Особенности геологического строения и геологические основы разработки Березовской площади

- значительно меньшая по сравнению с балансирными станками-качалками зависимость полной массы и габаритов привода от длины хода; 

- редуцирующие  свойства преобразующего механизма  позволяют без каких-либо дополнительных устройств обеспечивать тихоходный режим откачки в широком диапазоне изменения скорости (от 1,5 до 7,5 м/мин), причем, при  применении регулируемого электропривода или механического вариатора бесступенчато, что обеспечивает возможность эксплуатации МДС и скважин с ВВН в оптимальном режиме;  

- спокойные длинноходовые режимы откачки, реализуемые при применении цепных приводов, способствуют увеличению надежности и долговечности всех составных частей насосной установки, и, в частности, снижению динамических и гидродинамических нагрузок на штанги и привод; сокращению числа аварий со штангами; уменьшению износа штанг и труб; увеличению коэффициента наполнения насоса; увеличению срока службы  устьевого сальника; улучшению показателей при откачке продукции с повышенным газосодержанием и  высокой вязкостью;

- сокращение энергетических затрат на подъем продукции из скважин;

- повышение коэффициента  использования мощности за счет  обеспечения равномерной загрузки  электродвигателя привода (в среднем на 50 %).

Цепной привод изготовляется  на Бугульминском механическом заводе. Конструкция привода защищена патентом № 2200876. Разрешение на применение привода выдано Госгортехнадзором России за номером  № РРС 03-4642.

 Информация по цепным  приводам имеется в РД 153 - 39.1-254-02 (Технология эксплуатации нефтяных скважин с высоковязкой продукцией с применением цепных приводов штангового насоса).

При проведении технологических  процессов в добывающих скважинах  следует руководствоваться ПБ 08-624-03  «Правилами безопасности в нефтяной и газовой промышленности» (утвержденными Госгортехнадзором России от 05.06.03 №56) и региональными инструкциями по технике безопасности.

4. Методы контроля разработки

Исследование физико-химических свойств  нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и каппилярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа «Кристалл-2000М». Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 “Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений”.

3. Всего по Березовскому  месторождению проанализировано 134 пробы, как пластовых, так и поверхностных.
4. По горизонтам отобранные пробы распределились следующим образом:

5. При расчете средних значений параметров проводилась отбраковка данных анализов некачественно отобранных проб. Результаты исследования физико–химических свойств нефтей приведены в таблицах 2.10-2.15. Ниже приводится краткая характеристика нефти по горизонтам.
6. Исследование свойств нефти кыновского горизонта в пластовых условиях проводилось по пробам, отобранным из 15 скважин. Средние значения основных параметров нефти, полученные по результатам анализов 45 проб, следующие: давление насыщения – 8,47 МПа, газосодержание  - 63,2  м³/т, объемный коэффициент -  1,1700,  динамическая вязкость пластовой нефти составляет 4,4 мПа*с. Плотность пластовой нефти – 809,5 кг/м³, сепарированной – 862,0 кг/м³, массовое содержание серы -1,8 %. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 ^оС составляет 23,6 *10 ^-6 м²/с. По данным анализов поверхностных проб нефть кыновского горизонта является сернистой и относится к группе средних нефтей.

Свойства нефти в пластовых  условиях пашийского горизонта определялись по пробам, отобранным из 6 скважин. По результатам анализа 18 проб получены следующие средние значения основных параметров нефти: давление насыщения – 8,64 МПа, газосодержание  - 63,3  м³/т, объемный коэффициент -  1,1561,  динамическая вязкость пластовой нефти составляет 4,5 мПа*с. Плотность пластовой нефти – 801,0 кг/м³, сепарированной – 860,0 кг/м³. По данным анализов поверхностных проб нефть пашийского горизонта относится к группе средних нефтей. По массовому содержанию серы (1,6 %) нефть является сернистой. Кинематическая вязкость дегазированной нефти при 20 ^оС составляет 19,3*10^-6 м²/с.

На рисунках 2.2-2.5 представлены зависимости физических свойств нефти  от давления ниже давления насыщения кыновского и пашийского горизонтов.

В таблицах 2.10, 2.11 и 2.16 приведены данные о свойствах пластовой воды пашийско-кыновских  отложений и содержании в ней  ионов и примесей.  При анализе полученных значений  следует, что пластовые воды по химическому составу являются хлоридно-натриевыми, высокоминерализованными, со значительным содержанием кальция. Средняя плотность воды равна 1183,7 кг/м³,  вязкость изменяется от 1,82 – 1,92мПа*с., а общая минерализация  в среднем составила  269,4246 г/л.

Запасы  нефти и газа

Впервые запасы нефти и газа по Березовской  площади были подсчитаны в 1965 году и утверждены ГКЗ СССР (протокол № 4639 от 2.03.1965 г.) в количестве 137944 тыс.т  балансовых и 66336 тыс.т извлекаемых.  Позднее, в результате увеличения площади нефтеносности за счет смещения  границы с Сармановской площадью и разбуривания западной и северо-западной частей территории, запасы были пересчитаны. Их величина составила 157913 тыс.т балансовых и 86767 тыс.т извлекаемых. Эти запасы были утверждены в ЦКЗ МНП в апреле 1976 года. При составлении проекта разработки Березовской площади в 1995 году отделом промысловой геологии ТатНИПИнефть были уточнены начальные запасы, впоследствии утвержденные в ЦКЗ и принятые для Генеральной схемы разработки Ромашкинского месторождения.  Результаты этого подсчета отражены в сводной таблице работы [4], где представлены все подсчетные параметры, а также величины балансовых и извлекаемых запасов нефти по категориям, блокам, пластам и зонам площади. В этой работе приведена информация  о начальных запасах  по данным [4] (табл.2.17-2.20). Так, в целом по площади величина балансовых запасов составляет 188550 тыс.т, а извлекаемых - 102175 тыс.т при среднем коэффициенте  нефтеизвлечения, равном 0,542 д.ед. Из них на пласт Д₀ кыновского горизонта приходится 97427 тыс.т балансовых и 53672 тыс.т извлекаемых запасов, а на отложения горизонта Д_I – 91123 тыс.т и 48503 тыс.т, соответственно. Анализируя распределение запасов по пластам, видно, что более половины (52,7%) из них сосредоточено в пласте Д₀. По горизонту Д_I наибольшим количеством запасов характеризуется пласт «а» (43,9%). В пластах «б₁», «б₂» и «б₃» сосредоточено, соответственно, 15,4%, 20,6% и 12,5%  запасов от суммарных по пашийскому горизонту. Минимальным содержанием отличаются пласты «в» (5,6%) и «гд» (2,0%).  Рассматривая данные таблицы по группам пород, следует, что в целом по площади наибольшим количеством содержащихся запасов характеризуются высокопродуктивные коллекторы (70%). Аналогичная тенденция наблюдается по каждому из продуктивных пластов. По зонам начальные запасы распределились следующим образом: в чисто нефтеносных пластах содержится 91,6%, а в пластах с ВНК - лишь 8,4%. Невысокий процент содержания запасов в пластах с подошвенной водой свидетельствует о развитии на площади небольших водонефтяных зон. Среди выделенных блоков наибольшим содержанием начальных запасов  характеризуется первый - 54,8%. На втором блоке сосредоточено до 32% от общих по площади, а на третьем – лишь 13,2%.

7. Следует также отметить, что кроме площадного развития коллекторов есть случаи, когда продуктивный пласт имеет линзовидное строение. При

подсчете начальных запасов  по АРМ «Лазурит» были выделены запасы, содержащиеся в линзах, вскрытых одной или двумя скважинами. В целом по площади в них сосредоточено 112,5 тыс.т балансовых запасов, что составляет 0,06% от их общего количества.

В процессе выполнения анализа  состояния  выработки нефти из продуктивных отложений Березовской площади  использовались начальные  запасы по пластам, рассчитанные по АРМ «Лазурит». Более подробная характеристика об этом приведена в разделе о выработке запасов по Березовской площади.

6. Применяемые методы повышения нефтеотдачи пластов

2.6.1. Основные положения проектирования применения технологий увеличения нефтеизвлечения

Подготовка настоящего проектного документа призвана оценить  перспективы применения технологий увеличения нефтеизвлечения при разработке рассматриваемого месторождения. Практика показала, что при проектировании применения технологий увеличения нефтеизвлечения приемлемым оказывается выполнение расчетов при нижеуказанных принципиальных положениях:

- с учётом специфики  назначения оптимальное использование  каждой технологии ориентировано на характерные условия эксплуатации скважин, отражающие ту или иную стадию выработанности запасов нефти.

-  родственные технологии  и их модификации группируются  и представляются наиболее употребительными  разновидностями.

- допустимо и эффективно  одновременное применение различных технологий воздействия на одни и те же запасы (как путем совершенствования заводнения, так и путём обработки призабойной зоны пласта); при этом результирующая эффективность аддитивна.

- технологии реализуются  на вертикальных скважинах.

-  применение технологии  привязывается к элементу залежи (участку или отдельной скважине), разработка которого характеризуется  усредненными показателями, определяемыми  базовым вариантом - заводнением.

Применение технологий объемного воздействия (совершенствования заводнения и изменения градиентов давления в пласте) приводит как к увеличению дебита нефти, так и к увеличению подвижных запасов нефти в рассматриваемой системе разработки объекта применения технологии.

Применение технологий локального воздействия (оптимизация режимов отбора нефти - стимуляция, водоограничение) направлено или на освоение скважин с необходимой продуктивностью, или на восстановление продуктивности, утраченной в процессе эксплуатации, и приводит к увеличению дебита нефти без увеличения подвижных запасов нефти в рассматриваемой системе разработки объекта применения технологии.

Расчеты показателей  применения технологии выполняются  для элемента залежи с использованием принятых нормативов эффективности применения технологий в заданных условиях. Нормативы эффективности применения технологий определяются на основании обобщения опыта применения рассматриваемой технологии при разработке объектов с аналогичными характеристиками

Полагается, что уровни закачки и отбора жидкости при  применении технологий остаются неизменными, меняются лишь уровни отбора нефти и, соответственно, обводненности отбираемой продукции.

Динамика проявления эффекта единичного мероприятия  по совершенствованию заводнения имеет холмообразную форму (10) и определяется такими ключевыми параметрами, как конечная величина дополнительной добычи нефти и конечная величина срока проявления эффекта. При этом подразумевается, что выдерживаются все требования регламента к параметрам закачиваемых агентов и состоянию скважин, а реагент будет продвигаться по пласту закачиваемой вслед водой.

Динамика проявления эффекта единичного мероприятия  по оптимизации режима работы скважины описывается приростом дебита нефти, ниспадающим с течением времени, и определяется такими ключевыми  параметрами, как конечная величина дополнительной добычи нефти и срока проявления эффекта (10). При этом подразумевается, что выдерживаются все требования регламента осуществления технологии.

- показатели применения  технологии при разработке всего  объекта получаются тиражированием расчетных показателей элемента в соответствии с принятой динамикой осуществления мероприятий по применению технологии повышения нефтеотдачи.

2.6.2. Рекомендуемые технологии  увеличения нефтеизвлечения и  проектные показатели их применения

Настоящим проектированием предусматривается сочетание применения давно известных, надежных, высокоэффективных, рентабельных технологий и новых перспективных технологий, отличающихся простотой реализации и экологической безопасностью. Предварительный анализ показывает, что (с учетом условий эффективного применения, ограничений, принципов, накопленного опыта и пределов рентабельного применения технологий) при разработке турнейского яруса целесообразно применение следующих технологий.

Для воздействия на пласты в добывающих скважинах с целью увеличения продуктивности предусматривается использование методов стимуляции.

В качестве метода стимуляции скважин карбонатных пластов  предлагается направленная соляно-кислотная обработка призабойной зоны пласта (НСКО) и применение каверн-накопителей (КНН).