Параметры поверхностной нефти (плотность сепарированной нефти 860,6 кг/м³) по плотности нефти относятся к типу средних нефтей. Содержание серы в нефти колеблется от 1,2% до 2,4%, среднее 1,6%; содержание парафинов от 2,6% до 8,5%, среднее 4,5%.

Следовательно, нефти девонского горизонта Миннибаевской площади относятся к классу сернистых и парафинистых нефтей. Среднее значение выхода светлых фракций составляет при t=100°C - 9,3%, при 200°С - 24,7%, при 300°С-46,8%.

Среднее значение состава газа, разгазированной и пластовой нефти приведены в таблице 8.

Таблица 6

Свойства пластовой нефти и газа.

Наименование	Пласт
	Диапазон изменения	Среднее значение
Давление насыщения газом Рн, МПа	2,20 - 9,70	8,38
Газосодержание, м3/т	30,29-95,29	62,30
Газовый фактор при дифферен­циальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1=0,5МПа, Т1=9°С Р2=0,1МПа, Т2=9°С	16,00-66,00 5,00-14,00	43,1 6,9
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.	1,0829-1,2726	1,1587
Плотность, кг/м3	765,0-856,9	802,3
Вязкость, мПа*с	2,20-4,84	3,55

Таблица 7

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание %)

Наименование	Газ, выделившийся из нефти	Нефть разгазированная	Пластовая нефть
1	2	3	4
Сероводород	0,03	-	0,00
Углекислый газ	0,37	-	0,37
Азот+редкие	-	-	-
В т.ч. гелий	8,32	-	2,40
Метан	37,58	3,45	12,34
Этан	24,31	1,84	7,63
Пропан	17,57	1,25	7,94
Изобутан	2,09	0,95	1,29

Продолжение табл.7

1	2	3	4
Н-бутан	5,77	0,95	4,22
Изопентан	1,59	0,77	1,97
Н-пентан	1,45	0,77	1,99
Гектаны	0,92	90,02	59,85
Остаток (С6+высшие)	-	-	-
Молекулярная масса, м	31,10	211,18	143,20
Плотность в стандартных условиях нефти, кг/м3	1,2930	860,6	802,3

Таблица 8

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти.

Наименование	Кол-во иссл.скв.	Диапазон изменения	Среднее значение
Горизонт		Д
Вязкость, сП
При 20 °С	35	5,8-36,7	21,7
При 50 °С	30	3,0-11,8	7,4
Сера	34	1,2-2,4	1,6
Смол селикагелевых	33	3,1-24,6	15,5
Асфальтенов	34	1,7-7,4
Парафинов	28	2,6-8,5
Н.К.-100 °С	16	50,0 - 80,0
До150°С	16	6,9-12,5
До 200 °С	32	15,0-38,2
До 300 °С	32	37,5-56,3

Материальный баланс распределения углеводородов.

---

Пластовый газовый фактор в среднем по площади для девонских отложений составляет 62,30 м³/т. В процессе сбора, транспорта и подготовки нефти рабочий газовый фактор, т.е. количество выделенного газа на 1-ой и 2-ой ступенях сепарации равняется 50,19 м³/т. Потери нефти от испарения легких фракций при дальнейшей её подготовке составляют 3,84 м³/т, а её потери в процессе подготовки сточных вод порядка 0,022 м³/т. Таким образом, разница между пластовым газовым фактором и суммарным количеством газа, выделенным в процессе подготовки нефти, составляет 8,25 м³/т. Эта разница ушла вместе с товарной нефтью.

Таблица 9

Материальный баланс распределения углеводородов по Миннибаевской площади.

Пластовый газовый фактор, м3/т	Рабочий газовый фактоэ, м /т		Потери нефти, м3/т		Остаточный газовый фактор в товарной нефти, м3/т
	1 ст.	2 ст.	От испарения в процессе подготовки	От растворения в сточных водах
62,3	39,95	10,24	3,84	0,022		8,25

2.3.2. Физико-химические свойства пластовой воды

В процессе разработки месторождения параметры не остаются постоянными. В безводный период эксплуатации месторождения изменение параметров пластовой нефти происходит незначительно. В поздний период разработки, в процессе обводнения месторождения, когда скважины добывают водонефтяные смеси, на свойства нефти оказывает влияние закачиваемая вода. В этом случае изменение свойств нефти происходит от окисления ее кислородом попавшим пласт с закачиваемой водой, растворения легких компонентов в воде и т.д.

Водоносные горизонты терригенного девона приурочены к песчано – алевритовым пластам, разделенным глинистыми и глинисто – карбонатными водоупорами. Однако, разделы между пластами не выдержаны, поэтому вся терригенная часть девона представляет собой единый гидрогеологический резервуар, в котором физико – химические свойства подземных вод сходны. По минеральному составу они принадлежат к хлоркальциевому типу. По газовому составу подземные воды терригенного девона азотно-метановые.

Пластовые воды продуктивных отложений терригенного девона представляют собой рассолы хлоркальциевого типа с общей минерализацией изменяющейся от 244 до 262 г/л. В таблице 10 приведены данные по результатам исследования проб пластовой воды Миннибаевской площади. [2].

Таблица 10

Свойства и ионный состав пластовой воды

№№ п/п	Наименование	Кол-во исслед. скважин	Диапазон изменения	Среднее значение
1	Газосодержание, м3/т	2	0,343 - 0,360	0,352
2	В т.ч. сероводорода, м /т	2	не обнаружено	-
3	Объемный коэф-т,		не определяется	-
4	Вязкость, мПа*с	5	1,8701 - 1,9714	1,8722
5	Общая минерализация, г/л	15	244,1063-279,8230	262,0991
6	Плотность, т/м3	15	1,1728-1,1898	1,1808
	Содержание ионов, мг/л мг-экв/л
7	СГ	15	152190,0-174100,2 4292,15-4910,17	164855 4649,41
8	SO4-	13	2,4-60,3 0,05-1,18	48,4 1,01
9	НСОз	12	5,9-73,3 0,12-1,18	48,4 0,79
10	Са++	15	21251,5-29567,9 1060,45 - 1475,84	23272,4 1161,29
11	Mg++	15	2302,4 - 4695,7 271,45-386,16	3340,3 324,04
12	Na+ + К+	15	64872,2-78155,4 2820,53 - 3398,06	72815,2 3165,88

---

Для хлоркальциевого типа вод характерно содержание ионов двухвалентного железа (закисное железо) от20 до 260 мг۰ион/л

3. Анализ текущего состояния разработки

3.1. Общая характеристика реализованной системы разработки на месторожднии

3.1.1. Перечень самостоятельных объектов разработки по месторождению

В 2008 году из продуктивных пластов горизонтов Д₀ и Д₁ отобрано 0,806 млн. тонн нефти, что на 0,004 млн. тонн меньше, чем в 2007году (данные по объекту).

Темп выработки от начальных извлекаемых запасов составил 0,31 % и 2,75% от остаточных извлекаемых запасов, против 0,31 % и 2,68 % в 2007 году.

С начала разработки добыто 234,928 млн. тонн нефти, что составляет 89,16 % от начальных извлекаемых запасов. Из нижних пластов "в", "r1", г₂₊₃", "д" отобрано 94,9 %, 87,4 %, 98,2 %, 97,8% соответственно от начальных извлекаемых запасов. Из верхней пачки горизонта Д₁ а также из горизонта До отобрано: пласт "б₃" - 74,8 %, "б₂" - 52,8 %, "б₁" - 60,9 %, "а" -46,2 %, До - 51,3 %. За 2003 год темп отбора от НИЗ из песчаных коллекторов - 1 группе - составил 0,28 %, из песчаных - глинистых коллекторов - (1) группе - 1,09 %, из алевролитовых коллекторов (2 группе) -0,39%, из коллекторов контактной водонефтяной зоны - 0, 010 %.

По состоянию на 1.01.2008г. добыто 94,6% от запасов песчаных коллекторов, 53,0 % - от запасов глинистых песчаных коллекторов, 36,8% -от запасов алевролитов, 94,1 % - от запасов контактной водонефтяной зоны).

В 2008 году были продолжены активные работы по капитальному ремонту скважин (герметизация эксплуатационных колонн, отказы от обводненных пластов) и организация закачки высокоминерализованной воды в зоны с ухудшенными коллекторами, что позволило, за счет улучшения режима эксплуатации части добывающих скважин, обеспечить перспективу роста добычи нефти по площади в 2008 году. По-разному обстоят дела по блокам в разрезе объекта.

1 блок: Нормы отбора нефти не выполнены на 10 тыс. тонн. Добыто 80 тыс. тонн, т.е. на 7 тыс.тонн меньше, чем в 2007 году. Обводненность в целом по блоку практически осталась на уровне 2007 года (85,4%). Закачка обеспечила отбор жидкости на 11,7 %, как следствие этого, пластовое давление в зоне отбора выросло на 3ат. (147,7ат.). За счет закачки в нагнетательные скважины 58,488тыс. м³ пластовой воды в 2004 году дополнительно добыли 2,7 тыс.тонн нефти. Однако, в 12 скважинах из-за роста обводненности за 2008 год суммарная добыча нефти снизилась на 44 т/сут.

В начале 2009 года намечено завершить ввод новых скважин, начатых бурением в 2008 году, что позволит ввести в разработку раннее недренируемые запасы и восстановить потерянный темп добычи.

2 блок: Добыча нефти осталась на уровне 2007 года. Обводненность снизилась на 0,6% (87,7%). За 2008 год из водозаборных скважин добыто и закачано в нагнетательные скважины 2 блока 151,050 тыс. м³ минерализованной пластовой воды, что позволило дополнительно добыть 4 тыс.тонн нефти. Закачка обеспечила отбор жидкости на 114%, как следствие этого, пластовое давление в зоне отбора выросло на 3,1 ат. (152,6ат.).

---

Для увеличения темпов добычи нефти на блоке планируется ввод в разработку слабодренируемых запасов бурением новых скважин.

3 блок: Несмотря на проведенные мероприятия: капитальный ремонт добывающих и нагнетательных скважин (герметизация эксплуатационных колонн, отказ от обводненных пластов, ОПЗ), ввод из бурения новых скважин, добыча нефти снизилась на 4тыс.тонн, нормы отбора не выполнены на 9 тыс.тонн. В весенне-летний период на купольных участках блока проводились работы по циклическому отбору закачке воды, за счет чего дополнительно добыто 1,6 тыс.тонн нефти. Закачка обеспечила отбор жидкости на 10,9 % и как следствие, пластовое давление выросло на 2,8ат. (147,2ат.).

По блоку отобрано 93,15% от начальных запасов, обводненность достигла 85,0%, в основном вырабатывается нижняя пачка пластов.

Дальнейшие мероприятия направлены на довыработку нижних высокообводненных пластов и вовлечение в разработку недренируемых запасов верхних пластов.

4 блок: Добыто на 3 тыс. тонн нефти выше норм и на 8 тыс. тонн больше чем в 2007 году. Обводненность снизилась на 0,9 % (78,2%) по сравнению с 2007 годом. Основная причина ввод ранее ведренируемых запасов. Из скважин, введенных из бурения в 2007 году за 2008 год добыто 18,7 тыс.тонн нефти (средний дебит 8,7 т/сут).

В течение года на блоке произведен большой объем работ по капитальному ремонту в нагнетательных и добывающих скважинах

Однако из общего числа 37 эксплуатационных добывающих скважин блока, в 2008 году из-за роста обводненности на 12 скважинах потери нефти составили 24 т/сут.

Закачка обеспечила отбор жидкости на 98,4 %, что выше на 11,4 % по сравнению с 2007 годом.

Из-за выхода из строя ряда нагнетательных скважин пластовое давление по блоку снизилось на 8,1 ат (со 149,4ат до 141,3ат). По этим скважинам в 4 квартале 2008 года выполнены и в 1 квартале 2009 года намечены мероприятия по капитальному ремонту (ликвидация нарушений эксплуатационных колонн, ОПЗ).

Наиболее выработаны запасы блока 6 - 94,67%, блока 3 - 93,15 %, блока 2 - 90,93 % от начальных извлекаемых запасов. Самая низкая выработка запасов нефти на блоке 5 - 70,93 %.

В 2008 году наиболее интенсивно вырабатывались запасы 5 блока, темпы отбора нефти по этому блоку составили 0,53 %.

3.1.2. Характеристика системы заводнения на данном объекте

разработки

Разработка Миннибаевской площади ведется с поддержанием пластового давления закачкой. На площади внедрена комбинированная система заводне­ния, сочетающая линейное, законтурное, перенос линии нагнетания, дополни­тельное и очаговое.

Линейное заводнение представлено разрезающими линиями нагнета­тельных скважин между площадями: Альметьевской (на севере), Зай-Каратайской (на юге), и Абдрахмановской (на востоке). Всего под закачкой на разрезающих линиях перебывало 65 скважин. Накопленная закачка по этому виду заводнения составляет 40,5% от всего объема воды, закаченной в пласты. Максимальные объемы закачки по разре­зающим рядам приходилось на 70-е годы, когда разработка площади велась только с помощью этого вида заводнения. К настоящему времени скважины разрезающих рядов, в основном, ликвидированы, как выполнившие свои тех­нологические функции.

---

Линейное заводнение явилось, безусловно, весьма эффективным. Оно позволило вовлечь в разработку основные (67%) запасы нефти эксплуатаци­онного объекта. Однако по мере выработки запасов, постепенной интенсифи­кацией разработки для замедления темпов падения добычи, а также улучше­ния условий выработки запасов за счет изменения направления фильтрацион­ных потоков жидкости в пласте и более полного охвата заводнением эксплуа­тационного объекта возникла необходимость в дополнительном разрезании площади. В проектном документе было принято решение о трехлучевом раз­резании законсервированной части площади и поперечном разрезании цен­тральной части по линии наметившегося естественного разрезания. Всего под закачкой на дополнительных линиях разрезания перебывало 111 скважин. За­качено в эти скважины 29% от суммарного объема воды, приходящуюся на площадь. Исследования проектных документов показали, что дополнительное разрезание оказалось наиболее эффективным для базисной нижней пачки пластов, характеризующихся площадным развитием. Роль на­гнетательных скважин в дополнительных линиях разрезания в последние го­ды уменьшается по мере выработки запасов нефти вышеуказанных пластов.

До 1992 года на площади осуществляется перенос фронта нагнетания ближе к зоне отбора на новые нагнетательные скважины или на добывающие скважины первых рядов, что способствовало увеличению темпов выработки запасов, повышению охвата пластов заводнением. Перенос нагнетания осу­ществлен на 27 скважинах, в которых закачено 4,5% от общего объема воды. Из года в год все большее значение на Березовской площади приобретает оча­говое заводнение. Оно стало применяться, в основном, в третьей стадии раз­работки площади после полного освоения и использования возможностей ли­нейного разрезания, а также выявления недостатков в системе разработки. Очаговое заводнение применяется на участках, изолированных от нагнета­тельных рядов или испытывающих недостаточное воздействие закачки воды из-за слабой гидродинамической связи зоны отбора с линией нагнетания.

Основным объектом очагового заводнения на площади являются верхняя и средняя пачки пластов. На долю этих пластов приходится 49% начальных извлекаемых запасов нефти. Пласты эти, по срав­нению с базисными, менее продуктивны, хуже по проницаемости и толщине, в них выше доля трудноизвлекаемых запасов нефти. С начала внедрения в очаговые скважины закачено 97138 тыс. м³, что составляет 26%о от общего объема закаченной воды на площади.

Внедрение системы заводнения осуществлялось при постепенном повышении давления нагнетания воды в пласт. В начальной стадии проекти­рования Ромашкинского месторождения предусматривалось поддерживать давление на линии нагнетания, равное начальному пластовому. Однако, по­вышение потребностей страны в нефти обусловило необходимость увеличе­ния давления нагнетания выше первоначального пластового. Этот принцип нашел отражение во второй Генсхеме разработки.

---

Смотрите также файлы

• наташенькины металлы КР1.doc

• Экономика 20-23.doc

• основные понятия и законы химии.doc

• Курсовик по РЗиА мой.doc

• расчетное задание готовое 2003 ред.doc