Скважинная добыча нефти

 

Параметры и состав разгазированной нефти Муравленковского месторождения пласт БС-11.

 

 

 

Таблица 2.3.2.

Наименование	Значение
Плотность нефти, кг/м3	844
Вязкость нефти, мм2/с при 200С	12,7
Вязкость нефти, мм2/с при 500С	5,1
Молекулярный вес	212

 

Содержание масс в %	Количество определений	5
	Серы	0,6
	Асфальтены	2,2
	Парафинов	3,1
	Смол соликагелевых	6,2

  

Фрикцион составных в % объемных	Количество определений	5
	До 1000С	1
	До 1500С	12
	До 2000С	22
	До 2500С	32
	До 3000С	45

 

Компонентный состав разгазированной нефти Муравленковского месторождения пласт БС-11

Таблица 2.3.3.

Содержание компонентов в % мол	Наименование	Значение
	Сероводород	не определен
	Углекислый газ	не определен
	Азот + редкие	не определен
	Метан	0,10
	Этан	0,37
	Пропан	4,74
	Изобутан	2,00
	Н.бутан	7,16
	Изопентан	3,54
	Н.пентан	5,49
	Остаток (гексан + высшие)	76,60
	Молекулярный вес разгазированной нефти	197
	Молекулярный вес остатка	не определен

 

Состав и свойства газа на Муравленковском месторождении пласт БС-11.

 Таблица 2.3.4.

Наименование	Газ выделившийся при однократном разгазировании пластовой нефти	Попутный газ	Газ газовой шапки
Плотность газа г/л		0,948
Метан		83,46
Этан		4,00
Пропан		4,10
Изобутан		2,90
Н.бутан		2,40
Изопентан		0,78
Н.пентан		0,77
Гексан
Гептан + высшие
Двуокись углерода		0,35
Азот		1,24
Сероводород
Гелий
Водород

 

При разработке нефтяных месторождений необходимо знать отношение вязкости воды к вязкости нефти. Обычно вязкость воды в пластовых условиях значительно меньше вязкости пластовой нефти. При совместном движении в пласте вода опережает нефть и достигает забоя скважины быстрее. В этих условиях вода нередко обходит и окружает отдельные участки пласта. В условиях, когда вязкость воды превышает вязкость нефти, происходит лучше вытеснение нефти водой и достигается большой процент извлечения нефти из пласта. Поверхностное натяжение пластовой минерализованной воды на границе с воздухом равно 70-80 дин/см. Величина поверхностного натяжения влияет на вымывающие способности воды, при меньшем поверхностном натяжении вода полнее вытесняет нефть из пласта.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.   ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ   ЧАСТЬ

 

3.1.   ОСНОВНЫЕ   ПРОЕКТНЫЕ   РЕШЕНИЯ   ПО   РАЗРАБОТКЕ   МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 

Месторождение введено в эксплуатацию в 1981 году на основании «Дополнительной записки к технологической схеме…», утвержденной ЦКР СССР (протокол №929 от 23.10.81 года). В 1991 году была утверждена УКР МТЭ технологическая схема разработки (протокол №1403 от 22.01.91 года). Основные проектные решения реализованы.

В 1993 году были пересмотрены и утверждены ГКЗ Минприроды России протоколом №169 и 170 запасы нефти и КИН Муравленковского месторождения. Для уточнения технологических показателей разработки в связи с пересчетом запасов нефти в 1994 году специалистами СибНИИНП был восстановлен проект разработки Муравленковского месторождения который после рассмотрения экспертизой РМНТК «Нефтеотдача» был отправлен на доработку.

На основании заключения экспертов в 1996 году составлен дополнительный вариант, который был утвержден протоколом №2077 от 13.11.96 года. Муравленковское месторождение находится в третьей стадии разработки и характеризуется быстрыми темпами падения добычи нефти при стабильном росте обводненности. Основными объектами разработки являются пласты БС11 и 1БС-10, разрабатываемые раздельными сетками скважин. По объектам 2БС-10 и БС12 получены незначительные притоки. Разработка объекта 2БС-10 ведется отдельными скважинами сеток 1БС-10 и БС11, объекты БС12 законсервированы.

Залеж пласта БС11 является основным эксплуатационным объектом, содержащим подавляющую долю извлекаемых запасов нефти (92%) и дающим в настоящее время 94,7% от всей добычи по месторождению.

Для вовлечения в разработку слабодренирующих запасов нижней пачки пласта БС11 с 1988 года продолжалось бурение уплотняющих скважин, размещенных к северу и югу от стягивающего ряда и в промежутках между скважинами основного фонда в этом ряду.

Добыча нефти по уплотняющему фонду составила 1513,98 тыс. тон при среднесуточном дебите 15,2 т/сут.

Если проследить динамику дебитов в течении отчетного периода, то можно отметить падение дебитов нефти на протяжении года по всем категориям скважин, кроме новых, с ШГН и нагнетательных в отработке на нефть. В целом по добывающему фонду снижение дебитов по нефти составило – 1,2 т/сут, наибольшее падение дебитов нефти по фонтанным – 5,2 т/сут.

Дебиты жидкости в сравнении с предыдущим периодом по пластам и в целом увеличились (табл. 1.4.), так в целом на 1,3 и по пластам БС11 и 1БС-10 на 1,4 т/сут и 1,8 т/сут.

За 2002 год  было закачано 1163,0 тыс. м3 воды, среднесуточная закачка увеличилась на 2565 м3/сут и составила 31953 м3/сут, средняя приемистость равна 208,4 м3/сут. С начала разработки закачано в пласты 137866 тыс. м3 воды.

Компенсация отборов жидкости закачкой составила:

Текущая – 104,7%

Накопленная – 99,5%.

Пласт БС11

Залеж пласта БС-11 является основным базовым эксплуатационным объектом, содержащим подавляющую долю запасов (91,7%) и дающим в настоящее время 94,7% от всей добычи по месторождению. Залеж находится в стадии падающей добычи нефти.

Пласт разбурен в чисто – нефтяной зоне, более слабо разбурены водо–нефтяные зоны. Разработка пласта БС11 осуществляется при интенсивной перекомпенсации  и пластовом давлении превышающем начальное по отдельным блокам северо-восточной части объекта и пониженном пластовом давлении в ряде блоков центральной и юго- западной его части. Выработка запасов происходит неравномерно.

По объекту реализуется трехкратная система с уплотнением в стягивающем ряду и между первым и стягивающим рядами (пятирядка), плотность сетки 14,4 га/скв.

Бурение уплотняющих скважин позволило увеличить темп отбора.

По состоянию на 1.12.02 года фонд скважин по пласту БС11 составило 1537 и 2 скважины пласта БС12. Эксплуатационный фонд составляет 959 скважин пласта БС11 и 1 – пласта БС12,  из них соответственно:

Действующих – 679 и 1,

Бездействующих – 263,

В освоении – 17,

В консервации 305 и 1.

В нагнетательном фонде 208 скважин, из них:

Действующих – 167,

Бездействующих – 26,

В освоении – 15.

В контрольно – пьезометрическом фонде – 37 скважин пласта БС11 и 1 – пласта БС12.

Фонд ликвидированных скважин составил 28. За 2002 год весь фонд по пласту БС11 остался без изменений, а действующий фонд уменьшился на 64 скважины.

Практически весь фонд скважин механизирован (только 1 скважина фонтанирует). 73,6% действующего фонда оборудовано ЭЦН, 26,2% - ШГН. 21,2% скважин обезводнен менее чем на 20%, 24,2% скважин дают нефть обводненностью более 90%.

Динамика технологических показателей за весь период разработки дана в таблице 1.6. Показатели разработки по объекту БС11 отображены на графиках 1.4 – 1.7.

За отчетный период из залежи пласта БС11 добыта 3327,1 тыс. тонн нефти и 9121,5 тыс. тонн жидкости. Суточная добыча составила: по нефти – 9115 т/сут, по жидкости – 24990 т/сут. С начала эксплуатации добыто 64292,3 тыс. тонн нефти, что составляет 72,8% от НИЗ. Темп отбора от НИЗ – 3,8%, от ТИЗ – 12,2%.

Значения дебитов нефти снизилось по сравнению с прошлым годом и составляет – 13,8 т/сут, а по жидкости возросли до 37,7 т/сут. Возросли дебеты нефти и жидкости по новым скважинам. Обводненность возросла на 5,08%. Закачка воды в пласт составила 11094,3 тыс. м3, средне суточная закачка равна 30395 м3/сут, средняя приемистость – 219 м3/сут. С начала разработки в пласт закачено 127740,8 тыс. м3. Компенсация отборов жидкости закачкой составила: текущая – 107,0%, накопленная – 103,9%.

В целом по объекту состояние разработки удовлетворительное. Темпы падения добычи, дебита нефти и обводнения снижаются. Для нормализации положения с неравномерной выработкой запасов необходимо:

1. Пластовое давление  северо-восточной части объекта (ЦДНГ-1) довести до первоначального.

2.  На юго-западе и  в центральной части необходимо  нормализовать пластовое давление по блокам 2, 3, 4, 5, 6 для чего продолжить формирование нагнетательных рядов (в том числе и вертикальных), а также восстановить продуктивность скважин по юго-западному крылу структуры.

Пласт 1 + 2 БС10

Залеж пласта 1БС-10 содержит 7% НИЗ Муравленковского месторождения, является верхним объектом разработки и имеет значительно худшие показатели разработки, что связано с худшими емкостно – фильтрационными свойствами пласта, с несформированностью системы воздействия, дефицитом компенсации отбора закачкой, падением пластового давления в зоне отбора. Разработка пласта характеризуется отсутствием стабильной добычи нефти и отбором больших объемов воды. Основной объем закачки ведется только в центральные участки залежи. В  результате центральная часть интенсивно заводняется.

По объекту реализована трехкратная система разработки с расстоянием между скважинами 500х433 метра.

По состоянию на 01.12.02 года по пластам 1БС-10, 2БС-10 состояние фонда претерпело небольшие изменения по сравнению с предыдущим периодом, так эксплуатационный фонд увеличился на 14 скважин, а действующий на 7. Подробно с состоянием фонда по пластам можно ознакомиться.

Весь фонд скважин механизирован, 84% действующего фонда оборудованы ЭЦН, 16% - ШГН, 35% скважин обводнено менее чем на 35%, 45% скважин дают нефть обводненностью более 90%.

За отчетный период из пласта 1БС-10 добыто 195,5 тыс. тонн нефти и 736,9 тыс. тон жидкости. Суточная добыча (совместно с пластом 2БС-10) составила 534 т/сут по нефти и 2013 т/сут по жидкости.

 

3.2. СОСТОЯНИЕ   РАЗРАБОТКИ   МЕСТОРОЖДЕНИЯ

 

Основная  доля (77,2%) в добыче нефти приходится на Муравленковское месторождение.

В 2002 году добыча нефти по месторождению – 3511,2 тыс. тонн, из них 3327,1 тыс. тонн по нижнему объекту БС11, 184,1 тыс. тонн по верхнему объекту 1БС-10. Темп отбора в отчетном году по месторождению составил 3,6% от НИЗ, 11,9% от ТИЗ. Объективно темп отбора составил: 1БС-10 – 2,6% и 14,9%, БС11 – 3,8% и 12,2% соответственно. В целом по месторождению добыча нефти составила 92,4% к уровню 1996 года, а темп отбора от НИЗ выше проектного 3,6%.