Компонентный состав нефтяного газа (мольное содержание, %)

Наименование	Пласт
	Кыновский			Пашийский
Сероводород	0,02			0,01
Углекислый газ	0,49			0,45
Азот + редкие	12,16			13,56
Метан	38,92			40,66
Этан	23,48			21,80
Пропан	17,21			15,80
Изобутан	1,60			1,51
Н.бутан	4,03			4,00
Изопентан	0,77			0,84
Н.пентан	0,72			0,80
Гексаны	0,60			0,57
Плотность газа, кг/м3	1,2310			1,2107

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Таблица 1.7.

Наименование		Пласт Д0
		Количество исследований		Диапазон измерения	Среднее значение
		скв.	проб
Вязкость, сП при 20ºС		465	920	14,3 - 46,1	23,5
	50ºС	465	920	6,0 - 16,0	8,7
Температура застывания, ºС				Не опр.
Температура насыщения парафином, ºС				Не опр.
массовое содержание, %	Смол силикагелевых	460	915	17,5-26,3	21,9
	Серы	460	915	1,2-2,8	1,7
	Асфальтенов	460	915	3,0-6,6	5,0
	Парафинов	52	110	2,50-8,40	4,3
объемный выход фракций, %	Н.К. - 100ºС	465	922	2,5-11,8	6,1
	до 150ºС			Не опр.
	до 200ºС	465	922	19,9-32,3	24,5
	до 300ºС	465	922	20,0-62,3	31,4

2. Анализ текущего состояния разработки залежи

2.1. Анализ фонда скважин, текущих дебитов и обводненности

Бурение скважин на Сармановской площади началось в 1954 году. Вначале бурились единичные скважины, резко увеличивался эксплуатационный фонд в 70-е годы, когда ежегодно вводилось по 70 – 80 скважин. В 1980 году разбуривание площади основной сеткой скважин было завершено, затем началось бурение дополнительных скважин, которые бурились в рядах между добывающими скважинами и в полосах между добывающими и нагнетательными скважинами.

Характеристика пробуренного фонда скважин по состоянию на 01.01.2006 года приведена в таблице 4.4. Весь пробуренный фонд состоит из 1055 скважин. Проектный фонд на площади составляет 1305 скважин (749 добывающих, 276 нагнетательных, 46 оценочных, 2 разведочных, 32 резервных и 200 дублеров), т. е. пробурено 81 % скважин от проектного фонда. Плотность сетки скважин по всему пробуренному фонду скважин составляет 24 га/скв, по добывающему – 32,9 га/скв. Из общего числа пробуренных скважин 991 работают или работали на кыновский горизонт, 63 скважины – на пашийский горизонт.

С учетом скважин нагнетательного фонда, находящихся в эксплуатации на нефть, действующий фонд добывающих скважин составляет 449, из них большая часть (90,2 %) оборудованы ШГН, 43 скважины работает с ЭЦН. В бездействии находятся 52 скважины (10,3 % от эксплуатационного фонда добывающих скважин). Основная причина выхода скважин в бездействие – низкие дебиты по нефти и высокая обводненность продукции.

Нагнетательный фонд состоит из 293 скважин, из них под закачкой воды находятся 268 скважин, в т. ч. 63 переведены под закачку из числа добывающих. Отношение числа действующих добывающих скважин к числу нагнетательных скважин, находящихся под закачкой, составляет 1,7. Бездействующих нагнетательных скважин – 18 (6,3 % от нагнетательного фонда). Большинство скважин простаивают по техническим причинам.

Характеристика работы скважин, выбывших из эксплуатации из-за обводнения и низких дебитов по нефти, приведена в таблице 4.5. По состоянию на 01.01.2006г. на площади из эксплуатации из-за высокой обводненности всего выбыло 220 скважин. Из этого количества наибольшее число скважин – 42,8 % выбыло в консервацию, в пьезометрический фонд – 21,8 %, переведено под

закачку – 19,5 %, ликвидировано – 11,4 %, возвращено на другие горизонты – 5 % скважин. Среднесуточный дебит на момент отключения по этим скважинам составлял 0,2 – 0,3 т, обводненность добываемой продукции – около 99 %. Средний срок службы скважин – 14,7 года, отбор нефти на одну скважину в среднем составляет 45,2 тыс.т, минимальный накопленный отбор – у скважин сверхосновного фонда.

Преждевременное отключение пласта из разработки, вследствие увеличения обводненности добываемой жидкости, приводит к увеличению потерь, ввиду того, что остаточная нефть не может быть отобрана из-за прекращения фильтрации на данном участке. Для более полного отбора нефти из пласта необходимо отключать его из разработки при возможно более высокой обводненности. Теоретически, при обводненности 100 % из пласта можно отобрать все подвижные запасы нефти, однако практически это невозможно, поскольку эксплуатация скважин при определенной обводненности становится нерентабельной, т. е. с экономической точки зрения существует предельная обводненность, при которой скважина должна выключаться из разработки.

Всего с начала разработки на площади ликвидированы или ожидают ликвидации 140 скважин (13,3 % от пробуренного фонда скважин), из них 88 добывающих и 52 нагнетательных. Основная часть скважин (92) ликвидированы, как выполнившие свое назначение: добывающие после эксплуатации в связи с достижением предельной обводненности, нагнетательные – из-за отсутствия дальнейшей необходимости закачки на данном участке. Большинство добывающих ликвидированных скважин расположены в первых добывающих рядах от нагнетательных. Технологические показатели работы этой группы скважин приведены в таблице 4.6. Как правило, дебит скважин по нефти в год отключения составляет менее 1 т/сут, а обводненность - более 95 %. Накопленная добыча нефти на одну добывающую скважину в среднем составляет 52,6 тыс.т, жидкости – 89,3 тыс.т. Средний срок эксплуатации скважин – 17,3 лет. Водонефтяной фактор по этой группе скважин невысокий – всего 0,7, т. е. в районах расположения этих скважин возможны остаточные запасы нефти.

Двадцать пять скважин ликвидированы по техническим причинам: из- за негерметичности эксплуатационных колонн, оставленного на забое скважины металла и т.д.

По геологическим причинам, из-за отсутствия коллектора, на площади ликвидированы 26 скважин.

Скважин, переведенных после отработки продуктивных пластов горизонтов Д0, Д1 на верхние горизонты, на площади 54. По 37 из них велась добыча нефти. Сроки эксплуатации скважин до перевода различны: от 2 до 30 лет, в среднем – 15,3 года.

На площади 42 скважины переведены в разряд пьезометрических, по 41 из них велась добыча нефти. Средняя продолжительность работы этой группы скважин – 14,8 лет. Перевод скважин в пьезометрические производился, в основном, при обводненности более 90 % и дебите нефти менее 1 т/сут. Добыча нефти на одну скважину этой категории в среднем составила 28 тыс.т, жидкости – 70,5 тыс.т.

В конце 80-х годов на площади было начато бурение скважин-дублеров, которые бурились взамен непригодных по техническому состоянию нагнетательных скважин (в основном, это негерметичность эксплуатационных колонн, восстановление герметичности которых очень трудоемко, малоэффективно и требует значительных материальных затрат). Всего таких скважин пробурено 30, часть из них пробурена для создания поперечных линий нагнетания.

В действующем фонде находятся все пробуренные скважины. Накопленная закачка воды по ним составила 4,7 тыс. т (4 % от общей закачки по площади).

31,2 % скважин на площади работают с обводненностью 2 – 20 % и 26,5 % скважин имеют обводненность 90 % и выше. Основное количество обводненных скважин – на первом блоке.

По дебитам нефти действующий фонд распределился следующим образом: 34,3 % скважин работают с дебитом 0,5 – 2,0 т/сут, у 30 % скважин дебит составляет 2,5 – 5 т/сут, по 22 % скважин получен дебит 6,0 – 10,0 т/сут и 13,5 % скважин действующего фонда имеют дебит 15 – 50 т/сут.