Подбор оборудования шсну для условий месторождения избербаш

1.3 Физико-химические  свойства пластов флюидов

Нефти всех горизонтов являются малосернистыми (содержание смол силикагелевых от 6,79 до 5,31%), парафинистыми (содержание твёрдых парафинов от 7,26% до 10,22%), малосернистыми (содержание серы от 0,13 до 0,15%). (Таблица 1.1, 1.2). Для нефтей всех залежей в процессе разработки отмечалось некоторое изменение физических свойств нефти. Влияние разработки выражалось в выделении из нефти более лёгких фракций и способствовало её некоторому утяжелению и повышению вязкости. Так, если при давлении насыщения вязкость пластовых нефтей различных залежей колебалась от 0,6 до 1,48 Па·с, то на дату составления отчёта находилась в пределах 1,2-3 Па·с, т.е вязкость увеличилась в полтора-два раза. Динамическая вязкость дегазированной нефти колеблется от 11,4 Па·с до 7,176 Па·с (залежь пласта ГЗ).

В разрезе  месторождения выделяют воды следующих  водоносных отложений: древнекаспийских, сарматских, караганских, чокракских.

Воды большинства водоносных горизонтов относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу разной степени минерализации. (Таблица 1.3). Исключение составляют воды древнекаспийских отложений, которые обладают аномально высокой минерализацией (около 1609 мг-экв/л) и принадлежат к сульфатно-натриевому типу вод, а также воды гяуртапинского пласта, которые относятся к водам хлормагниевого типа. Для вод карагенского и чокракского пластов характерно увеличение минерализации с глубиной от 175,7 (пласт Б2) до 779 мг-экв/л (пласт Г4).

Для пластов  свиты Г величина общей минерализации  примерно одинакова, за исключением вод пласта Г1 которые имеют несколько пониженную минерализацию (таблица 1.3). В случае совместно эксплуатации пластов свиты Г отнесение воды к какому-либо из дренируемых горизонтов по величине общей минерализации представляет большие трудности. Решение этой задачи возможно лишь при наличии полных анализов вод и выявлении генетических коэффициентов, набор которых является весьма характерным для вод пластов Г1,  Г2, и ГЗ.

 

Таблица 1.1

Осредненные значения по свойствам нефтей продуктивных пластов Г1,Г2,Г3

пласт	Количество  анализов	Плотность,кг/м3	Содержание  в весовых процентах							Вязкость  динамическая мкм2,    t=20 °С	Температура плавления парафинов,  °С	Коэффициент преломления
			Силикагелевых смол	асфальтенов	Смолы +асфальтены	Твердых парафинов	Сумма фракций  выкипающих до 200°С	серы	азота
Г1	34	844	5,66	0,45	6,11	7,7	23,1	0,14	0,07	8	52,6	1,474
Г2	7	841	5,56	0,53	6,08	7,26	25	0,15		7,9	51,5	1,473
Г3	13	841	5,72	0,54	6,25	7,55	25,4	0,13	0,06	7,2	51,4	1,472

        1.4 Текущее состояние разработки

В 1976 г. «СевКавНИПИнефть»  был составлен проект разработки месторождения. Для доразработки пластов Г1, Г2 и ГЗ был рекомендован вариант с применением очагово-фронтальной системы заводнения, по которому предусматривалось бурение 24 скважин (14 эксплуатационных, 5 нагнетательных и 5 оценочных),

 

 

 

Таблица 1.2

Показатели  свойств пластовых нефтей по пластам  Г1, Г2, Г3

 

пласт	Давление  начальное кгс/см2	Давление  насыщения Кгс/см2	Температура пласта, °С	Начальный газовый  фактор, м3 /т и м3/м3	Объемный коэффициент принятый в подсчете запасов	Объемный  коэффициент при давлении насыщения	Вязкость  при начальных пластовых условиях, сП	Вязкость  при                             текущем давлении
Г1	184	140	76	150/127	1,235	1,28	0,86	1,23
Г2	206	160	77	200/168	1,262	1,3	0,6	1,18
Г3	215	98	80	100/84	1,266	1,31	0,8	1,13

 

 

Таблица 1.3

Физико-химический состав пластовых вод

 

Отложения,	Коли-		rNa-Cl	rCa	rSO4	rCl	Плотный
пласт                        свита	чество        данных	Na+K	SO4	rMg	rCl	SO4+CO3	Оста- ток, г/л
Г1	6	312,99	1,82	1,72	0,06	13,76	20
Г2	11	381,74	6,32	1,33	0,01	48	23
ГЗ	22	370,1	11,53	1,49	0,01	55,1	25

 

а также ввод из фонда ликвидированных 37 скважин. На первом этапе для оценки остаточной нефтенасыщенности и уточнения коллекторских свойств планировалось бурение 5 оценочных скважин, но в связи с оттеснением побережья моря к курортной зоне республиканского значения, был составлен уточнённый проект разработки месторождения Избербаш, в котором для внедрения был предложен вариант, основанный на имевшемся эксплуатационном фонде скважин и рассчитанный до 2000г. на эксплуатацию залежей на естественном режиме (истощения).

В 1978 г. институтом «СевКавНИПИнефть» был проведён также пересчёт запасов. В нём были уточнены все параметры для подсчёта запасов с учётом новых данных, полученных по оставшимся в разработке залежам В2 , Г1, Г2, ГЗ по пересчёту составили 7962,7 тыс.т. т.е. на 33,5 тыс.т меньше утверждённых в 1963 году (7996 тыс.т). а извлекаемые 2627,7 тыс.т (против 3334,7 тыс.т) т.е. на 707 тыс.т меньше в основном за счёт уменьшения коэффициентов нефтеотдачи. Всего по залежи добыча составила 1347, 1 тыс.т., коэффициент извлечения составил 0,35 «СевКавНИПИнефть» (1978г.) запа. Утверждённые запасы нефти составляют 2447,9/550,4 тыс.т. нефти (принятый коэффициент извлечения н сы нефти составляют 37ефти (КИН) -0,5). По данным 51,5/1358,3 тыс.т. при КИН-0,36. Исходя из этого остаточные запасы на первое января 1998г. составляют 2404,4/11,2 тыс.т., достигнутый коэффициент извлечения  -  0,359.  В   последнем  подсчёте  были  нефтенасыщенные  толщины с учетом данных глубокого бурения.

Основная  добыча приходится на скважины, расположенные на суше в пределах северо-восточного крыла структуры. Эти скважины вступили в эксплуатацию значительно раньше, чем на других участках. Значительная часть добычи так же приходится на скважины из которых продолжают разработку пласта и в настоящее время. Всё это предполагает возможность перетоков нефти из морской части залежи в указанные наиболее дренированные зоны.На первое января 1998г. суммарная добыча нефти по пласту Г2 составила 591,4 тыс.т нефти, а коэффициент нефтеотдачи от утверждённых запасов (1951/585,3 тыс.т) составил 0,3. т.е. достиг принятого при подсчёте. По оценке «СевКавНИПИнефть» (1978 г.) запасы залежи пласта Г2 составляют 2313,6/594,5 тыс.т. нефти, что на 362,6/9 тыс.т. больше утверждённых. С этим можно согласиться, так как изменения запасов связаны с последними данными, полученными по глубоким скважнам (увеличены площадь и эффективная нефтенасыщенная мощность).В таком случае достигнутый коэффициент извлечения составил 0,26.На 01.01.98 г. добыча по залежи ГЗ составила 583,7 тыс.т. нефти, а коэффициент извлечения - 0,34 от утверждённых запасов (1737,1/677,5 тыс.т) По оценке «СевКавНИПИнефть» (1978 г.) запасы залежи уменьшены на 300,9 тыс.т нефти за счёт уточнения эффективных нефтенасыщенных толщин. Достигнутый коэффициент нефтеотдачи, таким образом, составляет 0,41. Данные по текущему состоянию скважин месторождения Избербаш за 2003 год представлены в таблице 1.4 и в приложениях А–Г.                                                                                          

1.5 Система заводнения  основных объектов по месторождению  Избербаш                                                                                                                    

С целью  интенсификации отбора нефти из пластов  в_п, Г1, Г2 и ГЗ месторождения Избербаш предлагается обустроить два опытно-промышленных участка (ОПУ): северо-западный №1 и южный №2.

Северо-западный участок  включает в себя 7 добывающих №№5, 87, 69, 91, 89, 75 и 229) и две нагнетательные (№72, 84) скважины, нефтесборный пункт №1 (НВСП-1) с фильтрационно-водозаборной траншеей (ФВТ).

ФВТ представляет собой бетонную траншею со щелями для поступления воды. Размеры траншеи 6x2x2 м. Траншея построена на расстоянии 5м от берега Каспийского моря. Вода из траншеи насосом ЦНС -38x154 (или ЭЦВ 6-5-120) производительностью 300-350 м³/сут. по стеклопластиковым трубам (СПТ) d=159мм подаётся на НВСП-1, где до поступления в резервуар РВС-400 проходит через водяной осветительный фильтр ФОВ-3. Из РВС-400 вода насосами НБ-125 по нагнетательной линии из СПТ 1=114 мм при устьевом давлении 4-5 мПа закачивается в нагнетательную скважину №72 (или №84).

 

      Таблица 1.4 

Данные  по скважинам месторождения Избербаш.

 

№ СКВ	Эксплуата- ционная колонна, м	Забой, м	Интервал перфорации, м	Гл. спуска насоса, м	нкт,   м	Штанги, шт.	Тип насоса	Длина хода, м	Число кач-й, мин"	Нст, м	Рпл, атм.	Qж, т/сут	Qh, т/сут	Qb, т/сут
75	168мм- 1675	1650	Св. Г. в. 1650-1651 1508-1573 1575-1578	1595	60,3 мм в  - 664 73,0 мм в-931 Хв.- 9,78	19 мм-102 22мм - 97	НГВ-32	2,0	6	1450	40,8	4,5	4,5	0
80	168 мм – 1842	1847	Св. ГЬз 1750-1756 1796-1812 1827-1830 1830-1796	1716	60,3 мм - 984 73,0 мм      - 732 Хв. 10,28	19 мм-180 22 мм - 34	НГВ-28	1,6	6	987	70,0	0,6	0,3	0,3
89	168 мм- 1590	1536	Св. в. 1515-1524	1497	73,0 гл. - 1497 Хв.-11,45	19 мм-105 22 мм - 82	НГВ-28	1,6	6		100,0	0,7	0,3	0,4
92	168 мм – 1935	1819	Св. Г2.3 1812-1817	1788,4	73,0 гл.-1788,4 Хв.-10,5	19мм-114 22 мм- 104	НГВ-28	1,5	6	618	99,0	0,5	0,3	0,2
101	168 мм – 1897	1811	Св. Г, 1768-1788	1491,86	73,0-1491,86	19 мм-104 22мм - 83	НГВ-28	1,8	6	-	-	0,7	0,3	0,4
127	168 мм- 1846	1824	Св. Г3 1737-1805	1796	73,0-1796	19 мм-186 22 мм - 35	НГВ-32	1,6	6	1567	16,0	2,3	2,3	0
190	168 мм- 1962	1812	Св. Г2 1794-1802	1783,57	60,3-642,86 73,0-1140,71	19мм-115 22мм- 100	НГВ-28	1,8	6	-	-	2,6	2,6	0
229	168 мм – 1859	1745	Св. Г! 1705-1793	1686,98	60,3-943,18 73,0-743,8	19 мм-120 22 мм - 40	НГВ-28	1,6	5	750	82,0	0,6	0,3	0,3
270	168 мм —  1953	1835	Св. Г! 1800-1824	1691,8	60,3 - 948 73,0 гл.-743,8	19мм- 141 22мм - 78	НГВ-28	1,5	5	1340	38,0	1,3	1,3	0
19 Т	168 мм – 1837	1782	Св. в 1760-1770	798,46	73,0-798,46	19мм-19 22мм-81	НГВ-43	1,8	6	113	162,0	0,4	0,2	0,2
243	114/146 мм -1973/2393	3928	3801-3680	-	-	-	-	-	-	-	-	3,7	2,0	1,7
248				-	-	-	-	-	-	-	-	53,7	50,3	3,4

 

Нагнетательные  скважины оборудуются нагнетательной арматурой АНК-3-65*21 и насосно-компрессорными трубами (НКТ) d=73 мм, по которым вода подаётся в пласты В_II, Г1, Г2 и ГЗ.

Вода, создавая в прискважинной зоне пластов  фронт заводнения, оттесняет содержащуюся в пластах нефть и пластовую воду к стволам добывающих скважин №№ 5,87,69,91,89,75 и 229.

Добывающие  скважины после зарезки горизонтальных стволов протяжённостью 120 м по пласту оборудуются глубинно-насосными установками.

С помощью указанного оборудования продукция добывающих скважин по шлейфам из СПТ d=73 мм поступает в трёхфазный сепаратор объёмом 60 м. В сепараторе происходит отделение нефти газа и воды.

Газ при помощи компрессора дожимается до 0,6 мПа  и подаётся на подогрев нефти на головных сооружениях, отопление и др.

Нефть из сепаратора, за счёт давления газа в нём, поступает  в ёмкость (50-100 м³), откуда она периодически откачивается в резервуарный парк на головных сооружениях.

Отделившаяся  вода также за счёт давления газа в  сепараторе поступает в РВС-400, откуда, совместно с морской водой, насосами НБ-125 закачивается в нагнетательную скважину.

Южный участок (ОПУ-2) включает в себя 6 добывающих (№№ 74,80,92,127,165 и 261) и одну нагнетательную (№79) скважины, нефтесборный пункт №2 (НСВП-2) с ФВТ.

Морская вода из ФВТ, расположенной на берегу Каспийского моря, насосами ЦНС-38*54 (или ЭЦВ-6-35-120) производительностью 300-350 м³/сут. по СПТ d=159 мм подаётся на НВСП-2, где до поступления в РВС-400 проходит через ФОВ-3.

Из РВС-400 вода насосами НБ-125 по нагнетательной линии из СПТ d-114 мм, при устьевом давлении 4-5 мПа, закачивается в нагнетательную скважину №79, оборудованную аналогично скважине №72 (или №84),

По НКТ вода закачивается в пласты в_II, Г1, Г2 и ГЗ, в которых создаётся фронт заводнения. Нефть и вода оттесняется к стволам добывающих скважин №№74,80,92,127,165 и 261, по которым поднимаются с помощью глубинно-насосных установок.

Дальнейший  процесс сбора, подготовки и транспортировки  нефти, газа и воды происходит на НВСП-2, аналогично НВСП-1.

        Подготовленная нефть откачивается в резервуарный парк.

Заводнение  залежей в морской части предлагается производить по аналогичной принципиальной схеме.

Фактическая плотность сетки скважин по северо-западной и центральной залежам свиты в_п составляет 13 и 11 га/СКВ, а по залежам пластов Г1, Г2 и ГЗ - 16, 13, и 30 га/СКВ. Как видно из приведённых данных наиболее редкая сетка получена по залежи пласта ГЗ. Хотя по другим залежам плотность сетки меньше, однако на них имеются участки, на которых отсутствуют скважины. С учётом существующего фонда и вводимых из ликвидированного фонда скважин, для решения вопроса о конечном числе скважин представляется целесообразным рассмотреть варианты с бурением новых скважин на не разбуренных участках.