Подбор сепарационных установок и их применение на месторождений Узень

 

Нефти месторождения Узень в Казахстане содержат смолопарафиновых компонентов в количестве 22-28%. При температуре его кристаллизация, близкой к пластовой, реальна возможность выпадения парафина в пласт. Давления насыщения нефти парафином при собственных пластовых температурах для отдельных горизонтов равны XIII -55 кг/см².

Снижение забойных давлений ниже этих с уменьшением давления от забоя устью скважины возрастает для отдельных горизонтов до следующих  значений P_у=6 кГ/см², равновесные состояние: XIII горизонта - 61 ⁰С. Таким образом, для предотвращения выпадение парафина в насосно-компрессорных трубах нужно было не только сохранить пластовую температуру нефти в стволе скважин, но и нагреть нефть на 3-5 ⁰С. При естественных термодинамических условиях эксплуатация скважин отложения парафина на месторождении Узень начинается в среднем на глубине 700-800 м. Температура застывания нефти равна 28-32 ⁰С. Температура на забое эксплуатационных скважин не превышает 57-68 ⁰С. Вязкость нефти на приеме глубинных насосов равна 4-6 спз.

Важным фактором в  оценке условий эксплуатации скважин  месторождения  Узень  является, гидродинамическая характеристика поднимаемой жидкости и,  в частности  проявление в процессе ее подъема  структурно-механических свойств.

Снижение температуры  дегазированной Узеньской нефти ниже 20 ⁰С приводит к бесконечному возрастанию предельного напряжения сдвига и, следовательно, к полной потере ее текучести. С увеличением количества растворенного газа предельное напряжение сдвига уменьшается.

 

 

1.5 Нефтегазоводоносность

К началу 1973 году, на месторождении  Узень было пробурено значительное количество скважин, что дало возможность  детально исследовать положение  водонефтяных контактов основных продуктивных горизонтов. Особенно это касается крыльевых частей структуры.

Все нефтегазовые и нефтяные залежи в горизонтах ограничены контурной  водой. Высота залежей по горизонтам различна. Закономерно меняется и  площадь нефтеносности. Водонефтяные контакты почти по всем горизонтам для основной и центральной частей структуры, практически остаются прежним и отбиты на близких абсолютных отметках 1130-115- м. В целом по горизонтам отмечается  закономерное  снижение  ВНК в южном направлении ( в XIII горизонте: на северном крыле абс. отметка -1126, на южном -1135 м.) и снижение абсолютных отметок контактов нефть-вода а направлении с востока на запад. Изменение отметок водонефтяных контактов по горизонтам от центральной части структуры на запад происходит ступенчато в следующей последовательности в XIII горизонте с 1126 до 1152 м, в районе основного из западного Парсумурунского куполов (VII-IX разрезающие ряды). Для верхних горизонтов (XIII) установлено только одно изменение абс. отметок контактов -  на  далекой  западной  периклинали,  в   районе Парсумурунских куполов, обусловленное малоамплитудным сбросам. Причинами различных абс. отметок контактов по горизонтам являются тектонические нарушения. Сведения о ВНК и ГНК приведены в таблице 1.5.1.

                  Сведения о ВНК и ГНК, размерах  залежей нефти  

таблица 5

Гори- зонт	Абс. отметка контактов нефть-вода					Размер			абс.от-метка конт. газа- нефть    м,	Высота газовой шап- ки  м,
	Основ часть струк- туры	Цен- траль- ная часть струк- туры	Хуму- рун. купол	Западная  пери- кли- наль струк.	Пер- суму- рун. и се- веро- запад. купол	Длина    км.	шири- на  км.	вы- сота   м.
XIII	-1126	-1135	-	-	-1152	37	9	324	825	14

Содержание флюидов в пласте-коллекторе в значительной степени зависит от структуры порового пространства. По многочисленным определениям на образцах пород, отобранных  из коллекторов месторождении Узень, была получена зависимость между нефтеводонасыщенностью  S_н и S_в и проницаемостью к_пр. Воспроизводимость пластовых условий при этом контролировались геофизическими замерами в скважинах в которой приводится осредненные значения нефтенасыщенности S_н определяемой из выражения S_в=(1-S_н) для наиболее распространенных по проницаемости коллекторов приведены в таблице 6

 

Средние значения нефтенасыщенности  для наиболее    распространенных по проницаемости  коллекторов.

таблица  6

Кпр      мД	Sн - при капиллярном вытеснении	Sн - при центре фигурировании	Sн. ср%
>100	70	64	67
100-50	59	53	56
50-10	49	44	47

 

Так как свойства пласта коллектора изменяются и по разрезу, и по простиранию, для использования полученных данных необходимо тщательное изучение применения проницаемости по всему изучаемому объекту. Такой анализ был произведен для XIII горизонта по результатом промыслово-геофизических исследований. В XIII горизонте более распространены пласты проницаемостью 100-50 мД, но эти пласты имеют небольшую мощность и наоборот, высокопроницаемые пласты (более 100 мД) при небольшом распространении имеют большую мощность, чтобы учесть все эти факторы при определении нефтенасыщенности S_н был произведен статический анализ по данным исследований 420 скважин. Приведен в  таблице 7

Подсчет средневзвешенного  значения S_н 

таблица 7

Проницаемость м.Дарси	hн,м	hн,ср. м	Sн.ср доли  единиц	hн.ср.м  Sн,ср.
более 100	21,62	4,66	0,67	3,12
100-50	788,7	1,85	0,56	1,04
50-10	1995,9	4,16	0,47	1,96

S_н.ср. в XIII = 57%

 

При подсчете запасов  в 1965 г. был использован иной подход к определению нефтенасыщенности. Определения производились по геофизическим  данным в зависимости от сопротивления  пластов  P_н=1/S_нⁿ :P_н=p_n/p_вn. Безразмерный параметр P_н рассматривается как отношение сопротивления пласта P к сопротивлению этого же пласта при 100% водонасыщении P_в и причем, использовалась зависимость получения для кварцевых песчаников, где коэффициент смачивания n=2. По новым данным, о которых говорилось выше, для коллекторов месторождения Узень зависимость P_н=t(S) дифференцирована с учетом проницаемости для образцов пород с К_пр>100 мД n=2,5 а для пород с К _пр<100 мД n=2.

Полимиктовые коллектора отличаются высокими значениями пористости, что было учтено при подсчете запасов в 1965 году. Чтобы оценить насколько изменится объем запасов, если учесть новые данные от S_н было произведено сравнение этих данных, результаты которого показаны ниже:

Из таблицы видно, что  произведение S_нхm несущественно отличается от данных подсчета запасов. На основании S_нхm произведенного сопоставления можно сделать вывод о том, что при оперативном пересчете запасов нефти можно использовать параметры при подсчете запасов в 1965 г.

                                                                 Газонасыщенность

Горизонт	Sн  %
XIII	67

В XIII горизонте в купольных  частях залежей были выявлены газовые  шапки. При подсчете запасов свободного газа газонасыщенность была принята  равной 0,5. Дополнительные уточнения этого параметра не производились.

 

 

1.6 Геологические  запасы нефти и газа

Запасы нефти и газа - важнейший показатель народно-хозяйственной  значимости залежи, месторождения, района и т.п. Чтобы единообразно оценивать  и учитывать запасы ГКЗ разрабатывает классификацию запасов и инструкции по их применению. На классификации запасов основана система государственного учета количества, качества, степени изученности, условий залегания и промышленного освоения запасов, а также сведений о добыче и потерях нефти, газа при добыче. Классификация запасов  обеспечивает единые принципы подсчета и учета запасов нефти и газа в недрах исходя из степени изученности этих запасов и их подготовленности для промышленного освоения. Отнесение запасов к той или иной категории производится в соответствии с надежностью их определения, которая зависит от геологической их условий и степени изученности под счетного объекта.

Начальные запасы нефти  и газа были утверждены ГКЗ по месторождению Узень. При этом был принят коэффициент конечной нефтеотдачи 0,45. Подсчет был произведен объемным методом. При этом все величины расчетных параметров, кроме площади нефтеносности и нефтенасыщенной мощности, были приняты такими, какими они утверждены ГКЗ. В ГКЗ по результатам бурения 31 разведочных скважин были утверждены начальные балансовые запасы нефти 470785 тыс. тонн. За прошедшие 8 лет в месторождении было пробурено более 1000 эксплуатационных и других скважин, которые позволили уточнить площади нефтеносности горизонтов, контуры нефтеносности, газоносности, газовые шапки и пересмотреть эффективные нефтенасыщенные мощности. Все эти материалы послужили основой для пересчета запасов по пластам, пачкам и блокам в связи с необходимостью проведения гидродинамических расчетов по блокам каждого горизонта.

Для месторождения Узень  были подсчитаны начальные балансовые запасы нефти по каждому пласту-коллектору (51 пласту) в каждой песчано-алевролитовой  пачке горизонта (18 пачек), а также  по блокам (65 блоков) XIII горизонта. Было уточнено положение контактов нефть-вода и соответственно контур нефтеносности. Нижний предел проницаемости продуктивных пластов-коллекторов, как и при подсчете запасов нефти принят разным 10 мД т.е. в расчетах не учитывали нефтенасыщенные слой, имеющие проницаемость меньше 10 мД.

Уменьшение подсчитанных запасов нефти на 32,5 млн.т. произошло за счет уточнения эффективных нефтенасыщенных мощностей  и площади нефтеносности. При рассмотрении запасов ГКЗ воздержалось от утверждения запасов нефти и газа по верхним горизонтам (I, II, III, IV, V, VI), ввиду малодебитности скважин и низкого пластового давления, очень большой глинистости коллекторов и невозможности количественный оценки запасов по этим горизонтам.

Структура  запасов  промышленных категорий по состоянию 01.01.2012г. представлена в  таблица 8

таблица 8

Месторождения	Наименование углеводорода сырья *	Горизонт	Начальные извлекаемые  запасы нефти  тыс.  тонн	Извлекаемые запасы нефти  на 01.01.12г. тыс. тонн
Узень	нефть	XIII	115543	46624
-/-	растворенный  газ	XIII	1494 млн.м3	498 млн.м3

 

Из данных таблицы  видим, что в XIII горизонте свободный  газ и газовая шапка отсутствует.

При учете балансовых запасов нефти по месторождению  и горизонту  на 01.01.2012 год приведено в таблице 9

                                                                           таблица 9

Месторож-дения	горизонт	Начальные извлекаемые  запасы нефти тыс.тонн	Добыто нефти тыс. тонн		Извлекаемые запасы нефти  на 2011 г. тыс. тонн
Узень		467032	263101	2884	203931
-/-	XIII	91725	6731	793	42054

Судя по данным таблиц 1.6.2 и 1.6.3  извлекаемые запасы на 01.01.2012 год составляет 46624 тыс. тонн нефти, что на 793 тыс. тонн, меньше по сравнению 2011 г. (это объясняется в основном ограничением сдачи нефти в Атырау и Самары).

Остаточные запасы нефти  по блокам и горизонтам приведен в таблице 10.

таблица 10

Горизонт	блок	отношение закачку к  отбору  на 2012 год.				от оставшихся извлекаемых  запасы %
		текущее  %		накопленное%
XIII		3,4		1,40		0,96
	2 а	1,12		2,29		1,3
на  2011 год
XIII		2,31	1,42		1,11
	2 а	0,78	2,31		1,7
на   2012 год
XIII		1,21	1,43		1,00
	2 а	1,01	2,30		1,2