Введение Саузбашевское нефтяное месторождение открыто в 1959 году и является типичным месторождением Арланского типа. Расположено в северо-западной части Республики Башкортостан, в Краснокамском районе. К востоку от него находится Арланское, к юго-востоку – Андреевское и к северу – Кырыкмасское нефтяные месторождения. Площадь месторождения составляет около 200 км2. Одной из главных задач нефтедобывающей промышленности является повышение эффективности добычи нефти за счет использования прогрессивных технологий и увеличения межремонтного периода работы скважин. Современное состояние технологии и техники добычи нефти требует решений, позволяющих без больших затрат совершенствовать процессы добычи нефти, особенно в осложненных условиях эксплуатации обводненных скважин. Одной из причин, снижающих эффективность эксплуатации скважин, является образование из попутно – добываемых вод отложениями сульфида железа, которые отлагаются в призабойной зоне скважин и на поверхности нефтепромыслового оборудования. Как правило, отложения солей встречаются: на стенках нижней части эксплуатационных колонн, в приемных и рабочих органах электроцентробежных и штанговых насосов, на внутренней поверхности насосно-компрессорных труб. Отложения солей являются причиной снижения или полной потери производительности скважинных насосных установок и возникновения на нефтепромысловых объектах аварийных ситуаций. Целью данного дипломного проекта является повышение эффективности работы скважины, оборудованной УЭЦН, осложненной отложениями сульфида железа в условиях АЦДНГ-2 АР УДНГ. 1 Геолого-промысловый раздел 1.1 Общие сведения о месторождении Саузбашевское месторождение Саузбашевское нефтяное месторождение расположено в северозападной части Республики Башкортостан, в Краснокамском районе. К востоку от него находится Арланское, к юго-востоку – Андреевское и к северу – Кырыкмасское нефтяные месторождения. Месторождение простирается в юго-восточном направлении. Площадь месторождения составляет около 200 км2. На юге и северо-западе границами являются реки Белая и Кама. Последние являются административными границами Башкортостана соответственно с Татарстаном и Удмуртской Республиками. Ближайший крупный населенный пункт – г. Нефтекамск расположен в 40 км от месторождения. Саузбашевская площадь связана водными путями по рекам Белой и Каме и шоссейными дорогами. До г. Бирска и Уфы соответственно 240 и 340 км. Ближайшая пристань на реке Каме – Николо-Березовка, на реке Белой – Азякуль. В период навигации с мая по октябрь месяцы эти пристани используются в качестве грузоперевалочных баз. Железная дорога проходит к северу от месторождения. Основная грузоперевалочная база, ст. Янаул, удалена от площади на 100 км. Климат района континентальный. В году наиболее холодным месяцем является январь, самым теплым – июль. Средняя температура января составляет –14оС, а июля +19оС. Продолжительность зимы 5 месяцев. Количество выпадаемых осадков в год 450-500 мм. Толщина снежного покрова зимой местами достигает 1,5 м. Глубина промерзания грунта – до 1,8 м. Из полезных ископаемых, кроме нефти, существенное значение имеет торф, как местное топливо. Крупное месторождение торфа имеется в районе дер. Старо-Кузгово. Торф хорошего качества с низкой зольностью (4,6-16%) и высокой калорийностью (4000-5000 кал). Связь района с Уфой и другими городами республики – радиорелейная, внутрипромысловая – телефонная. Электроэнергия подается от Кармановской ГРЭС, находящейся в 20 км севернее г. Нефтекамска, которая полностью удовлетворяет энергетические потребности. Месторождение открыто в 1959 г. и является типичным месторождением Арланского песчаные типа. пласты Промышленно-нефтеносными терригенной толщи нижнего объектами карбона являются (ТТНК) и карбонатные отложения каширского горизонта и турнейского яруса. Саузбашевское нефтяное месторождение включает Центральную и Старо-Муштинскую площади, затопляемые Северную часть Центральной площади, Кабановскую и Старореченскую площади. Центральная площадь разрабатывается с 1967 года. В 1968 году была составлена первая «Технологическая схема разработки Саузбашевского нефтяного месторождения», в которой предусматривалось 4 варианта разработки с размещением скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием между скважинами 500, 600, 700, 800 м и с поддержанием пластового давления нагнетанием воды. К промышленному внедрению был принят вариант с применением внутриконтурного заводнения с расстоянием между скважинами 500 м. В 1978 технологическая году была схема составлена разработки и утверждена Саузбашевского «Уточненная нефтяного месторождения», в которой рассматривалось уплотнение сетки скважин до 18 га/скв. в зоне разбуривания и до 20 га/скв. – в контуре нефтеносности при очагово-избирательной системе заводнения. В 1979 году была составлена «Технологическая схема разработки Саузбашевского месторождения», в которой предусматривалось уплотнение сетки скважин до 350 х 350 м с применением водного раствора полиакриламида. Исследования показали, что прирост нефтеотдачи за счет применения полимерного заводнения по сравнению с заводнением пластовой водой составит 3,3%. Однако, ввиду отсутствия в те годы производства необходимых полимеров, закачка ПАА не была реализована. Месторождение продолжало разрабатываться по утвержденной в 1978г. уточненной технологической схеме разработки Саузбашевского нефтяного месторождения с плотностью сетки скважин 400 на 400 м при очаговоизбирательном заводнении. Основными проектными решениями по Центральной площади являются: - добуривание площади по более плотной сетке 350 х 350 м. К бурению предложено146 скважин, в т.ч. 77 добывающих, 23 нагнетательных, 25 резервных, 21 скважина-дублер; - разукрупнение основного объекта разработки ТТНК на два объекта в 14 скважинах, в т.ч. в 10 скважинах Центральной площади. Первый – пласты CI, CII и CIII; второй – пласты CIV, CIVo, CV, CVIo и CVI; - перевод 6 добывающих скважин в нагнетательные по Центральной площади; - применение очагово-избирательной системы заводнения с использованием в системе ППД как сточной, так и пластовых вод. 1.2 Краткая геолого-физическая характеристика месторождения Саузбашевское нефтяное месторождение расположено в пределах Бирской седловины, разделяющей Татарский и Башкирский своды. Бирская седловина солажнена рядом валов, ко-торые, в свою очередь, осложнены поднятиями различных размеров и форм. По реперу Cкш4 в пределах месторождения выделяются поднятия: Саузбашевское, Старо-Муштинское, Кабанов-ское и Старореченское. Указанные поднятия связаны со структурами облекания верхнедевон-ских биогермов. Промышленно нефтеносными на Саузбашевском месторождении являются карбонатные отложения каширского горизонта среднего карбона (пласты Скш1 и Скш4), песчаные пласты CI , CII, CIII, CIV0, CIV, CV, CVI0, СVI, СЛП терригенной толщи тульского и горизонтов нижнего карбона (ТТНК), а также бобриковско-радаевского известняки кизеловского горизонта турнейского яруса (пласт СТкз.вх) (см. приложения А10.1. и А10.1а и А10.2). Основным объек-том разработки является терригенная толща нижнего карбона. Геолого-физическая характери-стика эксплуатационных объектов представлена в таблице 1.1. Каширский горизонт представлен известняками с прослоями доломитов. Основным продуктивным является верхний пласт Скш1, в котором выявлено 7 залежей небольших раз-меров (5 - структурно-литологического и 2 структурного типа). Общая толщина продуктивного пласта Скш1 в интервале изменения колеблется от 8 до 16 м, эффективная толщина продуктивного пласта в среднем 4,1м, в т.ч. нефтенасыщенная - в среднем 2,8м, а водонасыщенная имеет среднее значение 2,0м. Коэффициент песчанистости для Скш1 - 0,50 д. ед., расчлененности – 1,30 д.ед. В пласте Скш4 выявлено 2 залежи структурного типа, которые приурочены к неболь-шим поднятиям. Общая толщина продуктивного пласта Скш4 в среднем 4,7м, эффективная толщина пласта в среднем равняется 3,7 м, в т. ч. нефтенасыщенная составляет в среднем 2,7 м, а водонасыщенная – 2,0м. Коэффициент песчанистости для пласта Скш4 – 0,81д.ед., расчле-ненности – 1,03д.ед. Коллекторы порового и порово - трещинного типа. Среднее значение пористости по керну для пласта Скш1 равно 0,17 д.ед., среднее значение проницаемости - 0,0267 мкм2 . По ГИС значение пористости равно 0,205 д.ед.. Среднее значение пористости по керну для пла-ста Скш4 0,17 д.ед., проницаемости - 0,016 мкм2. По исследованию ГИС пористость - 0,158 д.ед. Пластовые нефти каширского горизонта легкие, при t-200 С плотность равна 867 кг/м3, вязкость 19,0мПа*с, газосодержание – 12,9 м3/т и давление насыщения газом – 2,9 МПа. Плот-ность поверхностной нефти в пласте Скш1 и Скш4 при t-200С составляет 878 кг/см3, содержа-ние серы – 2,3%, смол – 17%, асфальтенов – 8,3% и парафинов – 2,2%. Общая минерализация пластовой воды составляет 234,1 г/л при плотности 1154 кг/м3. Терригенная толща нижнего карбона Саузбашевского месторождения представлена че-редованием песчаных, алевролитовых, аргиллитовых, углистоглинистых и редко карбонатных пород. Толщина терригенной толщи изменяется от 40 до 50 м на северо-востоке до 80-138 м на юго-западе. Увеличение толщины обычно обусловлено увеличением количества и толщины песчаных прослоев в бобриковском горизонте (пласт СVI). В разрезе ТТНК выделены три ли-тологические пачки – верхняя (пласты СI, CII,CIII), средняя (пласты CIV0, CIV, CV, CVI0) и нижняя часть (пласт СVI). Ниже залегает пласт СЛП – косьвинского горизонта. Наибольшие площади развития коллекторов в разрезе ТТНК имеют пласты СIII и CVI. Остальные пласты имеют линзовидное развитие. В целом по разрезу только 40% толщины представлено коллекторами. Количество песчаных пластов колеблется от 2-11, составляя в среднем 6,1 (коэффициент расчлененности). Все пласты ТТНК монолитны, кроме пласта СVI, в котором встречается до 8 пропластков-коллекторов (коэффициент расчлененности по пластам 2,6), коэффициент песчанистости составляет 0,38. Пласт CI развит, в основном, в западной части Саузбашевского и средней части Старо-Муштинского участков. В пласте выявлено 9 залежей структурно-литологического и литологи-ческого типа. Среднее значение проницаемости – 0,672 мкм2, пористости 0,219 д.ед. По ГИС - пористость 0,217 мкм2, среднее значение начальной нефтенасыщенности составляет 0,817. Продуктивный пласт СII развит, в основном, на Старо-Муштинском, Саузбашевском и Старореченском участках. В песчаниках пласта CII выявлено 12 залежей структурного и струк-турно-литологического типа. Среднее значение проницаемости 0,614 мкм2, пористости 0,223 доли ед.. По ГИС значение пористости - 0,224, среднее значение начальной нефтенасыщенности равно 0,746 доли ед. Продуктивный пласт CIII – наиболее выдержанный и значительный на Саузбашевском участке. К нему приурочена основная залежь месторождения. В песчаниках пласта CIII выяв-лено 6 залежей нефти структурного и структурно-литологического типа. Среднее значение проницаемости составляет 1,660 мкм2 при интервале изменения 0,003-5,0, среднее значение пористости 0,241 доли ед. (интервал изменения 0,133-0,292). По данным ГИС пористость 0,234 доли ед. (интервал изменения 0,208-0,260), нефтенасыщенность 0,836 доли ед. (интервал изме-нения 0,692-0,88). В пласте CIV0 выявлено 16 залежей нефти структурного и структурнолитологического типа, одна из которых наиболее крупная. Из них 4 залежи числятся в не-распредиленном фонде (затопляемая зона). Среднее значение проницаемости 0,494 мкм2 (интервал изменения 0,006-2,23), пористости 0,202 доли ед. интервал изменения 0,144-0,267). составляет 0,209 доли По данным ГИС ед. (интервал изменения 0,194-0,260), пористость начальная нефтенасыщенность 0,779 доли ед. при интервале изменения 0,63-866). Пласт CIV выявлено 19 залежей нефти структурного и структурнолитологического ти-па, из них 2 залежи в нераспределенном фонде (залежи находятся в затопляемой зоне). Среднее значение проницаемости 0,687, пористости – 0,218 д. ед.. По исследованиям ГИС – пористость- 0,210 д.ед., начальная нефтенасыщенность 0,771 с интервалом изменения 0,642-0,836. Коллекторы пласта CV имеют ограниченное, полосообразное и линзовидное залегание и развиты на Старо-Муштинском участке. Всего выявлено 11 залежей нефти структурного, структурно-литологического и литологического типа (1 залежь в нераспределенном фонде). Среднее значение проницаемости 0,351 мкм2, пористости 0,212 д.ед.. По исследованиям ГИС среднее значение пористости нефтенасыщенность 0,734 д.ед.. составляет 0,206д.ед., начальная Коллекторы пласта CVIo имеют ограниченное, полосообразное и линзовидное залега-ние. Наибольшее распространение песчаников отмечается на Старо-Муштинском и Саузбашевском участках. небольших залежей структурного, В пласте выделено 11 структурно-литологического и литологического типа, из них 2 залежи в нераспределенном фонде. Среднее значение проницаемости 1,406 мкм2, среднее значение пористости составляет 0,246 д.ед.. По исследованиям ГИС – среднее значение пористости 0,200 д.ед., начальная нефтенасыщенноть составляет 0,735 д. ед.. Песчаники пласта CVI имеют почти повсеместное распространение. В этом пласте вы-явлено 18 залежей структурного, структурно-литологического и литологического типа, из них 4 залежи в нераспределенном фонде. Залежи небольшие, приурочены к обособленным верхним прослоям на всех участках месторождения. Среднее значение проницаемости составляет 1,121мкм2, среднее значение пористости равно 0,246 д.ед.. По данным ГИС пористость состав-ляет 0,229 д.ед, начальная нефтенасыщенность - 0,847д.ед. Коллекторы пласта СЛП встречаются в виде линз на Саузбашевском и Старореченском участках. Продуктивны они на Саузбашевском участке, выявлена 1 залежь. Среднее значение проницаемости 0,085 мкм2, среднее значение пористости – 0,182 д. ед.. По исследованию ГИС пористость составляет 0,185 доли ед., а начальная нефтенасыщенность - 0,808 д. ед. Нефти по отдельным пластам различаются мало, поэтому среднее значение параметров берется в целом. Для пластов CI, CII, CIII, CIVo, CV и CVIo плотность нефти составляет 893 кг/м3, вязкость составляет 37,6 мПа*с, газосодержание 9,07 м3/т, давление насыщения газом 6,1 МПа. Для пласта CVI плотность нефти 901 кг/м3, вязкость – 5,9 мПа*с, газосодержание – 7,6 м3/т, давление насыщения газом –7,1МПа. Общая минерализация пластовой воды равняется 262, 6 г/л при плотности 1180 кг/м3. 1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды Воды основного продуктивного горизонта ТТНК имеют следующую характеристику. Плотность 1170-1180 кг/м3, хлоридно-кальциевый тип, минерализация 750-800 мг-экв/100 г. Содержатся йод (до 9 мг/л), бром (до 550 мг/л) и аммоний (до 150 мг/л). Содержание газа – 0,130–0,250 м3/м3, в его составе преобладает азот до 90%, метан - до 12%, этан - до 3%, пропан - 0,3%, углекислоты - 1,5%. Пласт VI более выдержан, имеет хорошую связь с законтурной областью, поэтому на северной части месторождения режим плата активный водонапорный. В пласте II много литологических экранов, режим упруговодонапорный. Остальные платы - вплоть до упругого, замкнутого. Высокая вязкость нефти снижает гидропроводность. Пластовые воды ТТНК - высокоминерализованные растворы. Из 99% общего содержания солей - в основном хлориды натрия, кальция и магния. Вязкость воды в пластовых условиях 1,6 МПа.с, коэффициенты сжимаемости 2,6.10-4 МПа-1, термического расширения – 4.10-4 0С-1. Воды законтурные и подошвенные, имеют сходную характеристику. Химический состав в мг-экв/100г следующий: ионов сульфата - 0,45-0,92; кальция - 35,9-41,2; хлора - 394,3-401,0; карбоната - 0,13-0,16; магния - 19,724,6; натрия и калия - 335,7-346,3. Нефти ТТНК тяжелые (плотность при давлении насыщения – 875 кг/м3), сернистые (до 3,3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые. Вязкость при 200С в поверхностных условиях 37-46 мПа.с, упругость паров – 35-45 мПа. Нефти всех пластов практически идентичны. Плотность в пластовых условиях в среднем 871 кг/м3, разгазированной - 892 кг/м3. Давление насыщения - 7,8 МПа. Газовый фактор низкий (9,2-21,7 м3/т), в среднем 16,5 м3/т. Высокое давление насыщения обусловлено большим содержанием азота. По мере приближения к водонефтяному контакту возрастают плотность, вязкость и давление насыщения, уменьшается газонасыщенность. Попутные газы жирные, с высоким содержанием азота (до 42% объемных), в углеводородной части преобладают метан и пропан. Содержание редких газов (гелия) - некондиционное (0,01-0,005). Таблица 1.1 – Геолого-физическая характеристика Саузбашевского месторождения Объекты Северна Ст.Кабанов Кабанов. я Реченск. . площадь Показатели площадь площадь площадь (турней) (угленос (угленос.) (угленос .) .) Средняя глубина залегания, м 1500 1500 1500 1500 Тип залежи стр.лит. стр.лит. пл.свод. пл.свод. Тип коллектора поровый поровый поровый поровый Площадь нефтегазоносности, 23370 22250 10000 15210 тыс.м2 Средняя общая толщина, м н.д. н.д. н.д. 1-10,4 Пористость, доли ед. 0,21 0,235 0,220 0,103 Ср. насыщенность нефтью, доли 0,808 0,800 0,850 0,773 ед. Проницаемость, мкм2 0,095 0,576 1,200 0,050 Коэффициент песчанистости, н.д. н.д. 0,38 н.д. доли ед. Коэффициент расчлененности, н.д. н.д. 6,09 н.д. доли ед. Пластовая температура, оС 24 24 24 24 Пластовое давление, МПа 14,3 13,5 14,3 14,1-14,4 Вязкость нефти в пл.усл., мПа.с 44,5 34 44,5 83 Плотность нефти в пл.усл., т/м3 0,898 0,893 0,897 0,890 Объемный коэффициент нефти, н.д. 1,015 1,125 1,170 доли ед. Содержание серы в нефти, % 3,7 3,2 3,7 3,0 Содержание парафина в нефти, 3,0 2,8 2,6 % Давление насыщения нефти 6,5 6,1 5,9 газом, МПа Газосодержание нефти, м3/т 9,0 7,4 9,1 15,0 Вязкость воды в пласт.усл, МПа.с Плотность воды в пласт.усл., т/м Балансовые запасы нефти, тыс.т Извлекаемые запасы нефти, тыс.т Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. н.д. 1,65 н.д. н.д. 1,180 7089 2602 1,180 8200 2898 1,180 6595 2440 1,181 2954 443 0,367 0,353 0,370 0,150
