Изучение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей и попутных газов проводилось в институте "ТатНИПИнефть" и в лабораториях НГДУ "Лениногорскнефть".
Пластовые нефти исследовались на установках УИПН-2М и АСМ-30; газ, выделенный из нефти при разгазировании, анализировался на аппаратах ХЛ-3, ХЛ-4, ЛХМ-8МД. Поверхностные нефти исследовались по существующим ГОСТам.
Нефть продуктивного горизонта относится к группе малосернистых. Результаты исследований и компонентный состав газа при дифференциальном разгазировании приведены ниже.
Свойства пластовой нефти:
Давление насыщения газом, МПа 4,8-9,3
Газосодержание, % 52,2-66,2
Суммарный газовый фактор, 50,0
Плотность, кг/м3 768,0-818,0
Вязкость, мПа с 2,4-10,4
Объемный коэффициент при
дифференциальном разгазировании 1,128-1,196
Плотность дегазированной нефти, кг/м 3 795,0-879,0
Компонентный состав газа:
Азот + редкие
В т.ч. гелий, % 10,36
Метан, % 39,64
Этан, % 22,28
Пропан, % 18,93
Изобутан, % 1,74
Н. Бутан, % 4,36
Изопентан, % 0,67
Н. Пентан, % 0,65
Гексан, % 0,46
Сероводород, % 0,02
Углекислый газ, % 0,89
Плотность газа, кг\м 3 1,2398
Пластовые воды по своему химическому составу рассолы хлор – кальциевого типа с общей минерализацией 252 – 280 г/л, в среднем 270 г/л. в ионно-солевом составе преобладают хлориды (в среднем 168г/л) и натрий (70,8 г/л). Плотность воды в среднем 1,186 г\см 3 , вязкость 1,9 мПа×с. В естественных, не нарушенных закачкой воды условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует. Газонасыщенность подземных вод 0,248 – 0,368 м 3/м 3, снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворенного в воде газа преобладает метан.
АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ
Характеристика фонда скважин
На Зай–Каратайской площади эксплуатационный фонд скважин к 01. 01. 2009 г. Составил 583, из них действующих скважин 487.
Скважины эксплуатируются механизированным способом: ШГН-418 (85,8%) и ЭЦН-69 скважин (14,2%).
Бездействующий фонд на 01. 01. 04. составил 96 скважин или 16,5% от эксплуатационного фонда из-за ожидания смены оборудования, по 8 скважинам требуется проведение капитального ремонта, 2 скважины переведены в бездействие по другим причинам.
На залежи 32 контрольных скважины, из них:
- наблюдательные – 2;
- пьезометрические – 30.
Наблюдательный фонд используются для контроля за разработкой.
В консервации находится 40 скважин.
Ликвидированных скважин – 90, из них:
- после эксплуатации- 55;
- после бурения- 35.
В ожидании эксплуатации находится 5 скважин.
Ликвидированные скважины составляют 15,4% от эксплуатационного фонда скважин.
Дающие техническую воду - 5 скважин.
Также показателями работы скважин, оборудованных ШСН является дебит, обводненность продукции, межремонтный период работы скважин (МРП).
В таблице 1 приведены основные показатели эксплуатации скважин, оборудованных ШСН за период с 2007 по 2009 год.
Таблица 1. Показатели эксплуатации скважин, оборудованных ШСН
| Показатели годы | 2007 | 2008 | 2009 |
| Эксплутационный фонд скважин | 398 | 476 | 583 |
| Действующий фонд скважин | 389 | 432 | 487 |
| Qж, м3/сут | 6.3 | 6.1 | 4.9 |
| Qн, т/сут | 3.3 | 2.9 | 2.4 |
| Обводненность, % | 47.6 | 52.0 | 50.6 |
| МПР, сут | 557 | 519 | 601 |
Из таблицы видно, что за последние три года отмечается повышение действующего фонда скважин с 2007 по 2009 год с 398 до 583 скважин, эксплутационный фонд скважин увеличился за последние 3 года на 185 скважин.
Средний суточный дебит по жидкости за анализируемый период с 2007 года до 2009 снизился с 6.3 м3/сут до 4.9 м3/сут. В 2009 году произошло уменьшение на 1.4 м3/сут и в 2002 году на 0.2 м3/сут по сравнению с 2007 годом.
Уменьшение среднесуточного дебита произошло за счет вывода из эксплуатации нерентабельных скважин, а так же за счет вывода из бурения малодебитных скважин.
Анализ среднесуточного дебита по нефти показывает постоянную тенденцию снижения его величины из-за роста обводненности продукции, а так же из-за снижения продуктивности скважин.
За период с 2007 по 2009 года средне суточный дебит по нефти снизился на 0.9т/сут. Время работы скважин между последовательно проводимыми ремонтами называется межремонтным периодом МРП. Он определяется для каждого способа эксплуатации по формуле :
М= 
(1)
где, Т – суммарное время данного способа эксплуатации скважин за данный период, сут.
Р- количество ремонтов на скважинах данного способа эксплуатации за тот же период.
МРП зависит от многих факторов правильного подбора оборудования, организациями эффективной борьбы с парафином, солеотложениями, постановкой исследовательских и профилактических работ.
Большое значение приобретает точность определений коэффициента продуктивности, потому что некоторые данные о параметрах пласта обуславливают правильный подбор оборудования скважины - в результате низкий МРП.
В 2007 –2009 годах в связи с неприемом нефти с товаротранспортными организациями было много вынужденных остановок скважин, в результате чего произошло искусственное снижение МРП скважин.
Дата: 2019-12-22, просмотров: 252.
