Анализ эффективности и рекомендуемые мероприятия по совершенствованию системы ППД Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения НГДУ "Альметьевнефть"

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования и науки Республики Татарстан

Государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Альметьевский государственный нефтяной институт»

Факультет очно-заочный

Кафедра Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Специальность (направление) ______130503. 65__________________

«Проект допущен к защите»

Зав. кафедрой_________ И.А.Гуськова

«_____»___________________2014г.

ДИПЛОМНЫЙ ПРОЕКТ

на тему: «Анализ эффективности и рекомендуемые мероприятия по совершенствованию системы ППД Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения НГДУ «Альметьевнефть»

Руководитель

Геолог геологического отдела НГДУ«АН».

А.М Махмутова

Соруководитель

старший преподаватель кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» АГНИ

Г.З. Тухватуллина

Студент группы _58-11

Яруллина Ляйсан Набиулловна

Альметьевск 2014

РЕФЕРАТ

Пояснительная записка содержит 169 страниц машинописного текста, 82 таблицы, 42 рисунка, список использованных источников 20 наименований.

МИННИБАЕВСКАЯ ПЛОЩАДЬ, ГОРИЗОНТ, ФОНД СКВАЖИН, ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ, ТЕХНОЛОГИЯ ЗАКАЧКИ ЩПК, АНАЛИЗ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЭФФЕКТИВНОСТЬ, ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ, ИНДЕКС ДОХОДНОСТИ

Объектом исследования являются кыновские и пашийские отложения Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения

Цель проекта является анализ эффективности и рекомендуемые мероприятия по совершенствованию системы ППД Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения на промысловом объекте

Проектом предусмотрено:

- анализ основных показателей разработки и технико-эксплуатационных характеристик нагнетательного фонда скважин Миннибаевской площади;

- анализ технологической эффективности мероприятий по совершенствованию системы ППД на анализируемом объекте;

- выбор и обоснование технологии закачки ЩПК на Миннибаевской площади;

- расчет технологического процесса проведения технологии закачки ЩПК;

- мероприятия по обеспечению охраны труда и техники безопасности при проведении предлагаемого мероприятия.

- технико-экономическая оценка проекта

Область применения: внедрение проекта предлагается на Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения НГДУ «Альметьевнефть».

СОДЕРЖАНИЕ

Введение

1. Геологический раздел

1.1 Общие сведения о Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения

1.2 Характеристика геологического строения Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения

1.3 Характеристика коллекторских свойств пластов продуктивных горизонтов Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения

1.4 Состав и физико-химические свойства флюидов Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения

2. Технико-технологический раздел

2.1 Характеристика технологических показателей разработки Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения

2.2 Анализ состояния существующей системы ППД Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения

2.3 Технико-эксплуатационная характеристика фонда нагнетательных скважин Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения

2.4 Факторы, влияющие на эффективность системы ППД

2.5 Анализ эффективности мероприятий по совершенствованию системы ППД в условиях Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения

2.6 Анализ показателей работы участков до и после внедрения рекомендуемых мероприятий по совершенствованию системы ППД Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения

2.7 Обоснование применения рекомендуемой технологии по повышению эффективности системы ППД. Применяемая техника и технология, химические реагенты и их краткая характеристика

2.8 Критерий и выбор участка для проведения рекомендуемых мероприятий на Миннибаевской площади для совершенствования системы ППД

2.9 Выводы и рекомендации по повышению эффективности системы ППД Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения

3. Расчетный раздел

3.1 Расчет технологического процесса проведения рекомендуемого мероприятия по повышению эффективности ППД Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения

3.2 Расчет технологической эффективности мероприятий по совершенствованию системы ППД Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения

3.3 Расчет технологических показателей разработки Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения с учетом рекомендуемых мероприятий

4. Экономический раздел

4.1 Анализ технико - экономических показателей ранее внедренных мероприятий

4.2 Методика расчета экономической эффективности от внедрения новой техники и технологии

4.3 Расчет экономической эффективности от внедрения предлагаемого мероприятия

5. Раздел промышленной безопасности и охраны труда

5.1 Основные опасные и вредные факторы при разработке нефтяных месторождений

5.2 Промышленная безопасность и охрана труда при проведении рекомендуемого мероприятия

5.3 Охрана окружающей среды

Заключение

Список использованных источников

ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ

НГДУ - нефтегазодобывающее управление;

РТ - республика Татарстан;

ППД - поддержание пластового давления;

ОАО - открытое акционерное общество;

ГЭС - гидроэлектростанция;

ВНК - водонефтяной контакт;

КИН - коэффициент нефтеизвлечения;

ТИЗ - текущие извлекаемые запасы;

НИЗ - начальные извлекаемые запасы;

ЭЦН - электроцентробежный насос;

ШГН - штанговый глубинный насос;

ПРС - подземный ремонт скважин;

КРС - капитальный ремонт скважин;

ОПЗ - очистка призабойной зоны;

ОРЭ - одновременно раздельная эксплуатация;

ОРЗ - одновременно раздельная закачка;

МСП - межскважинная перекачка;

ЦДНГ - цех добычи нефти и газа;

ЦППД - цех поддержания пластового давления;

НКТ - насосно-компрессорные трубы;

ЭК - эксплуатационная колонна;

АКЖ - антикоррозионные жидкости;

КНС - кустовые насосные станции;

ГРП - гидродинамический разрыв пласта;

ПАВ - поверхностно - активные вещества;

ТВЧ - твердые взвешенные частицы;

АСПО - асфальто-смоло-парафинистые отложения;

ЩПК - щелочно-полимерная композиция;

СПС - сшитая полимерная система;

КПС - капсулированная полимерная система;

ПГ-УВС - полимер-глинистая и углеводородная нефтеотмывающая система;

ПГК - полимер-глинистая композиция;

ГИВ - газоимпульсное воздействие;

ГКК - глинокислотная композиция;

ГК НЛ - глинокислота с нефтенолом;

ГК МЛ - глинокислота с МЛ-81Б;

КХДВ-СНПХ-9030 - продукция НПО «Союзнефтепромхим»;

ПНП - повышение нефтеотдачи пласта;

МУН - методы увеличения нефтеизвлечения;

ХВ - характеристики вытеснения;

НДПИ - налог на добычу полезных ископаемых;

ЧДД - чистый дисконтированный доход;

ИД - индекс доходности;

ВНД - внутренняя норма доходности;

НДС - налог на добавленную стоимость;

ПДК - предельно допустимая концентрация;

РД - руководящий документ;

ПАА - полиакриламид;

ГОСТ - государственный стандарт.

ВВЕДЕНИЕ

Существующая система заводнения, решившая поставленные перед ней прежние задачи по извлечению нефти из высокопроницаемых продуктивных коллекторов, не обеспечивает удовлетворительную разработку малопродуктивных коллекторов, выработка которых при общем фильтре с высокопродуктивными коллекторами протекает низкими темпами и не в запланированных объемах, что полностью соответствует новым представлением о дренировании пластов с различными характеристиками, имеющими одинаковое давление на фронте нагнетания.

В этих условиях значительным резервом увеличения производительности скважин и нефтеотдачи пласта является разработка высокоэффективных вторичных и третичных методов добычи. Развиваются новые технологии, которые призваны обеспечить максимальное нефтеизвлечение, снизить себестоимость добычи нефти, повысить рентабельность и увеличить инвестиционные ресурсы нефтедобывающих компаний. Снижение себестоимости нефти, повышение рентабельности производства может быть достигнуто за счет применения новых прогрессивных технологий, направленных на интенсификацию добычи нефти и увеличение нефтеотдачи пластов, создания для этой цели соответствующих технических средств и механизма их реализации.

В дипломной работе приводится анализ эффективности и рекомендуемые мероприятия по совершенствованию системы ППД Миннибаевской площади. На основании промысловых данных дается сравнительная оценка эффективности технологий, рассматривается механизм воздействия на призабойную зону, изучается особенность технологии повышения нефтеотдачи высокообводненных неоднородных пластов с применением щелочно - полимерной композицией (ЩПК).

1. геологический раздел

1.1 Общие сведения о Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения

Миннибаевская площадь является составной частью Ромашкинского нефтяного месторождения. Она граничит на севере с Альметьевской, на юге с Зай-Каратайской, на востоке с Абдрахмановской площадями и на западе ее границей является Алтунино-Шунакский прогиб. В административном отношении площадь расположена на территории Альметьевского района РТ. Схема расположения площадей на Ромашкинском месторождении представлена на рисунке 1.1.1.

Рисунок 1.1.1 - Схема расположения площадей на Ромашкинском месторождении

Район площади выражен пересеченной местностью с холмистым рельефом. Абсолютные отметки уровня земли находятся в пределах от 90 до 230 м. Площадь пересекают многочисленные ручьи и речки, по ее территории проходят автомобильные дороги Бугульма-Альметьевск, Лениногорск-Альметьевск, а также железная дорога - Бугульма-Круглое Поле. Город Бугульма, расположенный в 55 километрах от города Альметьевска, имеет аэропорт республиканского значения. Ближайшие водные пристани находятся на судоходной реке Кама - города Чистополь и Набережные Челны.

Климат умеренно континентальный. Самый холодный месяц - январь, среднемесячная температура - 13,5-14,5 С. Наиболее теплый месяц - июль, среднемесячная температура +19,5 С. Среднее количество осадков 400 - 490 м. Снежный покров держится в среднем 140 - 150 дней. Преобладающее направление ветров юго-западное. Наибольшая глубина промерзания грунта -1,7 м.

Энергоснабжение района осуществляется от Куйбышевской ГЭС, Заинской ГРЭС и Нижнекамской ГЭС. На территории площади расположен ряд населенных пунктов: Миннибаево, Чупаево, Старое Суркино [1].

Миннибаевская площадь разрабатывается НГДУ "Альметьевнефть" объединения "Татнефть".

Миннибаевская площадь начала вводиться в промышленную разработку в 1952 году. Значительная доля запасов нефти на объектах Миннибаевской площади размещена в низко проницаемых, плотных, заглинизированных коллекторах. Разработка таких залежей характеризуется малыми темпами извлекаемых запасов, большая часть запасов из-за неоднородности коллекторов не охватывается дренированием даже при плотной сетке скважин. Традиционные методы нефтеотдачи на базе заводнения для таких пластов малоэффективны.

Для вовлечения в активную разработку дополнительных запасов нефти потребуется совершенствование системы ППД. В бурении добывающих и нагнетательных скважин, разукрупнение объекта заводнения, организации широкого применения нестационарного метода воздействия с изменением направления фильтрационных потоков.

1.2 Характеристика геологического строения Миннибаевской площади

Основным эксплуатационным объектом являются продуктивные отложения кыновского (Д0) и пашийского (Д1) горизонтов, залегающие в среднем на глубине 1750-1770 метров. Эксплуатационный объект представлен переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород. Коллекторами служат хорошо отсортированные мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты.

В разрезе кыновского и пашийского горизонтов выделяется 9 продуктивных пластов: Д0 (кыновский горизонт), "a", "б1", "б2", "б3", "в", "г1", "г2+3" , "д" (пашийский горизонт).

Коллекторы пласта Д0 приурочены к средней части кыновского горизонта и развиты преимущественно в северо-западной и центральной частях площади, залегают в виде линз и полос различной величины от весьма крупных до мелких, вскрытых одной скважиной. Средняя толщина продуктивных пластов-коллекторов составляет 16,5 метров. Пласт До является отдельной частью пластово-сводового типа.

Корреляция пластов пашийского горизонта осуществляется с использованием репера "верхний известняк", выделяемого в кровле горизонта и репера "мулинские глины", залегающего в подошве пашийских отложений. Репер "верхний известняк" в пределах площади выделяется повсеместно, а репер "мулинские глины" на отдельных, небольших участках площади отсутствует, в связи со слиянием коллекторов пласта "д" и нижнезалегающего пласта ДII. В средней части горизонта выделяется дополнительный репер "аргиллит", расчленяющий отложения пашийского горизонта на две, различающиеся между собой по характеру строения, пачки; верхнепашийская, включающая пласты "a", "б1", "б2", "б3" и нижнепашийская, сложенная пластами "в", "г1", "г2+3", "д".

Верхнепашийские отложения характеризуются линзовидным и полосообразным залеганием коллекторов, небольшими толщинами пластов (1,0-3,0 м) и преобладающим распространением низкопродуктивных коллекторов.

Нижнепашийским отложениям присуще площадное распространение коллекторов («в», «г2+3», частично «д») на большей части площади, представленных высокопродуктивными пластами, с значительно большей толщиной (в среднем 5-7 м) [1]. Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Миннибаевской площади приведены в таблице 1.2.1.

Таблица 1.2.1 - Геолого-физические характеристики продуктивных отложений Миннибаевской площади

Показатели	Значение
Год открытия	1950
Год ввода	1952
Стратиграфический возраст, млн. лет	405
Средняя глубина залегания, м	1750
Тип залежи	Пластовый
Тип коллектора	Терригенный
Площадь нефтеносности, мІ	64,26
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	16,5
Средняя эффективная водонасыщенная толщина, м	14,3

Водонефтяной контакт (ВНК) в пределах Миннибаевской площади прослеживается, в основном, в пластах «г1», «г2+3» и «д». В пределах площади ВНК выделен в 182 скважинах. Среднее его положение по площади в целом составляет - 1488,1 м.

Пласт До представлен на 47% площади коллектором в основном в виде одного пропластка. В отдельных скважинах количество прослоев увеличивается до двух-трех. Толщина пласта изменяется от 0,8 до 6,2 м. и в среднем составляет 1,7 м. От ниже залегающего пласта "а" горизонта Д1 пласт Д0 отделен глинистой толщей, представленной пачкой зеленовато-коричневых аргиллитов толщиной 1,0-16,8 м., являющейся наиболее выдержанной по площади (выделяется во всех пробуренных скважинах). По направлению к Алтунино-Шунакскому прогибу ее толщина уменьшается. Общая толщина горизонта Д1 колеблется в пределах от 32,2 м. до 56,0 м., а средние значения по блокам изменяются от 39,2 м до 43,0 м. Эффективные и нефтенасыщенные толщины в целом по горизонту изменяются соответственно от 3,6 м до 41,2 м и от 1,0 м до 37,2 м. Наименьшими толщинами характеризуются 5 и 7 блоки.

Разделы между выделенными в разрезе горизонта Д пластами сложены в основном глинистыми алевролитами с прослоями аргиллитов. Сводный литолого - стратиграфический разрез Миннибаевской площади представлен в таблице 1.2.2.

Таблица 1.2.2 - Сводный литолого-стратиграфический разрез Миннибаевской площади

Система	Отдел	Ярус	Подъярус	Горизонт	Индексы горизонтов	Мощность, м	Литологическое описание пород
Девонская Д	Верхний Д3	Франский Д31	Нижний	Тиманский (Кын.)	Д3tim (Д0)	18 - 38	Песчаники с прослоями алевролитов и аргиллитов
				Пашийский	Д3p (ДI)	19 - 52	Песчаники и алевролиты с прослоями аргиллитов

Пласт "а" коллектором представлен на 52,4% площади, из них в 27,6% скважин залегает совместно с пластом "б1", коэффициент связанности составляет 0,171. Средняя толщина пласта "а" равна 1,9 м, от пласта " б1" он отделен глинистой перемычкой, толщиной в среднем равной 2,0 м при коэффициенте вариации 61,3%.

Пласт " б1" является наименее выдержанным по площади, вероятность вскрытия коллектора по блокам изменяется от 0,150 до 0,312, в среднем по площади составляя 0,234. Коллекторы пласта залегают в виде небольших полос и линз. Толщина пласта по бокам в среднем колеблется от 1,4м до 2,8 м. Пласт в 62,1% скважин залегает совместно с пластом "а" и в 48,2% скважин совместно с пластом "б2". Коэффициент связанности с нижележащим пластом меняется от 0 до 0,579 соответственно на 5 и 7 блоках. Толщина глинистой перемычки между пластами " б1" и "б2" равна 1,6м, коэффициент вариации составляет 58,9%.

Геологический профиль Миннибаевской площади по продуктивному горизонту представлен на рисунке 1.2.1.



Рисунок 1.2.1 - Геологический профиль Миннибаевской площади по продуктивному горизонту

Пласт "б2" отличается от вышележащего несколько большим распространением по площади и залегает преимущественно в виде достаточно крупных полос и линз. Средняя толщина пласта по площади равна 1,9 м. По характеру залегания, по отношению к смежным пластам, он в 26,2% скважин вскрыт совместно с пластом " б1" и в 13,5% скважин совместно с "б3". Связанность с пластом "б3" по блокам различна, изменяется от 0 (5 блок) до 0,722 (7 блок). Непроницаемый раздел между пластами "б2" и "б3" характеризуется толщиной в среднем равной 1,9 м.

Пласт "б3" сложен коллектором на 55,3% площади, из них в 10% залегает совместно с пластом "б2" и в 67,4% с "в". По характеру распространения коллекторов по площади он представлен еще более крупными линзами и полосами чем пласт "б2". Средняя толщина его в целом по площади составляет 2,4 м. От нижележащего пласта "в" пласт " б3" отделен наиболее выдержанной в разрезе горизонта Д1 глинистой перемычкой ("аргиллит"), толщиной около 4 м. Основные зоны слияния пластов "б3" и "в" выделены на 1 и 4 блоках. На остальной части площади слияний коллекторов рассматриваемых пластов либо нет (2, 4 блоки), либо они вскрыты в единичных скважинах.

Пласт "в" в отличие от верхнепашийских пластов имеет практически площадное распространение в пределах 1,2,3,6,7 блоков. На 4 и 5 блоках он залегает в виде полосы, направленной с юго-запада на северо-восток. В целом по площади представлен коллектором в 76,5% скважин, в 51,5% залегает совместно с пластом "б3" и в 63,9% скважин с "г1". Средняя толщина пласта составляет 2,9 м. От нижележащего пласта " г1"отделен глинистым разделом толщиной 2,3м, зоны слияния встречаются в единичных скважинах.

Пласт " г1" сложен в виде крупных линз и полос, прерывистость его уменьшается с востока на запад, вероятность встречи коллектора составляет 0,65, в 83,3% и 93,3% скважин, соответственно, перекрывается и подстилается пластами "а" и "г2+3". Коэффициент связанности с пластом "г2+3"изменяется от 0,146 до 0,425. Толщина глинистой перемычки с пластом "г2+3" составляет 1,9 м.

Наиболее выдержанным из всех пластов объекта разработки является пласт "г2+3" (Р=0,939), зоны отсутствия коллекторов выделяются, в основном, в пределах 1 блока. От пласта "д" отделен глинистым разделом с толщиной, колеблющейся в среднем от 2,4м до 4,5м. В 37,7% скважин, вскрывших пласты "г2+з" и "д", их коллекторы находятся в слиянии. Средняя толщина пласта "г2+3" составляет 3,5м.

Самый нижний из пластов горизонта Д1 - пласт "д", в центральной и южной частях площади имеет близкое к площадному распространение, в северной части (1 блок) залегает в виде полос различного направления. Пласт характеризуется наибольшей толщиной продуктивных коллекторов, в среднем равной 3,8 м, практически на всей площади распространения перекрывается коллекторами пласта "г2+3". Подошвой горизонта Д1 является пачка "муллинских глин", толщиной в среднем равной 6,0 м. На Миннибаевской площади она достаточно выдержана, зоны слияния пласта "д" горизонта Д1 с коллекторами горизонта До выделяются в единичных скважинах, что свидетельствует о невысокой, гидродинамической связи коллекторов горизонта Д1 и До.

Рассматривая в целом характер распространения коллекторов горизонта Д1 необходимо отметить невысокую (за исключением 1 и 7 блоков) связанность коллекторов верхнее-пашийских отложений, что исключает значительные перетоки нефти и воды между пластами. В достаточной степени изолированным от верхнепашийских и пластов "гд" нижнепашииских коллекторов является пласт "в". Коллекторы пластов "гд" в большей степени связаны между собой, основная доля слияний смежных пластов, как правило, вскрыта двумя и более скважинами, т.е. рассматриваемые пласты являются практически единой гидродинамической системой [1].

Таким образом, основным объектом разработки Миннибаевской площади являются продуктивные отложения кыновского и пашийского, и представлены переслаиванием песчаных, песчано-алевролитовых и аргиллитовых пород.

1.3 Характеристика коллекторских свойств пластов продуктивных горизонтов

Основные параметры эксплуатационного объекта, получены на основании исследования кернового и геофизического материалов.

Деление пород на группы проводилось по величине пористости. Нижней границей пород-коллекторов являлось значение пористости равное 11%. Породы, слагающие горизонты Д0 и Д1, по литологической характеристике делятся на две категории: песчано-алевритовые, являющиеся коллекторами, глинисто-алевролитовые и аргиллитовые, которые представляют не коллекторы и служат непроницаемыми разделами между пластами-коллекторами.

Породы-коллекторы дифференцировались на две группы: первая -высокопродуктивные коллекторы (песчаники) с пористостью более 0,16; вторая - малопродуктивные коллекторы с параметрами более низкими, чем для коллекторов первой группы. Дифференциация на группы осуществляется по двум параметрам: проницаемости и глинистости. За нижнюю границу принято предельное значение проницаемости, при котором пласт может обводниться пластовой водой, равное 0,025 мкм2. Коллекторы разделены на две группы: высокопродуктивные с К > 0,1 мкм2 и малопродуктивные с 0,025 мкм2 < К< 0,1 мкм2.

В первой группе коллекторов выделяются две подгруппы, критерием для деления которых служит величина глинистости, равная 2%. Первая подгруппа имеет глинистость менее 2% и названа «высокопродуктивными неглинистыми коллекторами». Вторая подгруппа с глинистостью более 2% называется «высокопродуктивные глинистые коллекторы [1].

Во второй группе пород-коллекторов с проницаемостью, изменяющейся в пределах от 0,025 мкм2 до 0,1 мкм2, преобладают разности с глинистостью более 2%, но встречается и небольшая доля пластов с глинистостью меньше 2%. Пласты, сложенные коллекторами второй группы, пресной закачиваемой водой не заводняются. В соответствии с принятой классификацией коллекторов в таблице 1.3.1 приведены их емкостно-фильтрационные параметры.

Таблица 1.3.1 - Характеристика параметров пластов объекта разработки Миннибаевской площади

Пласт	Группы коллекторов
	1	2
До	Проницаемость, мкм2	0,707	0,199	0,059	0,187
	Пористость, %	21,4	18,7	15,7	17,6
	Нефтенасыщенность, %	84,8	76,9	66,3	73,6
"а"	Проницаемость, мкм2	0,621	0,268	0,058	0,291
	Пористость, %	20,3	18,9	14,3	17,4
	Нефтенасыщенность, %	85,9	79,3	71,4	78,8
"б1"	Проницаемость, мкм2	1,513	0,308	0,06	0,558
	Пористость, %	23,1	19,1	14,7	18,6
	Нефтенасыщенность, %	88,9	81,2	70,8	80,8
"б2"	Проницаемость, мкм2	0,9	0,367	0,051	0,463
	Пористость, %	21,7	19,5	14,7	18,9
	Нефтенасыщенность, %	87,8	81,2	67,9	80,9
"б3"	Проницаемость, мкм2	1,018	0,388	0,059	0,369
	Пористость, %	21,9	19,2	14,9	19,3
	Нефтенасыщенность, %	88,2	81,9	68,3	81,9
"в"	Проницаемость, мкм2	1,131	0,294	0,072	0,944
	Пористость, %	21,8	18,3	15,2	21,1
	Нефтенасыщенность, %	90,1	81,7	73,9	88,2
"г1"	Проницаемость, мкм2	1,075	0,204	0,065	0,887
	Пористость, %	21,5	18,2	14,6	20,6
	Нефтенасыщенность, %	88,1	78,9	70,7	86,1
"г2+3"	Проницаемость, мкм2	0,880	0,234	0,063	0,753
	Пористость, %	21,3	18,1	15,2	20,6
	Нефтенасыщенность, %	87,4	81,2	69,6	85,8
"д"	Проницаемость, мкм2	0,980	0,172	0,062	0,777
	Пористость, %	2261	18,4	15,6	21,4
	Нефтенасыщенность, %	86,6	76,9	69,0	84,1
По горизонту в целом	Проницаемость, мкм2	0,998	0,304	0,060	0,716
	Пористость, %	21,6	18,8	14,9	20,3
	Нефтенасыщенность, %	88,2	80,6	70,1	84,6

Рассматривая характер изменения абсолютной проницаемости по разрезу, можно отметить, что достаточно хорошо выявляется закономерность ее увеличения по направлению сверху вниз. Аналогично закономерность просматривается и в изменении нефтенасыщенности пластов-коллекторов. Наилучшими фильтрационными свойствами среди всех выделенных пластов по подгруппе «высокопродуктивных неглинистых коллекторов» отличаются пласты «б3», «в», «г2+3» (1,0321-1,089 мкм2), а самыми низкими -пласт До, где проницаемость практически в два раза ниже проницаемости рассматриваемых пластов. Среди «высокопродуктивных глинистых коллекторов» более высокой проницаемостью обладают пласты «б1», «б3» и «в» (0,322-0,391 мкм2). Более низкими значениями пористости характеризуются пласты Д0 и «а» подгруппы «высокопродуктивных песчанистых коллекторов». Оценивая фильтрационную характеристику групп коллекторов в целом по блокам, можно отметить их достаточную близость (за исключением блока №5) [1].

Наибольшей песчанистостью характеризуется объект разработки на 6 блоке, где она достигает в продуктивной части 0,45, а самая низкая в пределах 1 и 7 блоков, где пласты "гд" в части скважин являются водоносными. Песчанистость в целом по разрезу изменяется не столь значительно от 0,397 до 0,468 и в среднем по площади равна 0,417.

Статистические показатели характеристик неоднородности пластов Миннибаевской площади приведены в таблице 1.3.2.

Таблица 1.3.2 - Статистические показатели характеристик неоднородности пластов Миннибаевской площади

Блок	Пласт	Кол-во скважин исп. для определения	Коэф-т песчанистости, Кп, д.ед	Коэф-т расчлененности, Кр, д.ед
			Среднее значение	Коэф-т вариации	Среднее значение	Коэф-т вариации
1	Д0+Д1	131	0,294 0,397	0,50 0,348	3,9 4,4	0,401 0,356
2		161	0,408 0,439	0,305 0,296	5,3 5,5	0,311 0,285
3		199	0,352 0,409	0,355 0,281	4,5 4,7	0,407 0,381
4		166	0,392 0,426	0,351 0,312	4,4 4,5	0,361 0,342
5		70	0,305 0,329	0,358 0,316	3,9 4,1	0,370 0,357
6		170	0,405 0,468	0,248 0,266	4,9 5,0	0,350 0,350
7		36	0,275 0,404	0,381 0,319	3,3 4,1	0,489 0,361
В целом по площади	933	0,373 0,417	0,374 0,315	4,5 4,7	0,386 0,358

Расчлененность эксплуатационного объекта Миннибаевской площади в 1,5-2 раза выше, чем на краевых площадях Ромашкинского месторождения. По площади она также неоднозначна. Самый низкий коэффициент расчлененности в продуктивной части разреза отмечается на 1, 5 и 7 блоках, где пласты "г2+3" и "д" частично водоносны и наиболее высокий в пределах 2 и 6 блоков. Высокие коэффициенты расчлененности и неоднородности объекта разработки указывают на его сложное геологическое строение [1].

Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пластов Д0 и Д1 приведены в таблице 1.3.3.

Таблица 1.3.3 - Характеристика коллекторских свойств и нефтегазонасыщенности пластов Д0 и Д1 Миннибаевской площади

Метод определения	Наименование	Проница- емость, мкм2	Пористость, доли ед.	Начальная нефтенасыщенность, доли ед.	Насыщен-ность связанной водой, доли.ед
Лабораторные исследования	Количество скважин, шт.	33	33	6	6
	Кол-во определений, шт.	400	477	222	222
	Ср.значение	0,547	0,21	0,375	0,125
	Коэф. вариации, доли ед.	0,37	0,21	0,18	-
	Интервал изменения.	Н/опр-3,395	0,037-0,24	0,304-0,969	0,301-0,696
Геофизические исследования	Количество скважин, шт.	624	629	634	-
	Кол-во определений,шт.	2773	3528	2736	-
	Ср. значение	0,657	0,201	0,843	0,157
	Коэф. вариации, доли ед.	1,169	0,161	0,108	-
	Интервал изменения.	0,03-3,64	0,135-0,249	0,55-0,945	-
Принятые при проектировании	0,656	0,201	0,843	0,157

В числителе показаны коэффициенты песчанистости и расчлененности в продуктивной части разреза, а в знаменателе по разрезу в целом.

Таким образом, характерной особенностью геологического строения продуктивных горизонтов на Миннибаевской площади является улучшение фильтрационных свойств пластов сверху вниз по разрезу. Песчано-алевролитовые пласты, слагающие кыновский и пашийский горизонты, характеризуются резкой литологической неоднородностью.

1.4 Состав и физико-химические свойства пластовых флюидов Миннибаевской площади

Физико-химические свойства нефтей и газов исследовались в лаборатории пластовых нефтей и газов «ТатНИПИнефть» и ЦНИЛе ОАО «Татнефть». Отбор и анализ проб проводились с помощью известной аппаратуры по общепринятой методике и в соответствии с государственными стандартами. Физико-химические свойства пластовых нефтей девонского горизонта были исследованы по 85 качественным пластовым пробам и 40 поверхностным [1].

Результаты исследований нефти и газа кыновского и пашийского горизонта Миннибаевской площади приведены в таблицах 1.4.1, 1.4.2.

Таблица 1.4.1 - Свойства пластовой и поверхностной нефти кыновского и пашийского горизонта Миннибаевской площади

Показатели	Значение
Плотность пл. нефти, кг/м3	802,3
Плотность дегаз. нефти, кг/м3	863,2
Плотность при давлении насыщения, кг/м3	855,6
Вязкость в пл. условиях, мПа·с	3,55
Вязкость в поверхностных условиях, мПа·с	4,32
Объемный коэффициент, доли ед.	1,1554
Давление насыщения газом, МПа	8,38
Газовый фактор, Г, м3/т	62,3
Компонентный состав пластовой и поверхностной нефти, %:
углекислый газ	0,37
сероводород	1,6
парафин	4,5
азот	2,40
метан	12,34
этан	7,63
пропан	7,94
изобутан	1,29
н.бутан	4,22
изопентан	1,97
н.пентан	1,99
гептаны	59,85

Параметры поверхностной нефти по плотности нефти относятся к типу средних нефтей. Содержание серы в нефти колеблется от 1,2% до 2,4%, среднее 1,6%; содержание парафинов от 2,6% до 8,5%, среднее 4,5%. Среднее значение выхода светлых фракций составляет при t=100°C - 9,3%, при 200°С - 24,7%, при 300°С - 46,8%.

Таким образом, по результатам проведенных исследований выявлено, что нефть Миннибаевской площади по содержанию в её составе парафина, асфальтенов и серы относится к сернистой и парафиновой, что создаёт трудности при её извлечении на поверхность, по плотности и вязкости относится к легким и маловязким.

Таблица 1.4.2 - Свойства нефтяных газов кыновского и пашийского горизонта Миннибаевской площади

Показатели	Значение
Плотность в пластовых условиях, кг/м3	1,2930
Плотность в поверхностных условиях, кг/м3	1,1852
Газовый фактор, м3/т	43,1
Компонентный состав нефтяного газа, %:
сероводород	0,03
углекислый газ	0,37
гелий	8,32
метан	37,58
этан	24,31
пропан	17,57
изобутан	2,09
н-бутан	5,77
изопентан	1,59
н-пентан	1,45
гектаны	0,92

Таким образом, нефтяной газ представляет собой смесь углеводородных газов метанового ряда, содержит в своем составе небольшое количество углекислого газа и сероводорода. После разгазирования пластовой нефти его компонентный состав изменяется, уменьшается содержание легких углеводородов, молекулярная масса увеличивается.

В процессе разработки месторождения параметры не остаются постоянными. В безводный период эксплуатации месторождения изменение параметров пластовой нефти происходит незначительно. В поздний период разработки, в процессе обводнения месторождения, когда скважины добывают водонефтяные смеси, на свойства нефти оказывает влияние закачиваемая вода. В этом случае изменение свойств нефти происходит от окисления ее кислородом попавшим пласт с закачиваемой водой, растворения легких компонентов в воде и т.д.

Водоносные горизонты терригенного девона приурочены к песчано - алевритовым пластам, разделенным глинистыми и глинисто - карбонатными водоупорами. Однако, разделы между пластами не выдержаны, поэтому вся терригенная часть девона представляет собой единый гидрогеологический резервуар, в котором физико - химические свойства подземных вод сходны [1].

В таблице 1.4.3 приведены данные по результатам исследования проб пластовой воды кыновского и пашийского горизонта Миннибаевской площади.

Таблица 1.4.3 - Свойства пластовой воды кыновского и пашийского горизонта Миннибаевской площади

Показатели	Значение
Плотность, кг/м3	1184,6
Вязкость, мПа·с	1,8722
Оъемный коэффициент, доли ед.	0,9983
Минерализация, г / л	262,099
Ионный состав пластовой воды, моль/мі:
Сl-	4763,66
SO42-	0,07
Са2++	554,14
Mg2++	176
Na+ + К+	3310,68
рН	5,1

Результаты изучения свойств и состава вод, приведенные в таблице 1.4.3, свидетельствуют о том, что воды, насыщающие эти отложения, представляют собой растворы хлоркальциевого типа с минерализацией около 262 г/л. По химическому составу они являются хлоридно-натриевыми, высокоминерализованными рассолами со значительным содержанием кальция.

2. технико-технологический раздел

2.1 Характеристика технологических показателей разработки Миннибаевской площади

Разбуривание Миннибаевской площади начато в 1950г. В промышленную разработку площадь введена в 1952 году. Основным эксплуатационным объектом являются продуктивные отложения кыновского (Д0) и пашийского (Д1) горизонтов.

Первые четыре года с начала разработки площадь работала на естественном режиме. За этот период 84 скважинами было отобрано 1917 тыс.т. нефти.

С 1954 года началось интенсивное разбуривание площади, фонд добывающих скважин начал резко расти, и с этого же периода начался ввод в эксплуатацию нагнетательных скважин. Площадь перешла на работу в режимах поддержания пластового давления и упруго-водонапорном.

Динамика технологических показателей разработки представлена в таблице 2.1.1 и на рисунке 2.1.1.

Таблица 2.1.1 - Динамика технологических показателей разработки Миннибаевской площади

Год	Годовая добыча нефти тыс.т.	Накоп. добыча нефти тыс.т.	Годовая добыча жид-ти тыс.т.	Накоп. добыча жид-ти тыс.т.	Обводнен-ность, %	Годовая закачка, тыс. м3	Пл. давл. в зоне отбора, атм	Добыв. фонд скв.	Нагн. фонд скв.	КИН, %	Темп от ТИЗ, %	Выраб. от НИЗ, %
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
1950	75	75	75	75	-	-	-	4	-	-	0,03	-
1951	147	222	148	223	0,7	-	-	6	-	-	0,06	0,1
1952	339	561	340	563	0,3	-	-	16	-	0,001	0,13	0,2
1953	1356	1917	1362	1925	0,4	-	-	84	-	0,004	0,52	0,7
1954	2572	4489	2576	4501	0,2	1445	-	163	20	0,009	0,99	1,7
1955	3613	8102	3624	8125	0,3	5181	130,0	183	40	0,016	1,41	3,1
1956	4096	12198	4120	12245	0,6	6432	138,0	188	43	0,024	1,63	4,6
1957	4454	16652	4479	16724	0,6	6787	131,0	198	49	0,032	1,80	6,3
1958	5183	21835	5221	21945	0,7	10070	147,0	230	87	0,042	2,14	8,3
1959	7529	29364	7603	29548	1,0	12273	153,0	298	93	0,057	3,22	11,1
1960	9503	38867	9600	39148	1,0	13392	154,0	354	126	0,075	4,23	14,8
1961	10300	49167	10455	49603	1,5	14030	139,0	344	142	0,095	4,81	18,7
1962	10686	59853	10865	60468	1,6	15070	130,0	344	146	0,116	5,25	22,7
1963	11322	71175	11877	72345	4,7	18421	148,0	341	147	0,138	5,89	27,0
1964	11824	82999	12954	85299	8,7	18645	154,0	343	148	0,160	6,55	31,5
1965	11907	94906	14392	99691	17,3	17216	152,0	346	150	0,183	7,06	36,0
1966	12184	107090	16258	115949	25,1	18949	152,0	351	158	0,207	7,79	40,6
1967	11862	118952	16864	132813	29,7	20569	150,0	377	162	0,230	8,21	45,1
1968	11172	130124	16847	149660	33,7	20735	153,0	403	164	0,252	8,38	49,4
1969	10782	140906	16941	166601	36,4	20403	158,0	441	174	0,272	8,80	53,5
1970	10115	151021	16323	182924	38,0	20433	160,0	454	192	0,292	8,99	57,3
1971	8826	159847	17079	200003	48,3	20314	162,0	493	199	0,309	8,52	60,7
1972	7919	167766	17347	217350	54,3	21276	165,6	532	205	0,324	8,27	63,7
1973	6939	174705	15998	233348	56,6	20627	164,0	548	194	0,338	7,82	66,3
1974	5938	180643	15773	249121	62,4	20539	162,2	554	195	0,349	7,17	68,6
1975	5244	185887	16331	265452	67,9	18263	155,7	578	202	0,359	6,76	70,5
1976	4555	190442	14962	280414	69,6	17121	157,3	580	160	0,368	6,24	72,3
1977	3972	194414	15063	295477	73,6	16952	154,8	598	150	0,376	5,75	73,8
1978	3482	197896	14768	310245	76,4	15416	143,4	581	132	0,383	5,31	75,1
1979	3258	201154	15928	326173	79,5	17033	141,7	588	146	0,389	5,23	76,3
1980	2937	204091	16487	342660	82,2	17879	142,0	611	163	0,394	4,94	77,5
1981	2681	206772	16377	359037	83,6	18069	141,2	629	159	0,400	4,73	78,5
1982	2443	209215	16853	375890	85,5	17505	143,4	647	155	0,404	4,50	79,4
1983	2238	211453	17514	393404	87,2	18924	141,4	661	162	0,409	4,30	80,3
1984	2051	213504	17320	410724	88,2	19126	142,4	684	164	0,413	4,10	81,0
1985	1894	215398	17472	428196	89,2	20403	154,4	719	177	0,416	3,94	81,7
1986	1739	217137	14554	442750	88,1	17638	161,2	742	190	0,420	3,75	82,4
1987	1618	218755	12790	455540	87,3	15176	157,5	763	208	0,423	3,62	83,0
1988	1498	220253	11522	467062	87,0	12771	155,1	762	218	0,426	3,47	83,6
1989	1435	221688	11036	478098	87,0	12051	154,9	765	229	0,428	3,43	84,1
1990	1332	223020	9902	488000	86,5	10610	159,3	747	249	0,431	3,29	84,6
1991	1236	224256	9455	497455	86,9	9274	153,9	717	264	0,433	3,15	85,1
1992	1163	225419	8908	506363	86,9	9639	159,9	690	270	0,436	3,06	85,6
1993	1055	226474	8151	514514	87,1	8637	159,2	633	286	0,438	2,85	86,0
1994	979	227453	7913	522427	87,6	8031	157,5	597	301	0,440	2,72	86,3
1995	904	228357	7337	529764	87,7	6883	149,5	662	313	0,441	2,57	86,7
1996	889	229246	7327	537091	87,9	7047	146,3	672	328	0,443	2,60	87,0
1997	865	230111	7172	544263	87,9	6959	143,2	685	349	0,445	2,59	87,3
1998	839	230950	6983	551246	88,0	6961	141,5	654	384	0,446	2,58	87,7
1999	797	231747	6033	557279	86,8	6253	139,1	638	406	0,448	2,51	88,0
2000	782	232529	5458	562737	85,7	5611	138,7	621	429	0,449	2,53	88,3
2001	783	233312	5149	567886	84,8	5857	143,6	631	358	0,451	2,59	88,5
2002	810	234122	5127	573013	84,2	5736	147,5	636	366	0,453	2,76	88,9
2003	806	234928	5038	578051	84,0	5619	148,0	639	374	0,454	2,82	89,2
2004	843	235771	4797	582848	82,4	6297	151,2	643	380	0,456	3,04	89,5
2005	873	236643	4943	587791	82,0	5688	151,4	634	435	0,457	3,25	89,8
2006	883	237526	4833	592624	81,7	6401	152,8	627	443	0,459	3,40	90,1
2007	895	238421	5127	597750	82,5	6632	151,5	612	445	0,461	3,57	90,5
2008	897	239318	4802	602552	81,3	6295	148,2	620	441	0,463	3,71	90,8
2009	896	240214	4866	607418	81,6	6134	148,9	626	448	0,464	3,85	91,2
2010	920	241134	5152	612570	82,1	6215	147,1	636	451	0,466	4,12	91,5
2011	953	242087	5163	617733	82,5	6427	150,5	653	451	0,468	4,39	91,8

Рисунок 2.1.1 - Динамика технологических показателей разработки Миннибаевской площади

Достигнутый уровень добычи нефти практически удерживался в течение пяти лет. В дальнейшем идёт постоянное снижение достигнутого максимального уровня добычи нефти. Практически все скважины эксплуатируются механизированным способом.

В настоящее время Миннибаевская площадь находится на четвертой стадии (завершающей стадии разработки), которая характеризуется низкими темпами разработки. Наблюдается высокая обводненность продукции и медленное уменьшение добычи нефти.

С начала разработки по Миннибаевской площади добыто 242087 тыс. т нефти, что составляет 91,8% от начальных извлекаемых запасов нефти. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0,468. За 2011 год объем добычи нефти по площади составил 953,83 тыс. т. В последние годы наблюдается увеличение годового темпа отбора нефти от начальных извлекаемых запасов по площади от 4,12% (2010г) до 4,39% в 2011 году [2].

На площади к системе газосбора подключено 100% добывающих скважин. В 2011 году вместе с нефтью из продуктивных пластов кыновско-пашийского горизонтов извлечено 49,656 млн. м3 попутного газа. Средний газовый фактор по кыновскому горизонту - 53,3м3/т, по пашийскому - 51,4м3/т. С начала разработки по площади извлечено 11899,802 млн. м3 попутного газа или 91,58% от начальных извлекаемых запасов.

В 2011 году в продуктивные пласты кыновско-пашийского горизонта по промысловому учету закачано 6,427 млн. м3 воды. Технологическая закачка в отчетном году составила 6,427 млн. м3, производительная - 6,212 млн. м3. В 2011 году в результате реконструкции КНС -11а дополнительно добыто 0,8 тыс. т нефти. Соотношение добывающих скважин к нагнетательным составляет в целом 1,4.

За отчетный год попутно с нефтью извлечено 4210 тыс. т воды, что на 22 тыс. т меньше по сравнению с прошлым годом. Среднегодовая обводненность продукции при этом составила 82,5% . В 2011 году на одну тонну добытой нефти пришлось в среднем 4,4 тонны воды. За весь период разработки площади из горизонтов До и ДI отобрано 375,6 млн. т воды, водонефтяной фактор-1,55%.

По состоянию на 1.01.2012г. на площади по горизонтам До и ДI эксплуатируются с водой 595 скважин - 100% действующего фонда, в том числе все скважины из введенных в отчетном году. Закачиваемой водой обводнено 576 скважин, пластовой - 11 скважин, смешанной водой -8 скважин. Годовой объем добытой жидкости в пластовых условиях по площади компенсирован закачкой на 121,8 %. Соотношение производительной закачки к отбору жидкости равно 117,7%. В целом по площади пластовое давление в зоне отбора увеличилось на 4,4 атм (150,5 атм против 147,1 атм).

В 1995г. институтом «ТатНИПИнефть» в отчете «Уточнение размещения скважин и совершенствование системы ППД» были уточнены местоположения проектных скважин и размещены все утвержденные резервные скважины. Работой предусмотрено бурение 1809 скважин: 1276 добывающих и 533 нагнетательных. Кроме этого, предусмотрено бурение 358 скважин-дублеров. Средняя плотность сетки скважин составит 14,1 га/скв.

На 1.01.2012 года на площади пробурена 1621 скважина (из них 1186 добывающих, 435 нагнетательных). Фактическая плотность сетки скважин составляет 17,0 га/скв. (без учета пробуренных дублеров: 63 добывающих и 30 нагнетательных). Пробуренный фонд на 1.01.2012г. составляет 89,6% от утвержденного проектного фонда.

Из общего числа 1276 добывающих проектных скважин по состоянию на 1.01.2012г. на площади пробурено 1124 скважины или 88,1%. Кроме этого, пробурено 63 скважины-дублера.

В отчетном году на площади пробурено 12 добывающих скважин. На конец отчетного года добывающий фонд по площади составляет 656 скважин; среди них: 1 скважина даёт техническую воду, 1 скважина водозаборная, 95 скважин по назначению нагнетательные, находятся во временной эксплуатации на нефть. Динамика добывающего фонда Миннибаевской площади представлена в таблице 2.1.2.

Таблица 2.1.2 - Динамика добывающего фонда Миннибаевской площади

Категория скважин	Количество скважин на	Отношение количества скв.2011г. к 2010г., %
	1.01.2011г	1.01.2012г	Изменение, ед
Фонд добывающих скважин	636	653	+17	102,7
в т.ч.: фонтан	18	20	+2	111
ЭЦН	149	157	+8	105,4
ШГН	469	475	+6	101,2
Действующий фонд	597 4 147/1 446	595 6 152/1 437	-2 +2 +5 -9	99,7 150,0 103,4/100 98,0
в т.ч.: фонтан	39/1	57/1	-18	97,5
ЭЦН/в т.ч. тех. вода	0	1	+1	-
ШГН	636	653	+17	102,7
Бездействующий фонд/в т.ч. тех. вода	18	20	+2	111
в т.ч.: ожид. освоения	149	157	+8	105,4

В отчетном году по добывающему фонду скважин произошли следующие изменения: пробурено 12 скважин, из них 11 скважин введены из бурения (№№ 20392, 20601, 20603, 20607, 20633, 20634, 32653, 32654, 32669, 32670, 32689) и 1 скважина (№20572) находится в освоении после бурения; 2 скважины (№№ 60, 3190) переведены в нагнетательный фонд; на нагнетательных скважинах №№ 3155д, 3157д внедрены технологии ОРЭ и З; скважина № 34П переведена с горизонта ДIV (залежь №995) на горизонт ДI, а скважина № 20345 переведена с горизонта ДII ( залежь № 55) на горизонт Д0ДI Миннибаевской площади.

Действующий фонд на конец отчетного года составил 595 скважин, из них 152 скважин эксплуатируются электроцентробежными насосами (25,5% действующего фонда). Средний дебит одной скважины, оборудованной ЭЦН, составляет по нефти 6,0т/сут и по жидкости 61,2 т/сут.

437 скважин эксплуатируются глубинными штанговыми насосами, их доля составляет 73,4% действующего фонда. Средний дебит по нефти этой категории скважин в 2011году - 4,0 т/сут, по жидкости - 9,8т/сут.

В таблице 2.1.3 приводится динамика среднесуточного дебита по способам эксплуатации Миннибаевской площади:

Таблица 2.1.3 - Динамика среднесуточного дебита по способам эксплуатации Миннибаевской площади

Показатели	на 1.01.2011г.	на 1.01.2012г.	Изменение, ед
	нефть	жидкость	нефть	жидкость	нефть	жидкость
Средний дебит 1скв., т/сут	4,9	27,5	4,6	24,8	-0,3	-2,7
Фонтан	0,6	1,2	0,7	3,8	+0,1	+2,6
ЭЦН	7,1	72,4	6,0	61,2	-1,1	-11,2
СКН	4,1	10,8	4,0	9,8	-0,1	-1,0

Бездействующий фонд на 1.01.2012 г. составил 57 скважин (8,7% эксплуатационного фонда). Из находящихся в бездействии скважин - 3 скважины ожидают проведения ГРП, 26 скважин находятся в ожидании проведения ПРС и исследования на герметичность эксплуатационных колонн и зумпфов, 13 скважин требуют капитального ремонта по причине герметизации эксплуатационных колонн и ликвидации аварии, 10 скважин ожидают перевода в другие категории, в т.ч. 5 скважин ожидают освоения под закачку, 3 скважины находятся в ожидании обустройства и 2 скважины ожидают восстановления пластового давления.

В 2011году из продуктивных пластов горизонтов Д0 и ДI отобрано 0,9538 млн. т нефти. Темп выработки от начальных извлекаемых запасов составил- 0,36%, темп от текущих извлекаемых запасов увеличился до 4,27 против 3,95 % в 2010г.

Изменение отборов и выработки по пластам Миннибаевской площади представлены в таблице 2.1.4.

Таблица 2.1.4 - Изменение отборов и выработки по пластам Миннибаевской площади

Пласт	2010г.	2011г.	С начала разработки
	Нефть, тыс.т.	Темп от НИЗ, %	Нефть, тыс.т.	Темп от НИЗ, %	Нефть, тыс.т.	Отобрано от НИЗ, %
До	145	2,61	199	3,59	3815	68,7
а	147	1,36	136	1,26	5963	55,2
б1	37	0,83	39	0,86	3003	67,0
б2	82	0,93	91	1,04	5282	59,8
б3	140	0,69	133	0,66	16222	80,4
в	142	0,26	138	0,25	53719	97,2
г1	58	0,2	52	0,18	26066	89,1
г2+3	133	0,15	133	0,15	86890	99,4
д	36	0,09	36	0,08	41128	98,6
Д1+До	920	0,35	954	0,36	242088	91,9

За 2011год темп отбора от начальных извлекаемых запасов из песчаных коллекторов составил 0,28%, из песчаных - глинистых коллекторов 1,52%, из алевролитовых коллекторов 0,93%, из коллекторов контактной водонефтяной зоны - 0, 01%. По состоянию на 1.01.2012г. извлечено 96,7% от запасов песчаных коллекторов, 64,3 % - от запасов глинистых песчаных коллекторов, 42,7% - от запасов алевролитов, 94,2 % - от запасов контактной водонефтяной зоны. За годы разработки существенно изменилась структура запасов по площади, доля извлекаемых запасов по алевролитам и глинистым песчаникам увеличилась в несколько раз, следовательно, на сегодняшний день основной задачей является интенсификация выработки низкопродуктивных коллекторов. Доля извлекаемых запасов по коллекторам Миннибаевской площади представлена в таблице 2.1.5.

Таблица 2.1.5 - Доля извлекаемых запасов по коллекторам Миннибаевской площади

Коллектора	Доля извлекаемых запасов, %
	Начальные	Текущие
Всего	100	100
Песчаные пласты	79	32,9
Песчаные линзы с повышенной глинистостью	6	26,5
Алевролиты	5	33,7
Водо - нефтяная зона	10	6,9

Для увеличения темпов отбора необходимо продолжить работы по водоизоляции нижних пластов и интенсификации выработки верхних пластов - бурение новых скважин, ОПЗ, внедрение технологии ОРЭ, ОРЗ, ОРЭ и З.

Доля извлекаемых запасов по пластам Миннибаевской площади представлена в таблице 2.1.6.

Таблица 2.1.6 - Доля извлекаемых запасов по пластам Миннибаевской площади

Пласты	Доля извлекаемых запасов, %
	Начальные	Текущие
Всего	100	100
До-б3	19	72,4
в - д	81	27,6

Годовой объем добытой жидкости в пластовых условиях по площади компенсирован закачкой на 121,8%. Соотношение производительной закачки к отбору жидкости равно 117,7%. В целом по площади пластовое давление в зоне отбора увеличилось на 4,4 атм (150,5 атм против 147,1 атм). Динамика пластового давления по зонам Миннибаевской площади показана в таблице 2.1.7.

Таблица 2.1.7 - Динамика пластового давления по зонам Миннибаевской площади

Зоны	Пластовые давления	Изменение пластового давления за год
	на 01.2011г.	на 01.2012г.
В зоне отбора	147,1	150,5	+4,4
В зоне нагнетания	201,8	205,3	+3,5
В целом по площади	171,7	174,9	+3,2

В 2011 году обнаружены новые нарушения эксплуатационных колонн в 7 добывающих и 22 нагнетательных скважинах. Для продления срока службы имеющихся скважин необходим дополнительный объем капитального ремонта [2].

Несмотря на то, что Миннибаевской площадь находится на четвертой стадии разработки, продолжается разбуривание добывающих и нагнетательных скважин. Для того, чтобы сдержать или снизить падение добычи нефти, а также сократить темпы обводнения добываемой продукции, необходимо применение различных мероприятий по снижению доли воды в добываемой продукции и увеличению коэффициента нефтеотдачи пластов.

2.2 Анализ состояния существующей системы ППД Миннибаевской площади Ромашкинского месторождения

Поддержание пластового давления на Миннибаевской площади осуществляется с 1962 г. Поддержание пластового давления обеспечивается с помощью закачки в пласты различных рабочих агентов. На поздней стадии разработки с изменением структуры запасов, связанной с выработкой высокопродуктивных пластов и с необходимостью вовлечения в активную разработку трудноизвлекаемых запасов (в слабопроницаемых глинистых коллекторах, алевролитах, в тупиковых зонах, в линзах и др.), изменяются требования к имеющейся системе ППД. В рамках совершенствования системы ППД ведутся адресные работы по конкретным выделяемым участкам [1]. Распределение скважин по типам рабочего агента на Миннибаевской площади представлена в таблице 2.2.1 и рисунке 2.2.1.

Таблица 2.2.1 - Распределение скважин по типам рабочего агента на Миннибаевской площади

Вид агента закачки	Количество скважин, шт	Доля от действующего нагнетательного фонда, %
Сточная вода	217	63,8
Пресная вода	69	20,2
Пластовая вода	54	15,8
Итого	340	100

Рисунок 2.2.1 - Распределение скважин по типам рабочего агента на Миннибаевской площади

По рисунку 2.1.1 видно, что наиболее применяемым рабочим агентом системы ППД Миннибаевской площади является сточная вода 63,8%

На сегодняшний день закачка пресной воды поизводится кустовыми насосными станциями (КНС) - 6, 10, 118Бл, 8140, 17Бл, сточной - КНС-11, 11А, 243Бл, 15, 2, 3, 4, 5, 12 и методом межскважинной перекачки пластовой воды. Забор воды производится водозаборными скважинами 14974, 20121, 20432, 17849Д, 20677, 26645, 32693, 20698, 20401, 20566, 20360,20658, 20610, 3184Д, 440Д, 20585, 14935 с последующей закачкой насосными агрегатами типа ЭЦН в нагнетательные скважины. На КНС вода поступает с товарных парков, где производится ее очистка. Сточная вода проходит очистку на Миннибаевском товарном парке, а так же Тихоновском товарном парке.

Разработка объектов Миннибаевской площади ведётся с поддержанием пластового давления путём внутриконтурного очагового и линейного заводнения. Основные объемы закачки (64,4%) приходятся на нижние, выдержанные, зачастую с развитыми зонами слияний, высокопроницаемые, обводненные пласты. Зоны отбора располагаются неравнормерно.

Сведения по водозаборным скважинам Миннибаевской площади приведены в таблице 2.2.2.

Таблица 2.2.2 - Сведения по водозаборным скважинам Миннибаевской площади

№ Скв.	Q жид.факт., м3	Тип насоса
440Д	125	ЭЦНА5-125-1700
3184Д	180	ЭЦНМ5-125-1500
14935	170	ЭЦН5А-160-1400
14974	106.8	ЭЦНА5-80-1850
17849Д	134	ЭЦНМ5-125-1800
20121	475	ЭЦН5А-400-1250
20360	514	ЭЦНМ5А-400-1250
20401	198.1	ЭЦН5А-160-1500
20432	180	ЭЦН5А-160-1700
20566	60	ЭЦНА5-60-1700
20585	600	ЭЦН-500-1700
20610	141.6	ЭЦНМ5-125-1800
20658	269	ЭЦН5А-250-1700
20677	280	ЭЦНМ5А-250-1500
20698	75	ЭЦНМ5-80-1800
26645	80	ЭЦНА5-80-2000
32693	94.7	ЭЦНА5-80-1350
Итого	3142	-

Согласно таблице 2.2.2, наиболее часто применяемыми насосами являются насосы типа ЭЦН5А, ЭЦНА5. Объем перекачиваемой воды - от 60 до 500 м3. На Миннибаевской площади под МСП находятся 17 скважин.

Закачка сточной воды осуществляется с помощью КНС, их всего 9. На каждом из них имеется насос. На КНС вода поступает с товарных парков, где производится ее очистка. Сведения по закачке сточной воды на Миннибаевской площади приведены в таблице 2.2.3.

Таблица 2.2.3 - Сведения по закачке сточной воды на Миннибаевской площади

№ КНС	Количество нагн. скв.	Тип насоса	Закачка, м3/сут.
2	40	ЦНС-80-1400	2000
3	18	ЦНС-63-1250	1100
4	27	ЦНС-80-1400	1250
5	22	РЭДА-1500-1400	1300
11	29	ЦНС-180-1322	1900
11а	23	Работает через перемычку КНС-11	1200
12	41	ЦНС-80-1400	1900
15	31	ЦНС-80-1300	1500
243БЛ	37	ЦНС-80-1300	2000
Итого	-	-	14150

Как видно из таблицы, наибольшее применение имеет насос типа ЦНС-80. Сточная вода проходит очистку на Миннибаевском товарном парке а так же Тихоновском товарном парке.

Сведения по закачке пресной воды на Миннибаевской площади приводится в таблице 2.2.4.

Таблица 2.2.4 - Сведения по закачке пресной воды на Миннибаевской площади

№ КНС	Количество нагн. скв.	Тип насоса	Закачка, м3/сут.
6	29	ЦНС-63-1400	1700
10	18	РЭДА-1500-1400	1300
118БЛ	22	РЭДА-1000-1250	1100
8140	42	ЦНС-63-1400	2300
17БЛ	19	РЭДА-1000-1500	1000
Итого	-	-	7400

По тоблице 2.2.4 видно, что на Миннибаевской площади всего 5 КНС по закачке пресной воды. На двух КНС установлены насосы типа ЦНС-63, на остальных КНС насосы типа РЭДА.

При повышении качества закачиваемой воды и при защите водоводов от воздействия коррозии увеличивается период эксплуатации нагнетательных скважин, снижаются расходы на восстановление их приемистости, уменьшается опасность загрязнения водоемов сточными водами.