Сбор и подготовка нефти

 

 

2.4. Физико-химическая  характеристика нефти ,

       газа  и воды продуктивных пластов .

В целях изучения физико-химических свойств нефти и газа на Южно-Сургутском месторождении проведён большой  объём исследований поверхностных  и глубинных проб в специализированных лабораториях Главтюменгеологии , институтов Гипротюменнефтегаз , СибНИИНП, производственного объединения “Юганскнефтегаз” .

     Пластовые  нефти находятся в условиях  повышенных пластовых давлений (для  горизонта БС10 -23мПа , ЮС1 -30мПа, ЮС2-31мПа) более, чем в два раза превышающие давление насыщения . Пластовая температура достигает для пласта БС10 - 70*С , для пластов ЮС1 и ЮС2 - 80-90 *С , что соответствует нормальному градиенту температур . Газосодержание для БС10 в среднем составляет 50м^3/т . Нефть пласта ЮС1 более лёгкая - плотность 770кг/м^3 и имеет повышенное газосодержание (82м^3/т) . Нефть пласта ЮС2 также лёгкая (плотность 790кг/м^3) и газосодержание - 71м^3/т .

   Для пласта  БС10 молекулярная доля метана в пластовой нефти составляет 27,7% , молекулярная масса нефти 179 . Для бутанов и пентанов характерно преобладание нормальных углеводородов над изомерами ,содержание лёгких углеводородов составляет всего 5,54% .

    Нефть пласта  ЮС1 более лёгкая , молекулярная масса - 132 , молярная доля метана 23% . Для бутанов и пентанов характерно преобладание нормальных углеводородов над изомерами .

   Для пласта  ЮС2 молекулярная масса нефти - 148, молярная доля метана 23,6% . Товарная характеристика нефти следующая :

  - для пласта БС10 дегазированная нефть средней плотности (879кг/м^3) , вязкая (34,7 мПа с) , смолистая (9,3%) , парафинистая (3,6%) , сернистая (1,6%) ;

  - для пласта ЮС1 дегазированная нефть средней плотности (850кг/м^3) , вязкая (31мПа с) , смолистая (10,5%) , парафинистая (3,3%) , сернистая (1,6%) .

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                               

 

 

 

 

 

 

 

   

 

 

 

                                                                       

 

 

 

 

 

 

  Таблица2.1                                                                                                                                                                                                                                                          Компонентный состав нефтяного газа , разгазированной и                                                                                                                                                                  пластовой нефти (мольное содержание ,%) пласта БС10

                                                  Южно-Сургутского месторождения  .

Наименование	выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть	Пластовая      нефть
Сероводород    Углекислый газ    Азот + редкие     в т . ч гелий    Метан                Этан    Пропан    Изобутан    Норм. бутан    Изопентан    Норм. пентан    Гексаны    Гептаны Остаток (С8+высшие)  Молекулярная масса Плотностьгаза , кг/м3  Плотность газа  относительная (по воздуху), доли единиц   Плотность нефти	0,18    1,77      73,07    4,14    8,88    2,10    5,39    1,41    1,74      1,32       25,23        1,049        0,870	0,10     0,06     0,68     0,45     1,88     1,33     2,45       93,05       256                    885	0,15    1,63       83,0     4,26     6,75     0,94     2,08     0,38     0,45       0,36       20,76     0,863         0,716	0,15      0,29      2,68      1,14      3,70      1,82      2,84        87,38        256                     880	0,05    0,53      27,46     1,62     4,05     1,08     3,16     1,34     2,05       58,66       177,9                        825

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

     

2.5. Характеристика пластовых вод. 

  Пластовые воды  Южно-Сургутского месторождения  относятся к разным генетическим типам : воды пласта БС10 - хлоркальциевые по классификации Сулина В.А. , а воды Юрского водоносного комплекса - гидрокарбонатнонатриевые. Разработка таких месторождений осложнена выпадением солей карбоната кальция. Выпадение солей карбоната кальция происходит вследствие нарушения карбонатного равновесия при разгазировании водонефтяной эмульсии во время движения жидкости по стволу скважин. Количественной характеристикой склонности вод к образованию карбоната кальция в нефтепромысловом оборудовании является показатель стабильности (ПС). По разработанной в СибНИИНП методике (РД 39-0148070026 ВНИИ-86) показатель стабильности определяется как разница между действительным и равновестным (расчётным) значением рН. Расчёт проводился на основании данных шестикомпонентного анализа проб воды, отобранной на устье скважин , при этом величина рН определяется сразу после отбора пробы. Измерение рН непосредственно на скважине необходимо для того, чтобы исключить ошибку, возникающую за счёт улетучивания углекислого газа из пробы. Влияние на величину рН изменений температуры и давления, происходящих при движении водонефтяной эмульсии по стволу скважины учитывается введением поправки  рН.

     По этой методике  были расчитаны показатели стабильности  для ряда скважин Южно-Сургутского месторождения (таблица 2.1.2.). Из данных таблицы следует, что все исследованные воды являются нестабильными, т.к. величина их показателей стабильности больше 0.9, тогда как стабильными считаются воды с ПС больше 0.2. Влияние поправки  рН на ПС незначительно, т.к. содержание углекислоты в неразгазированной нефти Южно-Сургутского месторождения составляет 0.21мольных процента и величина  рН при этом будет меняться от 0.3 до 0 в зависимости от обводнённости. Количество осадка карбоната кальция , выделяемого водами с таким показателем стабильности может достигать 0.5-2 кг/т. Для предотвращения этого процесса необходимо проводить обработки скважин ингибиторами солеотложения. Оптимальной дозировкой ингибитора для вод с показателем стабильности выше 1.0-1.5 считается дозировка 15-20г/т. 

 

 

 

 

 

 

 

 

        

2.6.Заключение.

 

   В геологическом строении  Южно-Сургутского месторождения  принимают участие отложения четвертичного, палеогенового, мелового и юрского возрастов. В тектоническом отношении месторождение приурочено к Сургутскому своду и расположено в его юго-восточной части. По опорному отражающему горизонту “Б” (кровля верхней юры) месторождение представляет собой моноклинальный склон, осложнённый структурными носами и небольшими куполами. Углы падения слоёв 3 50 . Месторождение характеризуется большим диапазоном нефтеносности юрских и меловых отложений. По результатам бурения разведочных скважин нефтеносность установлена в отложениях тюменской свиты (пласт ЮС1) и в горизонте БС10 (пласты 1БС10 и 2+3БС10) терриас-валанжинского яруса. Пласт 1БС10 выделяется в кровельной части пласта БС10. Залежи пластов 1БС10 и 2БС10 гидродинамически связаны между собой и имеют единную отметку ВНК=2346 м. Размеры залежи пласта 1БС10 -

32.2 х 25.5 км., тип залежи - пластовая сводовая с литологическим  экраном. Коллекторами нефти пласта 1БС10 служат песчанники и алевролиты. Коллектора имеют высокие показатели фильтрационных свойств. Среднее значение пористости - 24% Проницаемость изменяется в широком диапазоне от 1.4 до 2700 х 10^-3 мкм2 и в среднем составляет 270 х 10^-3 мкм2 . Для пласта 2БС10 характерно частое переслаивание песчанников с алевролитами и аргилитами. От пласта 1БС10 он отделён глинистой перемычкой, которая изменяется от 20 до 0 м. Размеры залежи 19.7 х 20.5 км., тип залежи - пластовая сводовая с литологическим экраном. Пласт сложен песчанниками, алевролитами и уплотнёнными глинами. Коллекторами нефти являются песчаники и алевролиты. Среднее значение пористости принято равным 23.0%, проницаемости - 114 х 10^-3 мкм2. К северу и западу от центральной части фильтрационные свойства пород уменьшаются. Залежь пласта 3БС10 установлена на юго-восточном крыле структуры. Она отделяется от верхнего единного пласта 1 и 2БС10 глинистой перемычкой мощностью 8 - 10 м. Отметка ВНК принята на глубине 2363 м. Размер залежи 4.1 х 6.4 км. Тип залежи - пластовая сводовая. Фильтрационные свойства такие же как и у пласта 2БС10.

    Режим залежи - упруговодонапорный. Пластовые нефти  находятся в условиях повышенных пластовых давлений более, чем в 2 раза превышающие давление насыщения. Пластовая температура достигает 70 С, что соответствует нормальному градиенту температур. Газосодержание составляет 50 м3/т, плотность - 885 кг/м3

   Пластовые воды  пласта БС10 по классификации Сулина В.А. - хлоркальциевые. Разработка этого пласта осложнена выпадением карбоната кальция. Это происходит вследствие нарушения карбонатного равновесия при разгазировании водонефтяной эмульсии во время движения жидкости по стволу скважин. Для предотвращения процесса солеотложения необходимо проводить обработки скважин ингибиторами солеотложения. 

 

3.Технологическая  часть.

 

3.1. Динамика основных  показателей и проектных решений.

 

    На Южно-Сургутском  месторождении выделяются две  площади, имеющие независимую историю проектирования и разработки. Собственно Южно-Сургутская площадь, разрабатываемая с 1976г. и Восточный участок разрабатываемый с 1986г.  По Южно-Сургутскому месторождению имеется несколько проектных документов по горизонту Б10. На разработку пласта Ю1 составлен один проект пробной эксплуатации. По пласту Ю2 проектных документов не составлялось.  Основные проектные решения приведены в табл.3.1.1. Рассмотрим динамику основных показателей по пласту Б10.

  3.1.1.Фонд скважин.

   Добывающий фонд составляет 1210скв. , нагнетательный - 681скв. Распределение фонда скважин по пластам и в целом приведено в таблице 3.1.2. До 1988г. фонд скважин рос , в 1988г. он достиг максимального значения, добывающий - 1381 скв., нагнетательный - 465 скв. В 1989г. фонд снизился- добывающий - на 20, нагнетательный на 15 скв. Из добычи выбывает большое количество скважин - более 100 в год, из них более половины из отработки под закачку. Всего с начала разработки выбыло 872 скважины с учётом выбытия под закачку. Значительное число скважин выбывает в консервацию или в пьезометрические. Всего за период 1979-1996г. выбыло 427 скв. без учёта выбывших под закачку.

  В основном скважины работают мех. способом - 83% от действующего фонда. Преобладающий способ эксплуатации-ЭЦН(рис. 3.1.1) При подсчёте запасов по пластам были выделены зоны. В таблице 3.1.3 представлен фонд скважин перебывавших в эксплуатации по различным зонам. По объекту 1Б10 основная часть фонда(66%) расположена в юго-восточной зоне монолитного строения пласта. По объекту 2Б10 основная часть(78%) расположена в водонефтяной зоне пласта 2Б10. Пласт 3Б10 вскрыт в небольшом числе скважин объекта 2Б10-около 6%.  За вторую половину 1996г. фонд скважин уменьшился на 10 скважин, действующий-на 193(13%). Произошло значительное увеличение бездействующего фонда с 27 до 208 скважин, что составляет 14% от фонда скважин. Нагнетательный фонд увеличился на 37 скважин.

 

 

 

 

 

 

 

                                                                        Таблица 3.1.2.   

  Основные проектные  решения и показатели разработки                                                                                                                                                                                                                                                                                                                   Южно-Сургутского месторождения.                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      

показатели	В целом по месторожд.	Объект 1Б10	Объект 2Б10
Вскрытие  Система разработки   Сетка , мхм. Плотность сетки  га/скв. в средн Год ввода в разработку Максим. проектный уровень: - добычи нефти , млн.т/год - добычи газа , млн.нм3/год - добычи жидкости млн т/год - закачка воды млн.м3/год Год достижения макс. уровня: - добычи нефти и  газа - добычи жидкости - закачки воды Максимальный годовой  объём бурения, тыс.м Год окончания разбуривания Темп отбора , % Фонд скважин общий в т.ч добывающих   нагнетательных   резервных Фонд контрольных скважин Фонд водозаборных скважин Фонд зависимых скважин Срок разработки  , лет Коэфициент нефтеотдачи  Накопленный ВНФ Предельная обводненность, % Устьевое давление нагнетания,        кгс/см2 Забойное давление в добывающих скв., кгс/см2: -ЭЦН - фонтанных - ШГН Глубина скв. по стволу, м Предельная изопахита  разбуривания , м	совм.-разд. блочно-квадр. 385 х 385        14,8         1976       12.0     542     40.3     48.8      1986    2001    2000       727    1988    6.2     2355     1521      681     70      23      10      60       43      0.424      5.0       98        130          185      190      185     2700        2	совм.-разд. блочно-квадр. 500 х 500     25        1976       6.54     295     23.3     28.0      1987    2000    2000       467     1988      5.6      1322      951      404     46      -      -      -      43     0.448         4.2        98         130           185       190       185      2700         2	совм.-разд. блочно-квадр. 410 х 410       17      1976        5.48     247    19.0     22.7      1986    1995    1995      273   1988     7.2     1370     874     472     24        -        -       -       31       0.392        6.1        98         130           185       190       185      2700          2