1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

По результатам проведенных исследований и расчетов проб нефти 2004-2006 гг. плотность пластовой нефти составила 923 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 4,21 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти - 8,96 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти - 151,1 мПа*с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти - 937 кг/м³, газосодержание - 8,79 м³/т, объемный коэффициент - 1,023, динамическая вязкость разгазированной нефти - 376.67 мПа*с.

Таким образом по результатам проведенных исследований и расчетов, нефть пластов Б₀, Б₁ и Б₂ по товарной характеристике относится к категории высокосернистых (массовое содержание 2,65%), смолистых (10,5%) и высокопарафинистых (10%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300º - 20%.

2 Анализ состояния эксплуатационного фонда скважин

2.1 Анализ фонда действующих скважин

На 01.01.2011 г. фонд добывающих скважин состоит из 37 скважин, из них действующих – 35. На месторождении 24 скважин оборудованы ШВН, 3 скважины - ШГН, 8 скважины – ЭЦН (рис 2.1). Большая часть скважины, оборудованные ЭЦН, эксплуатируют пласт Б_1.

Распределение действующего добывающего фонда скважин по способам эксплуатации

рис.2.1

Залежи нефти пластов Б₀, Б₁ и Б₂ тульского и бобриковского горизонтов разрабатываются без поддержания пластового давления на естественном упруго-водонапорном режиме системой вертикальных добывающих скважин.

Всего на месторождении на 01.01.2010 г. добыто 1341,2 тыс. т нефти. Накопленный отбор жидкости составляет 3123,1 тыс. т, при водонефтяном факторе – 3,76.

Анализ работы фонда скважин, оборудованных УЭЦН, Верхозимского месторождения представлен на рисунках 2.2-2.10

Распределение добывающих скважин по дебиту жидкости

рис.2.2

Как видно из рисунка, значительная часть скважин эксплуатируется с дебитами по жидкости до 100 т/сут., а также с дебитами более 200 т/сут.

Распределение добывающих скважин по дебиту нефти

рис.2.3

Распределение скважин по дебиту показывает, что основное количество скважин на месторождении работает с дебитом нефти от 10 до 25 т/сут (38 % фонда) и с дебитом выше 25 т/сут работают 16 % фонда добывающих скважин. Также 16% добывающих скважин работают с дебитами от 5 до 10 т/сут. С дебитом нефти менее 5 т/сут работает 30% добывающих скважин.

Распределение добывающих скважин по обводненности

рис.2.4

Из рисунка 2.4 видно, что большая часть скважин (78% фонда) эксплуатируется с обводненностью более 50%, так 24 % фонда эксплуатируется с обводненностью от 50 до 70 %, с обводненностью от70 % до 90% работают 38 % скважин. Обводненности более 90% достигли 16% фонда добывающих скважин. С обводненностью менее 50% работают 22% скважин.

Распределение добывающих скважин по накопленной добыче нефти

рис.2.5

Анализ накопленной добычи по скважинам за весь период разработки месторождения показывает, что основная часть фонда скважин характеризуется значениями 10-20 тыс. т нефти на скважину – 26%, 20-50 тыс. т нефти на скважину – 29% фонда добывающих скважин. На 19% фонда добывающих скважин накопленная добыча превысила 50 тыс. т нефти на скважину.

Распределение скважин по номинальной производительности УЭЦН

рис.2.6

Скважины эксплуатируются установками ЭЦН с номинальной производительностью 100, 125, 145 и 190 м3/сут, причем преобладают установки производительностью 145 м3/сут.

Распределение скважин по глубине спуска насоса

рис.2.7

Глубины установки насосов в скважинах месторождения изменяется от 936 до 1100м.

Распределение скважин по динамическому уровню

рис.2.8

Динамические уровни жидкости в скважинах находятся в пределах от 470 до 1040м.

Распределение скважин по заглублению насосов под динамический уровень

рис.2.9

Как видно из представленного рисунка большинство скважин эксплуатируется с величиной заглубления под уровень жидкости 100-200 метров. Однако 50% скважин эксплуатируется с заглублением под уровень жидкости более от400 до 500 метров.

Распределение скважин по коэффициенту продуктивности

рис.2.10

Как видно из графика у большинства скважин коэффициент продуктивности превышает 5 м³/сут/атм.