Борьба с солеотложениями и АСПО

Законтурные воды месторождения  хлоркальциевого и гидрокарбонатно- натриевого типа с минерализацией 12,7-18,9 г/л с содержанием Cl – 4,8-10,0 г/л,   Na- 4,3-6,9 г/л (табл.1.1).

Толщина водоносного комплекса  пласта П  достигает 53 м. Коллекторские свойства пород следующие: средняя пористость – 21%, проницаемость- 50*10^-3 мкм² – 250*10^-3 мкм².  Дебиты воды  по скважинам изменяются от 0,2 м³/сут (Н дин – 10м, скв.№25) до 140 м³/сут (Ндин – 1630 м, скв.№15).

По Западно-Толумской залежи  воды хлоркальциевого типа с минерализацией 16,6-18,1 г/л,  rCl / rNa = 0,844-0,989.

По Северному  участку  Западной  залежи получен результат  по скв.  №30. Высокое содержание минерализации (21,6 г/л) и коэффициента  rCl/rNa (2,52) объясняется максимальной концентрацией НCl₃ (9,2 г/л). В тоже время кальций ион снижен до 30 млг/л.

Воды Южно-Толумской залежи гидрокарбонатно – натриевого типа (rNa /rCl = 1,043-1,506) с минерализацией 12,7-16,1 г/л с низким содержанием кальций – иона (25-150 мг/л) и высоким гидрокарбонат-иона (1170-14000 мг/л).

 

Таблица 2.1

Свойства  пластовой воды Толумского месторождения

Наименование	Среднее
Газосодержание, м3/м3	2,05
В т.ч. сероводорода, м3/м3	-
Объемный коэффициент	1,025
Вязкость, мПа*с	0,38
Общая минерализация, г/л	16,21
Плотность, г/м3	0,987

 

Воды Восточно-Толумской залежи относятся к хлоркальциевому типу с минерализацией – 17,1 г/л.

На Толумском мес-торождении состав раст-воренного в воде газа, в основном однородный и преимущественно состоит из метана (63-70%). Содержание тяжелых углеводородов (С₂-С₆) колеблется в пределах 6,2-20%.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.4 Текущее состояние разработки

2.4.1 Основные показатели разработки месторождения

Динамика основных технологических  показателей разработки месторождения приведена на рис. 2.3. и 2.4.

 

           

 

Из рисунков 2.3. и 2.4. видно, что в настоящее время месторождение находится в стадии падающей добычи и роста обводненности продукции. Но заметно небольшое увеличение добычи нефти с 2002 года в связи с вводом в промышленную эксплуатацию Северно-Западной залежи и Северного участка Западной залежи.

Показатели, характеризующие  текущее состояние разработки месторождения  в целом и по залежам, приведены в табл. 2.2. Карта текущего состояния разработки приведена на листе демонстрационной графики.

 

Таблица 2.2.

Текущие показатели разработки месторождения

 

Показатели	Залежи						Месторождение
	Восточная	Западная 1	Западная 3	Южная	Малая	Северо-Западная
Добыча нефти, тыс.т	314.6	68.4	81.1	114	25.4	33.5	637
Отбор от НИЗ РГФ, %	84.5	78.7	1.4	67.8	80.1	24.2	72.2
Накопленная добыча нефти, тыс.т	19323.8	2883.8	167,3	4271.0	902.6	88.3	27090,9
Текущий коэффициент нефтеизвлечения, РГФ	0.394	0.353	0.005	0.196	0.227	0.092	0.296
Среднегодовая обводненность, %	94,4	94.1	94,1	90,2	91,2	90,2	92,4
Добыча жидкости, тыс.т	5655.4	1165	136.4	1169.0	179.8	53.8	8359,4
Накопленная добыча жидкости, тыс.т	81202.4	16409.7	238.4	15507.0	2730.9	152.5	116240,9
Закачка воды, тыс.м3	6515,4	1312.2	0	1298.8	140.1	0	9266,4
Накопленная закачка воды, тыс.м3	98908,4	15497.4	0	21253.5	4073.6	0	139678,8
Компенсация отборов, %
Текущая	124.5	133.6	0	118.0	108.5	0	123.5
Накопленная	111.7	94.5	0	131.1	111.6	0	113.0
Действующий фонд добывающих скважин, шт.	90	24	7	49	12	24	206
Средний дебит нефти, т/сут	7.1	6.2	25.3	5.3	3.2	4.6	8,6
Средний дебит жидкости, т/сут	126,8	105,1	306,8	54,08	36,4	46,9	112,9
Приемистость, м3/с	585.8	332.8	0	141.2	140.1	0	331.9
Фонд нагнетательных скважин, шт.	43	16	0	37	6	0	102
Действующий фонд нагнетательных скважин, шт	39	13	0	29	4	0	85

 

 

По состоянию на 1.01.2008 г. с начала разработки по месторождению добыто 27090,9 тыс. т нефти, извлечено 116240,9 тыс. т жидкости. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0,296 извлечено 72,2% от извлекаемых запасов на балансе РГФ.

В 2008 году добыча нефти – 637 тыс. т, а добыча жидкости на месторождении составила 8359,4 тыс.т. Средний дебит по жидкости составил 112,9 т/сут, а по нефти – 8,6 т/сут. Средняя обводненность продукции скважин составила 92,4%.

По сравнению с 2003 г., в 2004 г. добыча нефти увеличилась на 100,8 тыс.т, добыча жидкости на 685,3 тыс. т. Объем закачки увеличен на 246,4 тыс. м³.

Дебиты нефти увеличились  на 1,3 т/сут, жидкости – на 8,7 т/сут. Обводненность снизилась на 0,6%.

2.4.2 Анализ показателей работы фонда скважин

Уточненный проектный  фонд составляет 516 скважин. Эксплуатационное бурение на месторождении не завершено. Оставшийся для бурения фонд включает 55 скважин, из них 28 зависимых.

На балансе ТПП «Урайнефтегаз» на 1.01.2008 числится 461 скважина Толумского месторождения, в том числе эксплуатационного фонда 214 скважин (46,2%), нагнетательных - 102 (22,2%), в консервации и пьезометре – 78 (17%), 67 – ликвидированы (14,6%).

Все скважины механизированы, в том числе ЭЦН – 141, ШГН  – 68.  12 скважин остановлены, 7 –  в бездействии.

Действующий нагнетательный фонд составляет 85 скважин или 83,3% всего  нагнетательного фонда, в бездействии  – 14 скважин.

На рис. 2.5. приводится распределение пробуренного (на 1.01.2007 г) фонда скважин по залежам Толумского месторождении:

Рис.2.5. Распределение пробуренного фонда скважин по залежам

 

 

2.4.3 Энергетическое состояние

 

Поддержание пластового давления на Восточной, Южной и Малой залежах  месторождения  началось после года эксплуатации. На Западной залежи 1 закачка  воды начата через 6 месяцев после  начала эксплуатации. На Северо-Западной и Западной 3 залежах месторождения  закачка воды не проводилась.

По месторождению текущее пластовое давление на 1.01.2008 г больше начального на 0,1 МПа и составляет 17,1 МПа. В зонах отбора текущее пластовое давление составляет 16,9 МПа, изменяясь от 16,6 МПа (Западная залежь 1) до 17,2 МПа (Малая залежь). Пластовое давление по месторождению в зонах нагнетания составляет 17,6 МПа, изменяясь от 17 МПа до 18 МПа (табл. 2.3).

По Восточной и Западной 1 залежам текущее пластовое давление  меньше начального на 0,2 МПа и 0,3 МПа  соответственно. Превышение (на 0,5 МПа) пластового  давления  над начальным (17,2 МПа)  наблюдается на  участке между разрезающими рядами скважин №1502-1503 и скв. №1511-1515 Восточной залежи.

В зоне отбора Восточной  залежи пластовое давление на 0,5 МПа  ниже начального (17,2 МПа) и составляет  16,7 МПа, в зоне нагнетания пластовое  давление на 0,5 МПа выше первоначального  и составляет 17,7 МПа .

В зонах отбора  Западной залежи 1 пластовое давление  (16,6 МПа) ниже первоначального (17,0 МПа) на 0,4 МПа,  в зонах нагнетания  пластовое  давление на уровне первоначального и составляет 17 МПа.

 

Таблица 2.3.

Пластовое давление по залежам месторождения на 1.01.2008 г.

Залежь	Зона	Пластовое давление, МПа
		начальное	текущее	изменение
	Отбора	17.2	16.7	- 0.5
Восточная	Нагнетания	17.2	17.7	+0.5
	В целом	17.2	17.0	- 0.2
	Отбора	17.0	16.6	- 0.4
Западная 1	Нагнетания	17.0	17.0	0
	В целом	17.0	16.7	- 0.3
	Отбора	16.7	16.9	+ 0.2
Южная	Нагнетания	16.7	17.7	+ 1.0
	В целом	16.7	17.2	+ 0.5
	Отбора	16.8	17.2	+0.4
Малая	Нагнетания	16.8	18.0	+ 1.2
	В целом	16.8	17.4	+0.6
Западная 3	Отбора	17.0	17.0	0
	Нагнетания	-	-	-
	В целом	17.0	17.0	0
	Отбора	17.0	16.9	- 0.1
Месторождение	Нагнетания	17.0	17.6	+0.6
	В целом	17.0	17.1	+ 0.1

 

На Южной и Малой  залежах текущее пластовое давление превышает первоначальное на 0,5 и 0,6 МПа и составляет соответственно 17,2 МПа и 17,4 МПа.

В зонах отборов залежей  текущее пластовое давление превышает  начальное на  0,2 МПа и 0,4,  составляя  соответственно 16,9 МПа на Южной залежи  и 17,2 МПа  на Малой. В зонах нагнетания Южной залежи текущее пластовое  давление – 17,7 МПа на 1,0 МПа превышает  начальное (16,7 МПа).

На  Западной залежи 3, разрабатывающейся  без ППД, текущее пластовое давление по залежи и в зонах отбора соответствует  начальному (17,0 МПа).

 

2.4.4 Забойное давление

Действующие добывающие скважины месторождения характеризуются  средним забойным давлением 11,6 МПа, средним динамическим уровнем 562,0 м. По залежам месторождения среднее  забойное давление изменяется от 9,2 МПа (Северо-Западная залежь) до 11,8 МПа (Восточно-Толумская залежь).

 

2.4.5  Анализ выполнения проектных решений

Сравнение проектных и  фактических показателей разработки на Толумском месторождении представлено в табл. 2.4.

Из данной таблицы видно, что показатель фактической добычи нефти в период с 2003 по 2007 года преобладает над проектной. Причем отклонение с 2004 года имеет тенденцию роста. В 2007 году оно составило 407,7 тыс.т нефти. Добыча нефти с начала разработки имеет положительное отклонение и если в 2003 году оно составляло 914 тыс. т, то в 2007 уже 2981,5 тыс. т нефти.

Добыча жидкости также  превышает проектный уровень. В 2007 году отклонение составило 2981,5 тыс. т жидкости. Но добыча жидкости с начала разработки за рассматриваемый период ниже проектного уровня. Динамика показывает, что этот показатель постепенно приближается к проектному. Если в 2003 году отклонение составило -9740,5, то в 2007 году всего -654,1 тыс.т.

Фактическая закачка рабочего агента за рассматриваемый период преобладает  над проектной и увеличивается  с каждым годом. Но закачка рабочего агента с начала разработки ниже проектной. С 2003 по 2007 года отклонение уменьшилось почти в 3,5 раза.

Действующий фонд добывающих и нагнетательных скважин ниже запроектированного. В 2007 году отклонение по добывающим скважинам составило -7, а по нагнетательным -35.

В период с 2003 по 2007 года фактическая обводненность ниже проектной и отклонение варьирует от 1,6 до 3,3%.

 

Таблица 2.4.

 

Основные проектные и фактические  показатели разработки на Толумском месторождении

 

№ п/п	Показатель	Ед. изм.	2003 г			2004 г			2005 г			2006 г			2007 г
			Проект	Факт	Откл. +/-	Проект	Факт	Откл. +/-	Проект	Факт	Откл. +/-	Проект	Факт	Откл. +/-	Проект	Факт	Откл. +/-
1	Добыча нефти	тыс.т	329,8	565,8	236	298,5	522,8	224,3	271,7	503,8	232,1	249,3	536,2	286,9	229,3	637	407,7
2	Добыча жидкости	тыс.т	5573,8	6487,8	914	5517,8	7232,3	1714,5	5460,5	7600,6	2140,1	5423,6	7674,1	2250,5	5377,9	8359,4	2981,5
3	Добыча жидкости с начала разработки	тыс.т	95115	85374,5	-9740,5	100633	92608,7	-8024,3	106093	100209,3	-5883,7	111517	107881,5	-3635,5	116895	116240,9	-654,1
4	Добыча нефти с начала разработки	тыс.т	25885,9	25436,9	-449	21684,4	25959,7	4275,3	26456,1	26463,6	7,5	26705,4	26999,8	294,4	26934,7	27636,8	702,1
5	Закачка рабочего агента	тыс.м3	6516,2	6753	236,8	6441,7	7945	1503,3	6367,2	9275	2907,8	6317,6	9020	2702,4	6258,5	9266,4	3007,9
6	Закачка рабочего агента с начала разработки	тыс.м3	118951	104172,4	-14778,6	125393	112117	-13276	131760	121392,4	-10367,6	138078	130412,4	-7665,6	144336	139678,8	-4657,2
7	Действуйющий фонд добывающих скважин	шт.	218	208	-10	217	211	-6	216	203	-13	214	206	-8	213	206	-7
8	Действуйющий фонд нагнетательных скважин	шт.	122	78	-44	122	82	-40	122	78	-44	120	77	-43	120	85	-35
9	Обводненность	%	94,1	91,3	-2,8	94,6	92,8	-1,8	95	93,4	-1,6	95,4	93	-2,4	95,7	92,4	-3,3
10	Средний дебит по жидкости	т/сут	76,3	102,9	26,6	76	104,5	28,5	75,7	102,8	27,1	75,6	104,2	28,6	75,4	112,9	37,5
11	Средний дебит по нефти	т/сут	4,5	9	4,5	4,1	7,6	3,5	3,8	6,8	3	3,5	7,3	3,8	3,2	8,6	5,4