25067 (586553), страница 2
Текст из файла (страница 2)
Исследование свойств нефти башкирского яруса в пластовых условиях проводилось по 148 пробам, отобранным из 38 скважин. Среднее значение основных параметров нефти, полученных по результатам анализов проб следующие: давление насыщения – 1,4МПа, газосодержание – 5,9 м3/т, объемный коэффициент – 1,034, динамическая вязкость составляет 43,63 мПас. Плотность пластовой нефти – 877 кг/м3, пластовая температура – 23 °С. По данным анализов поверхностных проб нефти башкирского яруса относятся к группе тяжелых нефтей – плотность в поверхностных условиях составляет 908,6 кг/м3.
По содержанию серы – 3,11% масс и парафина – 3,0% масс нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 20 °С составляет 109,9 мПас.
По химическому составу подземные воды башкирских отложений хлоркальциевого типа. Общая минерализация вод колеблется от 7,5 до 258,6 г/л, плотность 1005,0–1180,0 кг/м
, вязкость 1,03–1,84мПас. (табл. 2)
Таблица 2. Физические свойства пластовых вод 302 залежи
| Наименование | Диапазон изменения | Среднее значение |
| Газосодержание, м | 0,13 | 0,13 |
| в т.ч. сероводорода, м | 0,006 | 0,006 |
| Вязкость, мПас | 1,03–1,8 | 1,1 |
| Общая минерализация, г/л | 7,5587–158,605 | 56,689 |
| Плотность, кг/м | 1005–1180 | 1040 |
/тСостав газа – азотный. Газонасыщенность 0,08–0,9 м3/т. Присутствует сероводород в количестве 0,006 м3/т, объемный коэффициент – 1,0001.
Серпуховский ярус
Исследования свойств нефти серпуховского яруса в пластовых условиях проводилось по 91 пробам, отобранным из 22 скважин. Среднее значение основных параметров нефти, полученных по результатам анализов проб следующие: давление насыщения – 1,3 МПа, газосодержание – 4,72 м3/т, объемный коэффициент – 1,032, динамическая вязкость составляет 52,87 мПас. Плотность пластовой нефти –883,8 кг/м , сепарированной – 906,8 кг/м3, пластовая температура 23 °С. По данным анализов поверхностных проб нефти серпуховского
яруса относятся к группе тяжелых нефтей – плотность в поверхностных условиях составляет917,3 кг/м3. По содержанию серы – 2,6% масс и парафина – 5% масс нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 20 0С составляет 109,4 мПас. Подземные воды серпуховских отложений представлены двумя типами: сульфатно-натриевыми и хлоркальциевыми (по В.А. Сулину).
Сульфатные воды в основном связаны с процессами выщелачивания гипсов и ангидритов. Общая минерализация колеблется от 12,6 до 23,0 г/л, плотность 1009,6–1175,0 кг/м , вязкость 1,03–1,8 мПас. (табл. 3)
Таблица 3. Физические свойства пластовых вод 303 залежи
| Наименование | Диапазон изменения | Среднее значение |
| Газосодержание, м | 0,14 | 0,14 |
| в т.ч. сероводорода, м | 0,008 | 0,008 |
| Вязкость, мПас | 1,03–1,8 | 1,1 |
| Общая минерализация, г/л | 17,775–229,0226 | 47,105 |
| Плотность, кг/ м | 1009–1175 | 1036 |
Также присутствует сероводород в количестве 0,008 м3/т. Состав газа – азотный. Газонасыщенность 0,09–0,12 м3/т. объемный коэффициент – 1,0003.
Из-за наличия в водах серпуховских и башкирских отложений серы и сероводорода необходимо предусмотреть защиту нефтепромыслового оборудования от коррозии.
Наиболее полные результаты исследований свойств нефти в пластовых и поверхностных условиях, физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти, физико-химические свойства пластовых вод,
содержание ионов и примесей в пластовых водах представлены в табл. 3–6, по каждому из горизонтов даны средние значения параметров, диапазон их изменения.
Общая минерализация подземных вод серпуховских и башкирских отложений изменяется в течение года от 0,7 до 258 г./л, удельный вес – с 1005,0 до 1180,0 кг/м3. Из всего вышеизложенного можно сделать вывод, что пластовые воды этих залежей неоднородны.
Таблица 4. Содержание ионов и примесей в пластовых водах 302 залежи
| Наименование | Диапазон изменения | Среднее значение |
| CL | 55,16–4141,8 | 893,21 |
| SO | 0,0–81,51 | 37,53 |
| HCO | 0,4–13,4 | 5,39 |
| Ca | 9,9–677,3 | 83,21 |
| Mg | 1,55–168,02 | 38,48 |
| K | 93,82–3144,15 | 731,72 |
Таблица 5. Содержание ионов и примесей в пластовых водах 303 залежи
| Наименование | Диапазон изменения | Среднее значение |
| CL | 164,58–3982,5 | 694,42 |
| SO | 0,03–90,89 | 50,41 |
| HCO | 0,0–14,26 | 5,76 |
| Ca | 13,06–600 | 66,44 |
| Mg | 11,29–162,13 | 34,84 |
| K | 218,26–3092,74 | 601,32 |
Таблица 6. Свойства пластовой нефти
| Наименование | Серпуховский ярус | Башкирский ярус | ||
| Среднее значение | ||||
| Давление насыщения газом, МПа | 1,3 | 1,4 | ||
| Газосодержание, м3/т | 4,72 | 5,9 | ||
| Плотность, кг/м3 | в пластовых условиях | 883,8 | 877 | |
| сепарированной нефти | 906,8 | 898,7 | ||
| в поверхностных условиях | 917,3 | 908,6 | ||
| Вязкость, мПас | 52,87 | 43,62 | ||
| Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли единиц | 1,032 | 1,034 | ||
| Содержание сероводорода в попутном газе, м3/т | 0,008 | 0,006 | ||
| Пластовая температура, °С | 23 | |||
Свойства пластовых нефтей и газа практически не оказывают влияния на выбор марки реагента по ограничению водопритока. При выборе состава закачиваемого реагента наиболее важным является пластовая температура, минерализация (плотность) попутно извлекаемой воды.
Из-за отсутствия результатов поверхностных и пластовых проб воды отобранных на изучаемых участках, нет возможности обнаружить различие между ними.
2. Анализ текущего состояния разработки
2.1 Характеристика фондов скважин, текущих дебитов и обводненности
По состоянию на 1.01.10 г. по залежам 301–303 пробурено 679 скважин, в том числе переведены с других горизонтов (Д1 и С1ВВ) 154 скважины. В отчётном году пробурено и введено на нефть 6 скважин.
C бобриковского горизонта нижнего карбона (С1вв) на нефть переведены 3 скважины: 13, 136, 161.
В отчетном году по скважинам верей – башкир – серпуховских отложений отобрано 352 тыс. тонн нефти. С начала разработки добыто 4547 тыс. тонн, что составляет 15,5% от НИЗ и 3,4% от НБЗ нефти по залежам 302–303.
Средний дебит по нефти составил на конец года 2,1 т/с, по жидкости 7,1 т/с.
Характеристика пробуренного и возвращённого фонда скважин приведена в табл. 7.
Таблица 7. Характеристика фонда скважин
| Расшифровка фонда | 1.01.2009 | 1.01.2010 |
| 1. Действующий фонд в том числе: а) фонтан б) ЭЦН в) СКН | 508 0 24 484 | 518 0 28 490 |
| 2. Бездействующий фонд | 51 | 38 |
| 3. В ожидании освоения | 0 | 0 |
| Расшифровка фонда | 1.01.2009 | 1.01.2010 |
| 4. Эксплуатационный фонд | 559 | 556 |
| 5. Нагнетательный фонд в том числе: а) нагнет. действующ б) нагн. бездейств в) ожид. освоения | 28 27 0 1 | 29 28 0 1 |
| 6. Контрольные в том числе: а) наблюдательные б) пьезометрические | 37 5 32 | 49 5 44 |
| 7. В консервации | 22 | 20 |
| 8. Ожидающие ликвидации | 0 | 1 |
| 9. Ликвидированные | 25 | 25 |
| 10 Переведены с др. горизонтов (С1вв и Д1) | 151 | 154 |
| 11. Всего скважин на данном объекте | 670 | 679 |
В отчетном году по залежам введено на нефть 6 скважин. Добыча по новым скважинам составила 5,4 тысячи т нефти. Средний дебит одной новой скважины – 5,6 т/с по нефти, 7,9 т/с по жидкости, обводнённость 29,3%.
2.2 Анализ выработки пластов
По состоянию на 1.01.10 г. из продуктивных пластов залежей 302, 303 отобрано 4,547 млн. т. нефти или 15,5% начальных извлекаемых запасов. Текущий коэффициент нефтеизвлечения равен 0,24. Попутно с нефтью отобрано 12,3 млн. т. воды. Средняя обводненность добываемой продукции
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
