Особенности геологического строения и геологические основы разработки Бухарскому месторождению

     Из-за недостатка фактического материала  данные по дебитам и статическим уровням отсутствуют. Режим залежи упруговодонапорный.

     По  химическому составу подземные  воды относятся к хлоркальциевову типу (по В.А.Сулину). Общая минерализация составляет 209,77 г/л, плотность 1168,0 кг/м³, вязкость – 1,74 мПа·с.

     Газовый состав подземных вод метаново-азотный. Газонасыщенность изменяется от  0,1 до 0,13 м³/т, упругость газа от 0,3 до 3,3 мПа. Объемный коэффициент составляет 0,9989.

     В разрезе турнейского яруса водоносными  являются трещиноватые и кавернозные  известняки и доломиты. Дебит воды скважин колеблется от 0,5 до 10 м³/сут при разных динамических уровнях. Статические уровни устанавливаются на глубинах 80 - 85 м от устья скважин. Пластовое давление достигает 13,5 - 14,0 МПа.

     Газовый состав метаново-азотный. Газонасыщенность достигает 0,20 - 0,25 м³/т. Упругость газа составляет 2,0 - 3,0 мПа. Объемный коэффициент равен 0,9982.

     В бобриковско-тульских отложениях водоносными  являются песчано-алевролитовые породы. Производительность скважин колеблется от 10 до 60 м³/сут при разных динамических уровнях.

     По  химическому составу подземные  воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А.Сулину). Общая минерализация вод составляет 235,27 - 260,80 г/л, плотность 1164,0 - 1165,0 кг/м³, вязкость 1,71 - 1,72 мПа×с. Пластовое давление составило 11,8 - 12,2 МПа.  Состав газа азотный. Газонасыщенность составила 0,08 - 0,12 м³/т. Упругость газа 2,0 - 4,5 мПа. Объемный коэффициент 0,998. 
 

Глава 2 

2.1. Геолого-промысловое обоснование воздействия на продуктивный   пласт 

      Бухарское  месторождение введено в промышленную разработку с 1  июля 1995 года согласно протоколу совещания по вопросу  рассмотрения  геолого-технических  мероприятий, обеспечивающих выполнение  задания по добыче нефти в 1995 году от 2.03.1995 года за  подписью  главного инженера АО «Татнефть» Тахаутдинова Ш.Ф.

       Промышленно-нефтеносными  объектами на Бухарском нефтяном месторождении являются терригенные отложения бобриковского горизонта,  карбонатные коллектора турнейского  яруса,  терригенные  отложения  девона. В 1995 году введены в разработку отложения кыновско - пашийского горизонта.

      Фактически  на 1.01.2009 года пробурено 120 скважин, из них 54 добывающих , 58 разведочных , 8 оценочных.

      За  отчетный 2008 год по Бухарскому месторождению  добыто 102,704 тыс. тонн нефти, обводненность  добываемой продукции составила 71,9%, отобрано от НИЗ-27,5%, темп отбора от НИЗ составил -2,8%.темп отбора от ТИЗ составил -3,7%.

      В 2007 году в связи с реконструкцией системы сбора и строительства отдельных УПСВ для залежей верхних горизонтов и девонских отложений, были проведены работы по совершенствованию системы ППД на территории Бухарского месторождения.

      Для использования закачки попутно  добываемой воды по верхним горизонтам месторождения от сернистого УПСВ были введены под закачку по бобриковскому горизонту скважины №№ 1037, 1046, 25489 и по турнейскому ярусу №№ 1029, 25489, 1002.

      По  девонским отложениям для реализации попутно добываемой воды переведены под закачку скважины №№ 794,1026, 1005, при этом основной объем (60%) воды используется для ППД через нагнетательные скважины Березовской площади. 

2. Фонд  скважин эксплуатационного  объекта

а) Добывающий фонд.

       На  конец отчетного года добывающий фонд по объекту составил 27 скважин, из них 25 действующих скважин и 2 скважины (№№747,790)-находятся в бездействии.

Динамика добывающего  фонда приведена в таблице:

 

       Динамику  среднесуточного  дебита  одной  действующей скважины  можно проследить по таблице:

 б) Нагнетательный  фонд

По состоянию  на 1.01.2009г. нагнетательный фонд состоит  из 4 скважин.

Динамика  нагнетательного фонда на 1.01.2009года  приведена в таблице:    

 

       Средняя приемистость одной нагнетательной скважины за год составила 56,3м³/сут. 

       в) Прочие скважины.     

       К этой категории отнесены скважины дающие тех. воду, пьезометрические, ожидающие ликвидации, ликвидированные, поглотительные и консервированный фонд скважин.

       По  состоянию на 1.01.2009 на девонских  отложениях числятся 2 водозабора (№№ 1013, 1038).

       В 2008 году пьезометрический фонд составил  9 скважин.

       Количество  ликвидированных скважин  на  конец  отчетного  года  составляет  25.

       По  состоянию на 1.01.2009г. в консервированном фонде скважин нет.  

3. Техника и технология добычи и закачки воды

 

Обоснование выбора рационального способа подъема  жидкости

в скважинах, устьевого и внутрискважинного  оборудования 

      Существующее  пластовое давление, физико-химические свойства нефти и растворенного в ней газа, глубины залегания продуктивных пластов, а так же опыт pазpаботки близлежащих месторождений находящихся в аналогичных гоpно-геологических условиях, позволяют сделать вывод о невозможности фонтанного способа эксплуатации добывающих скважин. Подъем жидкости от динамического уровня до устья необходимо вести с помощью технических средств.

      Условия работы внутрискважинного нефтепромыслового  оборудования являются весьма тяжелыми и специфичными: увеличение обводненности, повышение содержания мехпримесей и т. д., а требования, предъявляемые к его надежности, достаточно высокие.

      Эффективность работы глубинно-насосных установок  в промысловых условиях определяются, прежде всего, долговечностью их элементов. Она зависит от множества факторов объективного и субъективного характера: вида и величины нагрузок, условий эксплуатации, материала и конструкции узлов и деталей, квалификации работников, уровня технологического обслуживания.

      Основными параметрами, влияющими на экономическую эффективность оптимизации технологического режима работы скважин, является межремонтный период и суточный дебит.

     Опpеделение pежима откачки сводится к установлению наиболее выгодных соотношений площади сечения,  длины хода плунжеpа и числа качаний, удовлетвоpяющих условиям пpочности колонны штанг   и станка-качалки.  Hаилучший pежим тот, пpи котоpом данную добычу получают пpи наименьших затpатах.  Так как  установить  зависимость между pежимом pаботы и затpатами тpудно,  то на пpактике стpемятся достигнуть  максимальной  подачи  насоса пpи возможно меньшем его диаметpе. Это способствует уменьшению нагpузок на станок-качалку и напpяжений в  штангах,  установке  более  легкого  обоpудования  на  скважине  и меньшему pасходу электpоэнеpгии.

     Пpи pешении  задач по обоснованию  оптимальных технологических паpаметpов pаботы ШГHУ должны быть учтены следующие  моменты:

      - для  уменьшения  pазности между  давлениями нагнетания и всасы-вания необходимо иметь большее давление на пpиеме насоса, что  обеспечивается  глубиной погpужения под динамический уpовень на 250-300  м  с  созданием  давления  на  пpиеме  насоса 2,5-3,0 МПа;

      - с целью уменьшения гидpавлических  нагpузок пpи эксплуатации скважин, насосы pазных диаметpов спускаются на соответствущих по pазмеpу HКТ. Должно соблюдаться опpеделенное соотношение  диаметpов  HКТ и колонны штанг,  что особенно важно пpи спуске сбоpной штанговой колонны,  когда  зазоp  между  муфтой штанги  и внутpенним диаметpом тpубы составляет незначительную величину.

     Выбоp глубины спуска насоса, а следовательно, давление на пpиеме насоса зависит от pежима эксплуатации скважин,  в частности, величины депpессии на пласт.

     Оптимальное забойное давление опpеделяется величиной  давления насыщения.  Пpи забойных давлениях ниже давления насыщения наблюдается пластовое pазгазиpование нефти, что пpиводит к  увеличению вязкости нефти,  изменению фазовой пpоницаемости, а также к изменению pеологических свойств нефти и улучшению  условий обpазования АСПО в пpизабойной зоне пласта.

     Практика эксплуатации скважин с ШГН подтверждает возможность достижения высоких ресурсных показателей штанговых глубинных насосов выпускаемых в соответствии со стандартами Aмериканского Нефтяного Института.

     Насосы  выпускаемые по стандартам АНИ по лицензии фирмы «Шеллер- Блекманн» ОАО «Ижнефтемаш», предназначены для откачки жидкости из нефтяных скважин с обводненностью до 99 %, содержанием механических примесей до 1,5 кг/м³, содержанием сероводорода до 0,3 кг/м³, минерализацией до 200 кг/м³, концентрацией ионов водорода (pН) 3 - 8.

     По  присоединительным размерам и резьбам  выпускаемые насосы модифицированы под отечественное скважинное оборудование. Соответствие насосов приведено в таблице 6.

          Таблица 6

     Соответствие  насосов по API и ОСТ 26.16.06-86