполненных мероприятий сократился на 1 единицу. Основной вклад в интенсификацию добычи по скважинам внесли перфорационные методы – это операции ГМЩП и перестрелы, которые позволили увеличить добычные возможности скважин верейского и башкирского объектов. Помимо этого, часть дополнительной добычи получена за счет продолжавшихся эффектов от мероприятий предыдущего года.

---

Смотрите также файлы

• Задания для суммативного оценивания за раздел Чудеса света. 5 класс. Виды речевой деятельности.docx

• Содержание работы (виды работ).docx

• Декан факультета Строительства и техносферной безопасности.pdf

• Практических заданий по дисциплине основы патопсихологии.docx

• Календарнотематический план алгебра 7 класс пп Тема Дата план факт Повторение. Действия с рациональными числами.odt