Анализу работы установок "Тандем" в скважинах Покамасовского месторождения

      ВНК в целом по всей залежи наклонен в направлении с юго-востока  на северо-запад. В рассматриваемой северной, северо-восточной части месторождения положение ВНК отмечается на абсолютных отметках –2679 –2726 м.

      В целом по залежи абсолютная отметка  ВНК изменяется от –2668 (юго-восточная  часть) до –2726 м (северо-западная часть).

        В центральной части залежи при бурении эксплуатационных скважин установлен погруженный участок с водонефтяной зоной, на котором ВНК принят на абсолютной отметке –2679 –2690 м.

      Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта ЮВ₁ приведена в таблице 2.1.

                                                      Таблица 2.1 

      Геолого-физическая характеристика продуктивного пласта ЮВ₁

Параметры	Пласт ЮВ1
1	2

 

      Продолжение таб. 2.1.

1

2

Средняя глубина, м  Тип залежи    Тип коллектора Абсолютная отметка  ВНК, м Средневзвешенная  нефтенасыщенная толщина, м Средняя проницаемость, 10-3 мкм2 Средняя пористость, % Объемный коэффициент Начальное пластовое  давление, МПа Давление насыщения, МПа Газосодержание, м3/т Плотность нефти, кг/м3:        пластовой        в стандартных условиях Вязкость нефти, мПа*с:        пластовой        при 20 оС Весовое содержание, %        серы        смол        асфальтенов        парафинов Фракционный состав, % вес. при t        до 150 оС        до 200 оС        до 300 оС

2742 пластовая, литологически экранированная терригеный-поровый 2679 –  2726 7,8  34,5 20 1,2 28,3 11,1 95  740 840  0,80 8,68  1,0 6,0 1,5 2,6  17,0 28,0 48,0

       

        Нефти Покамасовского месторождения  относятся к смешанному типу  с преобладанием метановых углеводородов,  к классу сернистых, малосмолистых.

      По  всей площади месторождения отмечается равномерное изменение свойств  нефти от центра к периферии. Содержание парафина растет параллельно уменьшению плотности нефти.

          Газ в нефтяной залежи пласта  ЮВ1 находится в растворенном  состоянии. Газосодержание составляет 95 м³/т. Состав газа преимущественно метановый, до 70 % метана. Компонентный состав газа приводится в таблице 2.2.

                                                                                                      Таблица 2.2. 

Компонентный состав нефтяного газа по результатам

стандартной сепарации

Наименование	%
N2       CO2       He       H2       CH4       C2H6       C3H8       i-C4H10       n-C4H10       i-C5H12       n-C5H12	2.50       1.40       0.01       0.05       71.50       6.50       10.10       1.60       4.40       0.90       0.85

      2.6. Свойства пластовых жидкостей и газов 

      По  углеводородному составу нефть относится к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов, к классу сернистых, малосмолистых (суммарное содержание парафино-смолистых веществ по площади залежи изменяется от 6,7 до 8,5 %).

      Коксуемость нефти колеблется в пределах 1,07 – 1,32.

      По  данным ступенчатой сепарации глубинных  проб, нефть имеет плотность 0,744 г/см³ (в пластовых условиях), плотность сепарированной нефти 0,836 г/см³, газонасыщенность равна 75,79 м³/м³, коэффициент растворимости газа в нефти 0,622 м³/м³ атм.

      Коэффициент объемной упругости 13,78 * 10^-5 1/атм, усадка 18,39, вязкость нефти в пластовых условиях равна 0,63 сп, объемный коэффициент 1,226.

      Газ, полученный при ступенчатом разгазировании нефти, имеет следующий состав:

• метан – 72,45 %
• этан – 8,15 %
• пропан – 10,7 %
• бутан – 4,57 %
• пентан + высшие – 1,10 %
• азот – 1,81 %

При однократном разгазировании соответственно:

• метан – 60,5 %
• этан – 7,5 %
• пропан – 14,6 %
• бутан – 10,3 %
• пентан + высшие – 4,7 %
• азот – 0,13 %

Газ, полученный при разгазировании поверхностных проб нефти:

• метан – 70,78 %
• этан – 6,70 %
• пропан – 11,05 %
• бутан – 5,752 %
• пентан + высшие – 1,639 %
• азот – 4,18 %

      Содержание  в нефти светлых фракций вскипающих до 300 ^оС – 47,4 %

      Смол  селикагелевых – 5,46 %

      Асфальтенов – 0,42 %

      Парафинов – 2,6 %

      Серы  – 0,912 %

      Температура насыщения нефти парафином, ^оС    25

      Температура плавления парафина 51 – 59 ^оС.

      Начало  кипения нефти, ^оС  61

      Состав  пластовой воды приведен в таблице 2.3.

Таблица 2.3. 

      Состав  пластовой воды           

Минерализация пластовой воды, мг/л
28291	10521	513	41	17021	н/о	195	60	9,38	5,91	69,6
			Нафтеновые кисло ты	Удель- ный вес воды, г/см3 (20 оС)				Сухой остаток	Тип вод
н/о	1,5	6,75	0,48	1,02	н/о	н/о	н/о	29520	хлоркальциевые

                                                                                                 

      Физико-химическая характеристика и свойства нефти  представлены в таблицах 2.4 и 2.5.

 

      

      Таблица 2.4 

      Физико-химическая характеристика нефти.

н, г/см3	Молеку лярный вес	50, сст	Т, оС				Давление  насыщенных паров, мм. рт. ст.		Парафин		Содержание				Коксуемость, %	Зольность, %	Кислотное число, мг КОН на 1 г. нефти	Содержание, %		Выход фракций вес. %
			Застывания		вспышки
			с обработкой	без обработки	в закры-том тигле	в откр. тигле	При 38 оС	при 50 оС	Содержание, %	Тплав, оС	Серы	азота	смол селикагелевых	асфальтенов				нафтен. кислот	фенолов	200 оС	350 оС
0,845	7226	4,69	-33	-15	-35	-10	102	222	2,73	50	1,21	0,12	5,6	0,47	2,01	0,005	0,04	0,0007	0,0017	30,3	61,3

 

      Таблица 2.5 

      Свойства  нефти.

Пластовые условия				Стандартные условия
Давление  насыщения нефти газом, кгс/см2	Объемный коэффициент  нефти, доли	Вязкость нефти, сп	Вязкость воды, сп	Плотность нефти, г/см3	Плотность воды, г/см3	Плотность газа, г/см3	Вязкость нефти, сп	Вязкость воды, сп
116	1,22	0,63	0,5	0,84	1,018	0,98	6,14	1

 
 

 

      

3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ

      3.1. Основные проектные решения по разработке месторождения

 

      В технологической схеме разработки 1982 г. (СибНИИНП) рассматривалось два  основных конкурирующих варианта:

• вариант 2 – площадная семиточечная система разработки, треугольная сетка 500х500 м (21,6 га/скв), соотношение добывающих и нагнетательных скважин 2,39, срок разработки 39 лет, максимальный уровень отбора 3,9 млн.т или 5,01 % от НИЗ для всего месторождения удерживается 10 лет.
• вариант 3 – блоковая трехрядная система разработки, сетка 500х500 треугольная, соотношение добывающих скважин к нагнетательным 3,1, срок разработки 48 лет, максимальный уровень добычи 3,4 млн.т (4,47 % от НИЗ) для всего месторождения удерживается 8 лет.

          Рекомендовался к внедрению 2 вариант. ЦКР МНП (протокол 1022) утвердило тех. схему в качестве  основы для проектирования обустройства.                       Для эксплуатации рекомендовалось рассмотреть более жесткую систему.

        Пласт ЮВ₁ на месторождении сильно расчленен, пропластки невыдержаны по площади, возможно наличие отдельных линз коллекторов. Также резко изменяются фильтрационные свойства между пропластками.                         Опыт разработки подобных объектов с применением площадных систем заводнения показывает, что при этом отмечается быстрое обводнение за счет прорыва закачиваемой воды по наиболее проницаемым пропласткам, что уменьшает охват заводнением. Многорядные (трех и более) блоковые системы разработки для таких объектов целесообразнее, т.к. они позволяют постоянно совершенствовать, улучшать систему воздействия – перенос нагнетания, наращивание интенсивности воздействия, организация заводнения на отдельные пропластки, а также осуществлять циклическое воздействие по отдельным блокам.