Анализ эффективности эксплутации скважин, оборудованных УЭЦН

1.4 Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей

По имеющимся глубинным пробам свойства нефти пласта Д-I в пределах обширной залежи на Леонидовской и Серафимовской площадях изменяются мало. Пластовая нефть Д-I на Леонидовской площади характеризуется незначительным повышением плотности и вязкости в сравнении с нефтями на Серафимовской площади. Средняя плотность на Леонидовской площади равна 0,808 г/см, а средняя вязкость 2,57 МПа*с. На Серафимовской площади эти величины, соответственно, равны 0,800 г/см и 2,22 МПа*с (таблица 1).

По пласту Д-II, глубинные пробы отобраны только по основной залежи на Константиновской площади. Нефть несколько легче и менее вязкая, чем по пласту Д-I. Средняя плотность её равна 0,786 г/см, а вязкость – 1,76 МПа*с. Средние величины других показателей (объёмный коэффициент, газосодержание и др.) в сравнение с нефтью пласта Д-I существенных отличий не имеют.

По пласту Д-IV средняя плотность нефти несколько меньше, чем по пласту Д-II, и равна 0,776 г/см3, вязкость – 1,45 МПа*с, что связано с некоторым увеличением газосодержания и газорастворимости. Если газорастворимость по пласту Д-II равна0,7 м3/т на 0,1 МПа, то растворимость по Д-IV – 0,8 м3/т на 0,1 МПа.

Пластовая нефть по турнейскому ярусу (пласт С1ksl) намного отличается от нефтей девонских залежей. Давление насыщения нефти газом равно 2,66 МПа. В девонских залежах эта величина равна 9-9,75 МПа, что почти в три с лишним раза выше, чем в пласте С1ksl. Плотность нефти в пластовых условиях равна 0,886 г/см3, что на 0,1 г/см3 больше, чем у девонской нефти, а вязкость в пластовых условиях в 10 раз выше вязкости девонской нефти. Существенное различие имеют и другие показатели пластовой нефти.

Пластовая нефть по верхнефаменскому подъярусу не отобрана.  По пробе нефти из нижнефаменского подъяруса в скв.76, расположенной в краевой части месторождения давление насыщения довольно высокое и равно 6,23 МПа, что связано с высоким содержанием азота. Нефть очень тяжёлая, но достаточно насыщена газом. Газонасыщенность её составляет 22 м3/т. В пластовых условиях плотность равна 0,888 г/см3, а в поверхностных – 0,910 г/см3. Вязкость в пластовых условиях равна 18,7 МПа*с, а в стандартных условиях достигает до 50,6 МПа*с.

По бобриковскому горизонту (пласт С-VI) пластовые пробы не отобраны. Параметры для подсчёта взяты по аналогии с пластом С-VI Копей-Кубовского месторождения.

По компонентному составу пластовые нефти девонских пластов метанового типа.

По своему химическому составу они почти одинаковы. Содержание азота в среднем равно 4,2% мол., изменяясь от 3,9 до 4,5% мол., что не намного больше, чем в девонских пластах Туймазинского месторождения. Содержание лёгких фракций (от метана до бутана) изменяется от 33,9 до 38,5мол., в среднем составляя 36,2%мол.

В нефтях нижнефаменского подъяруса содержание азота достигает до 4,5%мол, тогда как по турнейскому ярусу (пласт С1ksl) оно составляет лишь 1,2%мол, что свидетельствует о достаточно высоком давлении насыщения в продуктивном пласте нижнефаменского подъяруса (6,23 МПа в сравнении с 2,66 МПа в пласте С1ksl). Содержание лёгких фракций по пласту С1ksl равно 16,6%мол. По нижнефаменскому подъярусу эта величина несколько выше (19,5%мол.), за счёт повышенного содержания метана.

Поверхностные пробы нефти отобраны по всем продуктивным пластам. По поверхностным пробам нефти верхних горизонтов довольно тяжёлые. Плотность нефтей колеблется от 0,900 (пласт С-VI) до 0,927 г/см (пласт С1ksl Серафимовская, Леонидовская площадь).

Нефти продуктивной части девона намного легче. Плотность их изменяется от 0,834 (пласт Д-IV Константиновской площади) до 0,858 г/см (пласт Д-I Леонидовской площади). Исключение составляет нефть пласта Д-IV Серафимовской площади, где средняя плотность достигает 0,874 г/см. Плотность нефти по основному эксплуатационному объекту (Д-I) увеличивается с востока на запад. Если на Константиновской площади средняя плотность равна 0,843 г/см, то на Леонидовской площади её величина достигает 0,858 г/см. Кинематическая вязкость нефти при 20С колеблется от 8.8 мм/с (пласт Д-IV Леонидовской площади) до 149 мм/с (пласт С1ksl Серафимовско-Леонидовской площади).

Все нефти парафинистые и сернистые. Содержание парафина в нефтях бобриковского горизонта, равное 3,4 - 3,5%, увеличиваясь с глубиной достигает 4,9 – 5,8% (пласт Д-IV). Среднее содержание серы в нефтях верхних горизонтов изменяется в пределах от 2,6 до 2,9% (таблица 2).

С глубиной содержание серы в нефтях уменьшается и достигает 1,0%.

Таблица 1.

Физические свойства пластовых нефтей

Таблица 2.

Фракционный состав поверхностных нефтей

Таблица 3.                                        

Химический состав пластовых вод

1.5.Динамика и состояние разработки Серафимовского месторождения

1.5.1 Анализ показателей разработки

Серафимовское нефтяное месторождение разрабатывается с 1949 г. Основным объектом разработки являются девонские пласты ДI, ДII, ДIII, ДIV на долю которых приходится 79,9% балансовых запасов нефти. Максимальная годовая добыча нефти была достигнута в 1957г. В начальный периода эксплуатации залежей преобладал удельный вес фонтанной добычи нефти (до 1963 г.). Затем, по мере обводнения продукции добывающих скважин, растет добыча нефти механизированным способом.

В 1951 г составлен проектный документ, по которому осуществлялась разработка горизонта ДI Серафимовского месторождения (только Серафимовской площади). Рекомендовался вариант размещения скважин с расстояниями между ними в центральном ряду 250 м, в остальных рядах 500 м, при расстояниях между рядами в 600 м. Проектное число добывающих скважин равнялось 81.Для поддержания пластового давления предлогалось законтурное заводнение.

Эксплуатационное бурение на залежах горизонта ДI на Серафимовской площади проектировалось начать с одновременным освоением и вводом нагнетательных скважин. Бурение добывающих скважин предусматривалось только чисто в нефтяной зоне.

С учетом новых данных, полученных при бурении скважин, в 1953 г был составлен уточненный проект разработки Серафимовского месторождения. По новому проекту предполагалось сплошное разбуривание залежи. Предложено сократить расстояние между рядами до 500 м и между скважинами в ряду до 400 м. Таким образом, на северном крыле залежи, которое к 1953 г уже было полностью разбурено, скважины размещены по сетке 500х600 м, а на южном крыле принята система размещения скважин по сетке 400х500 м.

Проектный документ по разработке Константиновской составлен в 1953 г. Было рекомендовано разработку горизонта ДII Константиновской площади осуществлять тремя рядами добывающих скважин. Внешние ряды располагались параллельно внутреннему контуру нефтеносности на расстоянии 400-250 м от него. Расстояние между рядами было принято 400 м, а между скважинами в ряду 450-500 м.

В 1954 г составлен проект разработки Леонидовской площади (западная часть месторождения), в котором рекомендовалось залежь ДI разбурить по сетке 400х500 м (расстояние между рядами 500 м, а между скважинами в рядах 400 м). На горизонт ДI предусмотрено бурение 60добывающих скважин. Было предложено осуществлять законтурное заводнение через 14 нагнетательных скважин.

Разбуривание Серафимовского месторождения позволило уточнить строение горизонта ДI. Было установлено, что залежи в ДI Серафимовской и Леонидовской площади являются единой залежъю с общим контуром нефтеносности.