2020-06-29
227
На месторождении пластовые нефти отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300 из фонтанирующих скважин при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии. Поверхностные пробы нефти отбирались с устья добывающих скважин, исследование их проводилось методом газожидкостной хромотографии на приборах типа ХРОМ-5. Отбор нефти производился из пластов БВ6, БВ8 и БВ9, физические свойства нефти приведены в таблице 1.2.
Таблица 2.2 – Физические свойства нефти
| Залежь, пласт | БВ5 | БВ6 | БВ6 (осн) | БВ8 юг | ||
| Размер, км. | 22*13 | 35*10 | 23*6 | |||
| Площадь, км2 | 15206 | 20700 | 350273 | 53379 | ||
| Пористость | 0,18 | 0,19 | 0,20 | 0,19 | ||
| Прониц., мД. | 76 | 78 | 85 | 30 | ||
| Пьезопрн. | 4,12 | 7,32 | 5,5 | 4 | ||
| Гидропр. | 2 | 5,6 | 3,7 | 2,006 | ||
| Рнас, атм. | 85 | 130 | 190 | 196 | ||
| Рпл начал. | 237 | 240 | 280 | 270 | ||
| Рпл текущ. | 246 | 249 | 308 | 301 | ||
| Газ факт, м3/т. | 230 | 235 | 180 | 120 | ||
| Содержание | Парафин, % | 5,7 | 4,9 | 4,8 | 2,67 | |
| Серы, % | 0,19 | 0,18 | 0,22 | 0,31 | ||
| Смол, асф.,% | 4,6 | 4,43 | 4,29 | 3,8 | ||
На основании выполненных исследований следует, что для нефтей Ярайнерского месторождения характер изменения физических свойств нефтей является типичным для
залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. При погружении залежи возрастает пластовое давление и температура. Нефти всех пластов недонасыщены газом, давление насыщения их ниже пластового и, в среднем по пластам, изменяется в диапазоне 11 - 30 МПа (таблица 2.2).
Из разрабатываемых пластов наиболее лёгкие газонасыщенные нефти в залежи БВ6, газосодержание высокое: в среднем 328 м 530 м3/т, давление насыщения по пласту меняется от 9 до 21 МПа.
Нефти всех пластов легкие (молекулярная масса 77-108 г/см3), молярная доля метана в них составляет 3,8-35% (пласт БВ6) и 27,99% (пласт БВ8 (юг)); большое содержание УВ состава С2H6 - C5H12 - 30,63 до 23,1%. Для нефтей пластов БВ6 и БВ8 характерно преобладание нормального бутана и пентана над изомерами, в нефти пласта БВ9 их соотношение близки к единице.
Количество лёгких углеводородов состава CH4 - C5H12, растворенных в разгазированных нефтях составляет 8,6 - 18,2 %. Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный, молярная доля метана составляет всего 48,76 - 58,2%; плотность 1,366 - 1,267 кг/м. Отношение этана к пропану меньше 1 (0,4-0,8), что типично для газов нефтяных залежей. Количество тяжелых УВ состава C6H4 + высшие от 1,91 - 2,76%. Содержание двуокиси углерода незначительно, азота не превышает 1,2%.
Для характеристики запасов нефти и газа использованы сведения из протокола N 8906 заседания ГКЗ СССР от 21.12.81г. В нём указано, что все запасы по месторождению приняты по категориям С1 и С2. Анализ данных, помещенных в таблицах, свидетельствует о том, что основные запасы нефти месторождений - 173 млн. т. (около 70%), сосредоточены в основной залежи пласта БВ8. Примерно такое же соотношение наблюдается в распределении запасов растворенного газа, утвержденные запасы весьма незначительны (около 2 млрд. м3).
Запасы же нефти в целом по месторождению составляют 264 млн. т, в том числе 45 млн. т. по категории С2.
Технико-технологический раздел
Техническое состояние фонда скважин Ярайнерского месторождения
Характеристика фонда скважин Ярайнерского месторождения на 01.10.2011г. представлена в таблице 3.1.
Таблица 3.1 - Характеристика фонда скважин Ярайнерского месторождения
| Параметры | Количество скважин |
| Фонд добывающих скважин | |
| Действующие | 139 |
| Дающие | 134 |
| ЭЦН | 137 |
| ШГН | 2 |
| Фонтанные | 0 |
| В простое | 5 |
| Бездействующие | 8 |
| Освоение | 0 |
| Всего эксплуатационных | 147 |
| Неработающие | 46 |
| В консервации | 148 |
| Пьезометрические | 45 |
| Ликвидированные | 46 |
| Итого | 432 |
| Фонд нагнетательных скважин | |
| Действующие нагнетательные | 65 |
| Под закачкой | 65 |
| В простое | 0 |
| Бездействующие | 0 |
| Освоение | 0 |
| Всего нагнетательных | 65 |
| Неработающие | 35 |
| В консервации | 47 |
| Ликвидированные | 10 |
| Итого | 157 |
| Всего по месторождению | 584 |
По состоянию на 01.10.2011г. добывающий фонд на Ярайнерском месторождении составляет 432 скважины, действующий - 139, бездействующий - 8, общий фонд нагнетательных - 65 скважин, действующих - 65, бездействующих - 0.
Коэффициент использования добывающего фонда - 0,7 доли ед. Коэффициент эксплуатации - 0,84 доли ед.
Причины бездействия добывающего фонда следующие:
· отсутствие притока;
· остановка скважин из-за высокой обводненности;
· аварийные;
· по прочим причинам.
К основным причинам бездействия скважин можно отнести аварии скважин и высокую обводненность скважин. Основные причины высокого обводнения скважин ― это достижение проектной обводненности (месторождение в разработке 21 год).
Фонд действующих скважин на месторождении в основном среднедебитный (qж= 26-100 т/сут), что составляет 56,5%, малодебитных скважин (qж< 25 т/сут) только 17,1% и высокодебитных (qж>100 т/сут) 26,4%.
Потенциал добычи нефти бездействующего фонда скважин невелик:
–4 аварийные скважины имеют ожидаемый дебит более 5 т/сут;
–4 слабоприточные с ожидаемым дебитом более 5 т/сут.
Консервационный фонд составляет 195 скважины.
Общий бездействующий и консервационный фонд составляет 203 скважины.
