2. Геологическая часть

Таблица 2.1

.Физико – химические свойства добываемой жидкости.

Параметры	Количество
Плотность нефти кг/м3, при 20 С	725,0 – 810 кг/м3
Содержание хлористых солей, мг/л	1,0 – 60 мг/м3
Молярная масса, г/моль
Кинематическая вязкость, мм/сек. при 20 С при 50 С
	1,000 – 11,000 мм2/c, при t 20 °С
Температура застывания 20 °С
Температура плавления парафина, °С	52,0 °С
Парафины, %
Смол селикагелевых, %	4 – 10%
Асфальтены, %	0,03 – 0,06%
Содержание серы, %	0,0011 – 0,020 %/масс
Содержание воды %	1 – 100%
Начало кипения, 0С	30 - 50 °С

Таблица 2.2.

Параметры	Б8	Ю1	Ю2	Ю3
Средняя глубина залегания, м	2400	2830	2850	2850
Тип залежи	Пластово сводовая	Пластово сводовая	Структур- литологич	Структур- литологич
Тип залежи	Поровый	Поровый	Поровый	Поровый
Площадь нефти газа сносности, тыс. м2	80573	316742	77640	18848
Средняя общая площадь, м2	15,0	22,5	23,0	16,0
Средняя нефти насыщенная толщина,м	11,0	11,5	5,7	4,2
Пористость, доли ед.	0,2	0,156	0,15	0,15
Проницаемость, Д	0,168	0,027	0,005	0,005
Коэффициент песчанистости	0,571	0,379	0,25	0,34
Коэффициент расчлененности	3,63	3,34	3,0	2,0
Пластовая температура, t0	76	88	88	88
Средняя нефтегазонасыщенность, д.ед.	0,670	0,667	0,62	0,60
Пластовое давление, МПа	24,1	28,3	28,5	28,5
Давление насыщения, МПа	13,5	17,,0	17,0	17,0
Вязкость нефти в пласт. условиях, мПАхс	0,87	0,52	0,24	0,3
Плотность нефти в поверхностных условиях при дифф.разгазир., т/м3	0,828	0,817	0,817	0,817
Объемный коэффициент нефти при дифф.разгазир. доли ед.	1,385	1,845	1,845	1,845
Переводной коэффициент при дифф. Разгазировании, м3/т	1,673	2,258	2,258	2,258

Геолого – физические характеристики продуктивных пластов.

3. Технологическая часть

3.1. Фонд скважин.

Таблица 3.1.1. Фонд скважин по Северо – Варьеганскому месторождению бригада ДНГ № 3

Куст №	Скважины №	Способ эксплуатации	Состояние скважин
60	500	ЭЦН	Работает
	501	ЭЦН	Переодичка
	502	ЭЦН	Переодичка
	503	ЭЦН	Работает
	543	ЭЦН	Переодичка
	544	ЭЦН	Переодичка
	1119	ЭЦН	Работает
61	660	ЭЦН	Не работает
58	514	ЭЦН	Переодичка
	1133	ЭЦН	Работает
	1518	ЭЦН	Работает
	1631	ЭНЦ	Работает
59	540	ЭНЦ	Работает
	541	ЭНЦ	Работает
	652	ЭНЦ	Не работает
64	618	ЭНЦ	Переодичка
	665	ШГНУ	Работает
	684	ЭЦН	Переодичка
65	504	ШГНУ	Работает
	528	ЭЦН	Работает
	1168	ЭЦН	Переодичка
	5329	ЭНЦ	Работает
67	685	ЭЦН	Работает
	686	ЭНЦ	Работает
	1304	ЭНЦ	Работает
	1305	ЭНЦ	Работает
68	1303	ЭЦН	Работает
	5115	ЭЦН	Переодичка
70	1330	ЭЦН	Переодичка
	696	ЭНЦ	Работает
	697	ЭНЦ	Работает
	698	ЭНЦ	Переодичка
	1313	ЭНЦ	Работает
	1329	ЭНЦ	Работает
	1315	ЭНЦ	Переодичка

71	40	ЭЦН	Работает
	694	ЭЦН	Работает
	1312	ЭЦН	Переодичка
72	691	ЭЦН	Работает
	692	ЭЦН	Работает
	693	ЭЦН	Работает
104	10п	Фонтанка	Работает
	1334	ЭНЦ	Работает
	1335	ЭНЦ	Переодичка
106	1327	ЭЦН	Работает
107	1318	ЭЦН	Работает
241	5091	ЭЦН	Переодичка
	5142	ЭЦН	Переодичка
	5145	ЭЦН	Переодичка
	5182	ЭЦН	Переодичка
243	5300	ЭНЦ	Работает
245	5156	ЭЦН	Работает
	5159	ЭЦН	Работает
	5164	ЭЦН	Работает
246	5161	ЭНЦ	ЭНЦ
	5304	ЭНЦ	Не работает
248	5167	ЭНЦ	Не работает
263	5290	ЭНЦ	Работает
	5292	ЭНЦ	Работает
	5294	ЭНЦ	Работает
264	5295	ЭНЦ	Работает
	5296	ЭНЦ	Работает
	5297	ЭНЦ	Не работает
265	615б	ЭНЦ	Работает
	5301	ЭНЦ	Работает
	5303	ЭНЦ	Работает
Всего: 23 куста	Всего: 66 скважин	ЭЦН – 63 скважины	Работающих - 42
		Фонтанные – 1 скважина	Не работающих - 5
		ШГНУ – 2 скважины	Переодичек - 18

3.2. Виды заводнений.

В настоящее время заводнение - это наиболее интенсивный и экономически эффективный способ воздействия, позволяющий значительно уменьшить количество добывающих скважин, увеличить их дебит, снизить затраты на 1 т добываемой нефти.

1. Законтурного заводнение (рис. 5.1.) применяют для разработки залежей с небольшими запасами нефти.

Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта.

Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых перепадах давления может перемещаться. Практикой разработки нефтяных месторождений выявлены случаи, когда непосредственно у поверхности залежь нефти “запечатана” продуктами окисления нефти (асфальтены, смолы, парафин и другие) или продуктами жизнедеятельности бактерий. Кроме того, проектирование и реализация этой системы требует детального изучения законтурной части пласта. Иногда характеристики законтурной части пласта, по пористости, проницаемости, песчанистости существенно отличаются от характеристик центральной части пласта. 

2. Приконтурное заводнение (5.2)

Приконтурное заводнение применяют тогда, когда за­труднена гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью. Ряд нагнетательных скважин в этом случае размещается в водонефтяной зоне или у внут­реннего контура нефтеносно­сти или с сильно пониженной проницаемостью в законтурной части. При нем нагнетательные скважины бурятся в водонефтяной зоне пласта между внутренним и внешним контурами

3. Внутриконтурное заводнение.

Внутриконтурное заводне­ние применяют в основном при разработке нефтяных залежей с очень большими площадны­ми размерами. Внутриконтур­ное заводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается с законтурным. Для крупных залежей нефти законтурное завод­нение недостаточно эффективно, так как при нем наиболее эффективно работает 3—4 ряда нефтедобывающих скважин, распо­лагаемых ближе к вода нагнетательным.  Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю неф­теносную площадь в эффективную разработку одновременно. Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагне­тательные скважины располагают рядами. При закачке в них воды по линиям рядов нагнетательных скважин образуется зо­на, повышенного давления, которая препятствует претокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины, увеличиваются в размерах и, наконец, сливаются, образуя единый фронт воды, продвижение которого можно, регулировать так же, как и при законтурном заводнение. С целью ускорения образования единого фронта воды по линии, ряда нагнетатель­ных скважин, освоение скважин под нагнетание в ряду осуще­ствляют “через одну”. В промежутках проектные вода нагнетательные скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобываю­щие, осуществляя в них форсированный отбор. По мере появле­ния в “промежуточных” скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды.

4. Блоковое заводнение. Рис. (5.3)

Блоковые системы разработки находят применение на место­рождениях вытянутой формы с расположением рядов вода на­гнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Прин­ципиальное отличие блоковых систем разработки от системы внутриконтурного заводнения состоит в том, что блоковые си­стемы предполагают отказ от законтурного заводнения. На рис. 3 показана принципиальная схема разработки пласта А4 Кулишовского нефтяного месторождения (Куйбышевская об­ласть). Как видно из схемы, ряды вода нагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) раз­работки.

5. Площадное заводнение. Рис. (5.4)

Площадное заводнение применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью. При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- и девятиточечным системам. На рисунках показаны основные схемы площадного заводне­ния. Схемы отличаются не только расположением скважин, но и соотношением между числом добывающих и нагнетательных скважин.

а — четырехточечная; б — пятиточечная; в — семиточечная;

г — девятиточечная;

1 – добывающие скважины; 2 — нагнетательные скважины.

3.3. Пластовая энергия и режимы разработки нефтяных залежей.