Малкина А.Г., Сопронюк Н.Б.
ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ НА ПРИМЕРЕ БОРОВСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ *
Аннотация:
в статье анализируются особенности разработки залежей высоковязких нефтей на примере боровского нефтяного месторождения самарской области
Ключевые слова:
месторождение, свойства и состав нефти, запасы нефти, объекты разработки, высоковязкая нефть, тяжелая нефть
УДК 6
Малкина А.Г.
Самарский государственный технический университет
(г. Самара, Россия)
Научный руководитель:
Сопронюк Н.Б.
к.т.н., доцент
Самарский государственный технический университет
(г. Самара, Россия)
ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ
НЕФТЕЙ НА ПРИМЕРЕ БОРОВСКОГО НЕФТЯНОГО
МЕСТОРОЖДЕНИЯ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ
Аннотация: в статье анализируются особенности разработки залежей высоковязких нефтей на примере боровского нефтяного месторождения самарской области.
Ключевые слова: месторождение, свойства и состав нефти, запасы нефти, объекты разработки, высоковязкая нефть, тяжелая нефть.
Важнейшей составляющей сырьевой базы нефтяной отрасли не только России, но и ряда других нефтедобывающих стран мира являются запасы высоковязких тяжелых нефтей.
Добыча и проектирование систем разработки месторождений высоковязких нефтей является на сегодня одним из наиболее перспективных направлений развития отечественного топливно-энергетического комплекса.
Геологические запасы высоковязкой нефти в России составляет от 7 млрд. тонн, однако их применение требует использования специальных дорогостоящих технологий, так как они сложны в переработке, из-за высокой вязкости их сложно перекачивать, они плохо протекают в скважине, и даже при больших запасах трудно отбирать большие дебиты.
Относительно географии запасов высоковязких нефтей следует отметить, что запасы высоковязких нефтей широко распространены в восточной части Восточно-Европейской платформы на территории Волго-Уральской нефтегазоносной провинции, одним из которых является Боровское нефтяное месторождение Самарской области. Как правило, нефти данного класса обладают ярко выраженными реологическими свойствами вследствие содержания высокомолекулярных компонентов – асфальтенов и смол.
Кроме того, в данных условиях затруднительно достоверно спрогнозировать параметры эксплуатации залежей, что в конечном итоге приводит к формированию недостаточно рациональной системы разработки. Для исправления возникающих осложнений в промысловых условиях затрачиваются значительные объемы материальных и трудовых ресурсов. Таким образом, исследование свойств добываемой нефти и анализ ее особенностей, является актуальной задачей нефтедобывающей отрасли.
Целями настоящей работы является изучение геологического строения нефтяных залежей Боровского нефтяного месторождения Самарской области, их размеров, нефтенасыщенных объемов, коллекторских свойств продуктивных отложений, физико-химических свойств и запасов нефти, а также анализ текущего состояния разработки месторождения.
Задачи исследования:
- изучение геологическое строение нефтяных залежей Боровского нефтяного месторождения, выделить продуктивные пласты;
- исследовать физико – химические свойства высоковязких нефтей продуктивных пластов;
- провести анализ текущего состояния разработки месторождения;
- изучить особенности высоковязких нефтей на Боровском нефтяном месторождении Самарской области;
- обосновать режимы эксплуатации скважин и способы воздействия на пласт, позволяющие эффективно регулировать структурно-механические свойства (СМС) нефти реальных месторождений.
Боровское месторождение открыто в 1946 г., введено в разработку в 1973 г. Месторождение является многопластовым.
Промышленно нефтеносными на месторождении являются карбонатные отложения каширского горизонта московского яруса среднего карбона (С2m московские, пл. А-0’, пл. А-0), карбонатные отложения верейского горизонта московского яруса среднего карбона (C2m московские, пл. А-3), карбонатные отложения башкирского яруса среднего карбона (С2b башкирские, пл. А-4), карбонатные отложения серпуховского яруса нижнего карбона (C1s серпуховские, пл. А-6), терригенные отложения тульского горизонта визейского яруса нижнего карбона (С1v визейские, пл. Б-0), терригенные отложениях бобриковского горизонта визейского яруса нижнего карбона (C1v визейские, пл. Б-2), карбонатные отложения турнейского яруса нижнего карбона (С1t турнейские, В-1). Всего 22 залежей нефти, каждая из которых выделена в самостоятельный объект при подсчете запасов.
По результатам исследований проб пласта А-3 и расчетов плотность пластовой нефти – 0,825 г/см3, давление насыщения нефти газом – 1,80 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 8,42 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 59,40 мПа×с (высоковязкая).
Газ, выделившийся из нефти, характеризуется отсутствием сероводорода, углекислого газа – 0,15%, а содержание азота+редкие – 12,10% с непромышленным содержанием гелия – 0,008%. Мольное содержание метана – 11,35%, этана – 17,38%, пропана – 30,27%, высших углеводородов (пропан+высшие) – 59,02%. По результатам исследования поверхностных проб нефть сернистая (массовое содержание серы 2,99%), смолистая (смол силикагелевых 10,26%, асфальтенов 4,04%), высокопарафинистая (7,29%).
По результатам исследований проб пласта А-4 и расчетов плотность пластовой нефти – 0,901 г/см3, давление насыщения нефти газом – 2,51 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 10,74 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 81,41 мПа×с (высоковязкая).
По результатам исследований проб пласта А-6 и расчетов плотность пластовой нефти – 0,917 г/см3, давление насыщения нефти газом – 1,57 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 5,51 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 98,98 мПа×с (высоковязкая).
По результатам исследований проб основной залежи Б-2 и расчетов плотность пластовой нефти – 0,914 г/см3, давление насыщения нефти газом – 3,68 МПа, газосодержание при однократном разгазировании – 13,60 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 146,10 мПа×с (высоковязкая).
Газ, выделившийся из нефти при дифференциальном разгазировании, характеризуется наличием сероводорода – 1,54%, углекислого газа – 3,91%, а содержание азота+редкие – 20,49% с непромышленным содержанием гелия – 0,019%. Мольное содержание метана – 16,95%, этана – 19,63%, пропана – 23,25%, высших углеводородов (пропан+высшие) – 37,48%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,242, теплотворная способность – 55475,1 кДж/м3.
По состоянию на 01.01.2021 г. на Государственном балансе в целом по месторождению начальные запасы нефти категории А+В1 составляют (геологические/извлекаемые) 41642/14944 тыс.т., категории В2 – 92679/30661 тыс.т.
По величине извлекаемых запасов Боровское месторождение относится к крупным, а по геологическому строению к сложным.
Всего на месторождении пробурено 97 скважин. На 01.01.2020 г. в добывающем фонде числятся 70 скважина, из них: 56 действующих, одна бездействующая, три в освоении после бурения, 10 ликвидированных. В нагнетательном фонде числится 13 скважин, из них: 10 действующих скважин (в т.ч. 4 оборудованы ВСП), 2 в освоении после бурения, 1 ликвидированная. В контрольном фонде числится 8 скважин: 1 наблюдательная и 7 пьезометрических. В фонде специальных скважин числятся 6 водозаборных скважин
По состоянию на 01.01.2020 г. накопленная добыча нефти составляет 1176,3 тыс.т., жидкости – 1648,6 тыс.т., обводненность продукции – 51,8 %. Текущий КИН – 0,026 (утвержденный – 0,357), отбор от НИЗ – 7,2 %.
Максимальный годовой отбор нефти был зафиксирован в 2019 г. За 2019 г. было отобрано 84,9 тыс.т нефти, 175,9 тыс.т. жидкости, при обводненности продукции 51,8 %. Темп отбора от НИЗ составил 0,5 %, темп отбора от ТИЗ – 0,6%.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
Номер журнала Вестник науки №6 (63) том 4
Ссылка для цитирования:
Малкина А.Г., Сопронюк Н.Б. ОСОБЕННОСТИ РАЗРАБОТКИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКИХ НЕФТЕЙ НА ПРИМЕРЕ БОРОВСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ САМАРСКОЙ ОБЛАСТИ // Вестник науки №6 (63) том 4. С. 947 - 952. 2023 г. ISSN 2712-8849 // Электронный ресурс: https://www.вестник-науки.рф/article/9297 (дата обращения: 19.05.2024 г.)
Вестник науки СМИ ЭЛ № ФС 77 - 84401 © 2023. 16+