Методические и технологические решения, обеспечивающие повышение дебита нефти

Содержание

Введение	7
1 Геолого-промысловая характеристика Анастасиевско-Троицкого 
месторождения.	9
   1.1 Общие сведения о месторождении	9
   1.2 Стратиграфия месторождения	11
   1.3 Тектоника месторождения	13
   1.4 Геолого-физическая характеристика месторождения	15
   1.5 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных 
   коллекторов месторождения	17
1.6 Физико-химические свойства нефти	19
1.7 Запасы нефти на месторождении	20
2 Технология увеличения нефтеотдачи и повышения эффективности 
разработки Анастасиевско-Троицкого месторождения	23
   2.1 Анализ состояния фонда скважин	23
   2.2 Проблемы разработки нефтяных месторождений	26
   2.3 Классификация методов повышения нефтеотдачи	27
   2.4 Формы существования остаточной нефти в пласте	29
   2.5 Определение метода интенсификации пластового  флюида	29
3 Определение способа повышения эффективности добычи нефти	32
   3.1 Анализ эксплуатации скважин ШСНУ	32
      3.1.1 Устройство, принцип работы ШСНУ	32
      3.1.2 Подбор ШСНУ	34
   3.2 Обобщение основных факторов, влияющих на  эксплуатацию 
   скважин ШСНУ на промысловом объекте	36
   3.3 Анализ причин выхода из строя скважин исследуемого 
   месторождения, оборудованных ШСНУ	40
   3.4 Природа АСПО. Методы предотвращения и удаления	42
   3.5 Подбор оборудования для эксплуатации ШСНУ. Расчёт 
   параметров работы и надёжности ШСНУ	42
   3.6 Оценка показателей надежности и коэффициента эксплуатации 
   ШСНУ	55
   
   3.7 Направления совершенствования эксплуатации  ШСНУ. 
   Предлагаемые мероприятия	56
   3.8 Расчёт предлагаемого метода увеличения  межремонтного 
   периода эксплуатации скважин	60
4 Безопасность жизнедеятельности	62
   4.1 Законодательная и нормативная база охраны труда	62
   4.2 Общие требования по безопасному ведению работ, 
   правила безопасности	63
   4.3 Пожарная безопасность	65
5 Организация и экономика предприятия	68
6 Охрана окружающей среды	67
   6.1 Природоохранное законодательство и санитарно-гигиенические 
   ограничения	72
   6.2 Мероприятия по охране окружающей среды и недр	73
Заключение	77
Список использованных источников	78
Иллюстративная часть:
АМТИ.210301.07.001. Обзорная карта района работ Анастасиевско-Троицкого месторождения. Плакат на 1 листе формата А1.
АМТИ.210301.07.002. Геологическое строение Анастасиевско-Троицкого месторождения. Плакат на 1 листе формата А1.
АМТИ.210301.07.003. Свойства нефти, газа, воды Анастасиевско-Троицкого месторождения.  Плакат на 1 листе формата А1.
АМТИ.210301.07.004. Штанговая скважинная насосная установка. Плакат на 1 листе формата А1.
АМТИ.210301.07.005. Скребок-центратор. Чертеж на 1 листе формата А2.
АМТИ.210301.07.006. Технологическая эффективность спуска штанг со скребками-центраторами. Плакат на 1 листе формата А2.
АМТИ.210301.07.007. Экономические аспекты проектного решения. Плакат на 1 листе формата А1.

Введение
     
Для многих нефтяных месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, в последние годы осуществление широкомасштабных и дорогостоящих проектов по интенсификации добычи нефти и увеличению нефтеотдачи пластов не всегда  являются экономически нецелесообразными.
Вместе с тем, проблема повышения эффективности извлечения остаточных запасов в промышленно освоенных регионах весьма актуальна. Тенденция к поиску методов снижения стоимости добычи 1 т нефти прослеживается на всех старых месторождениях. В России имеется большое количество скважин, дающих 0,07–0,09 т/сут. нефти. Затраты на их ремонт и обслуживание оказываются минимальны за счет высокой эксплуатационной надежности подземного и наземного оборудования, а также за счет автоматизации контроля и управления работой скважины, т.е. за счет уменьшения численности обслуживающего персонала.
Проблема повышения эффективности добычи нефти на месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, – это комплексная проблема, охватывающая ряд задач, включающих: выбор мероприятий по интенсификации добычи нефти, прогнозирование состояния фильтрационно-емкостных свойств пласта до и после мероприятия, суточной и накопленной добычи нефти по скважине и месторождению в целом, переоценку извлекаемых и остаточных запасов, эксплуатационная надежность оборудования для извлечения продукции скважин.
Цель выпускной квалификационной работы (ВКР) – разработка и совершенствование методических и технологических решений, обеспечивающих повышение дебита нефти при эксплуатации месторождений на поздней стадии разработки и оценка эффективности работы внутрискважинного оборудования.
      Объектом исследований ВКР является Анастасиевско-Троицкое нефтегазовое месторождение ООО «РН-Краснодарнефтегаз».
Предмет исследований – добывающие скважины на поздней стадии разработки нефтяного месторождения.
Для достижения цели исследования были поставлены следующие задачи:
      1. Дать геолого-промысловую характеристику строения Анастасиевско-Троицкого нефтегазового месторождения.
      2. На основе анализа состояния разработки эксплуатационных объектов месторождения определеть методы увеличения нефтеотдачи объектов.
      3. Провести исследование, выбор и расчёт метода повышения межремонтного периода скважин, оснащенных ШСНУ, как средства повышения эффективности добывающих скважин на поздней стадии разработки нефтяного месторождения.
Метод исследований – теоретический анализ научной и специальной литературы по теме исследования, а также практический опыт работы на месторождениях ООО «РН-Краснодарнефтегаз».
Результаты работы на тему могут быть использованы в производственной деятельности ООО «РН-Краснодарнефтегаз» и учебном процессе кафедры МОНГП АМТИ.
      С труктурно ВКР состоит из двух частей: пояснительной записки и иллюстративной части.
      В первом разделе пояснительной записки дана геолого-промысловая характеристика участка работ, проведен анализ современного состояния разработки.
      Во втором разделе – приведены исследования и определение способов увеличения нефтеотдачи на Анастасиевско-Троицком месторождении.
      В третьем разделе – дан анализ эксплуатации скважин штанговыми скважинными насосными установками, дан анализ причин выхода из строя скважин, оборудованных ШСНУ; приведен выбор метода увеличения межремонтного периода скважин за счет применения механического метода борьбы с АСПО.
      В четвёртом разделе – дано технико-экономическое обоснование экономической эффективности выбранного и рассчитанного механического метода борьбы с АСПО.
      В пятом разделе – рассмотрены вопросы техники безопасности и охраны труда персонала, работающего на Анастасиевско-Троицком месторождении.
      В заключении – подведены итоги исследований выпускной квалификационной работы.
      Иллюстративный раздел включает шесть плакатов, отражающих в графичесой форме ключевые аспекты ВКР.
      
    1 Геолого-промысловая характеристика Анастасиевско-Троицкого месторождения
      
      1.1 Общие сведения о месторождении
      
Анастасиевско-Троицкое месторождение расположено в западной части Краснодарского края на территории двух районов: Крымского и Славянского, в 125 км к западу от г. Краснодар. Обзорная карта района работ Анастасиевско-Троицкого месторождения. Поуказана на рисунке 1.1 и на плакате  АМТИ.210301.07.001.
      Производственная база располагается на площади Бугундырь в 7 километрах от поселка Ахтырского. 
      

Рисунок 1.1 – Обзорная карта района работ 
Анастасиевско-Троицкого месторождения
      Площадь месторождения разделяется рекой Кубань на два участка: Анастасиевский на северо-западе и Троицкий – на юго-востоке. К северо-западной границе Анастасиевского участка примыкает станица Анастасиевская, к юго-восточной – станица Троицкая. Непосредственно на площади месторождения населенные пункты отсутствуют.
     Ближайшими городами являются Славянск-на-Кубани и Крымск. Население этих городов и соответствующих районов занято в основном в агропромышленном комплексе, включающем производство и переработку сельскохозяйственной продукции, а также на предприятиях нефтяной промышленности.
     С городами Крымск и Славянск-на-Кубани месторождение связано шоссейными дорогами. Шоссейная дорога, связывающая месторождение с городом Крымск, вливается в магистральную шоссейную дорогу Краснодар-Новороссийск.
     Расстояние от Троицкого участка до г. Краснодара по этой дороге составляет 120 км. В пределах месторождения хорошо развита сеть промысловых дорог.
     На Троицком участке месторождения расположен йодный завод. Сырьем для получения йода являются пластовые воды VIII , VII, и частично IV горизонтов.
     На железнодорожной станции Себедахово, расположенной вблизи Троицкого участка, находится база материально-технического снабжения.
     Водным путем по реке Кубань месторождение связано с городами Краснодар и Темрюк.
     Перекачка добываемой нефти осуществляется на станциях Крымск и Протока (г. Славянск-на-Кубани).
     Попутный газ нефтяных месторождений (включая и IV горизонт) после компремирования частично (до 30% добываемого объема) используется на производственно-технические нужды, включая и сторонних потребителей; остальная часть совместно с природным газом разрабатываемых газовых месторождений подается в систему газопроводов Кубаньгазпрома.
     Водоснабжение обеспечивают высокодебитные артезианские скважины, добывающие пресную воду из песчаных слоев куяльницкого и киммерийского ярусов. Для различных технических нужд используется вода реки Кубань.
     Район месторождения представляет собой степную равнину с абсолютными отметками +0,6;+7м приуроченную к Прикубанской низменности. В центральной части Анастасиевского участка над окружающей местностью возвышается круглый пологий холм (+25 м, 1 км. в поперечнике). являющийся отражением погребенного диапирового ядра.
     Река Кубань – основная водная артерия Краснодарского края – имеет в районе месторождения среднюю отметку уровня воды +2,4 метра, что превышает на отдельных участках уровень местности. Заболоченность местности и постоянная опасность разливов заставили создать систему ирригационных каналов и защитных дамб.
      Климат района умеренно-теплый, с летней температурой +25?350С. Осень теплая, чаще сухая, весна отличается непостоянством погоды, сильными ветрами и частыми осадками в виде дождя и снега. Среднегодовое количество осадков 500-600 мм; среднегодовая температура +110С.
      
      1.2 Стратиграфия месторождения
      
      На Анастасиевско-Троицком месторождении вскрыт полный разрез неогеновых отложений и частично - палеоген (майкопская серия). Разрез сложен терригеннными образованиями (глинами, песчаниками и песками, алевролитами и алевритами) с подчиненными тонкими прослоями карбонатных пород  (известняков, мергелей), расположенных главным образом, в среднем и, реже, верхнем миоцене.
      Майкопская серия (нижний миоцен - олигоцен) представлена толщей пластичных битуминозных глин с предполагаемой толщиной 3000 м (скважина 370 прошла по майкопским отложениям 2700 м, не вскрыв их подошву и не встретив прослоев-коллекторов).
      Средний миоцен. Тортонский ярус включает тарханский, чокракский, караганский и конкский горизонты. Ярус сложен в основном глинами с прослоями мергелей. Толщина тарханского горизонта 25 м, чокракского – 170-240 м, караганского – 200-220 м, конкского – 20 м.
      Верхний миоцен. Сарматский ярус представлен всеми своими частями – верхней, средней и нижней. Отложения сармата преимущественно глинистые, с прослоями алевролитов и песчаников в верхней части (IX и Х горизонты), доломитизированных мергелей и глинистых алевролитов в нижней. Общая толщина сарматского яруса 230-540 м.
      Меотический ярус, в котором заключены основные запасы нефти и газа месторождения, делится на две части – верхнюю и нижнюю. В верхней  части под понтическим репером вскрывается 20-метровая пачка характерных черных глин («меотический репер»), под которой залегает IV горизонт, сложенный песками, реже песчаниками, алевритами и алевролитами с прослоями глин. Общая толщина IV горизонта изменяется от 40 до 130 м, при этом горизонт распространен далеко за пределами месторождения на значительной части Западно-Кубанского прогиба.
      По литологическому  составу IV горизонт разделяется на 2 части: верхнюю песчано-глинистую (ВПГЧ) и основную песчаную. ВПГЧ сложена чередованием невыдержанных по площади, изменяющихся по толщине, обычно тонких, реже до 3-5 м толщиной, прослоев алевролитов, рыхлых песчаников и глин. Общая толщина ВПГЧ непостоянна и достигает 20-25 м. Основная песчаная часть сложена, главным образом, мелкозернистыми сыпучими песками и алевролитами с редкими, развитыми неповсеместно, обычно тонкими, прослоями глин, алевролитов и крепких известковистых песчаников. Толщина основной части IV горизонта достигает 100 м.
      В нижней части меотического яруса доминирующее значение имеют глины с прослоями песчаников и алевролитов, которые группируются в горизонты IVа, V, VI, VIa, VII. Горизонты V и VI развиты только на Троицком участке.
      Общая толщина меотического яруса в зависимости от положения на структуре варьирует в пределах 220-420 м.
      Плиоцен. В разрезе плиоцена снизу вверх выделяются понтический, киммерийский и куяльницкий ярусы.
      Понтический ярус представлен глинами и песчано-алевритовыми отложениями. В средней части яруса залегают II и III газоносные горизонты. Общая толщина яруса достигает 500 м.
      Киммерийский ярус. В его разрезе четко выделяются две толщи: нижняя - глинистая и верхняя – песчаная. В глинистой части киммерия на Анастасиевском участке залегает пачка песков и алевролитов (I газоносный горизонт). Общая толщина яруса до 450 м.
      Куяльницкий ярус сложен мощными песчаными пачками, разделенными в средней части толщей глин. Общая толщина яруса 400-500 м.
      Антропоген. Разрез месторождения завершается песчано-глинистыми и галечниковыми отложениями антропогена толщиной до 100 м.
      
      1.3 Тектоника месторождения
      
      Анастасиевско-Троицкое месторождение связано с одноимённой антиклинальной складкой, расположенной в центральной части Западно-Кубанского прогиба.
      В свете современных представлений, основанных на многочисленных геофизических исследованиях, Западно-Кубанский прогиб представляет собой крупную отрицательную геоструктуру размерами 280 х 80 км (от западной оконечности Таманского полуострова до юго-восточной центриклинали) с осью субкавказского простирания. Прогиб имеет асимметричное строение – крутой, сложно построенный южный борт и пологий, менее дислоцированный северный. Наибольшее погружение фундамент испытал в западной части прогиба, который протягивается в сторону Азовского моря и переходит в Индольский прогиб.
      В осадочном чехле, покрывающем породы фундамента, выделяются два основных структурных этажа: нижний, сложенный платформенными литофациями мезозоя, среднего и отчасти верхнего палеогена мощностью 5-6 км, и верхний, в строении которого участвуют орогенные молассовые формации олигоцена и неогена, мощность которых достигает 7 км.
      Наиболее полно Западно-Кубанский прогиб изучен по кайнозойским, главным образом олигоцен-неогеновым отложениям, с которыми связаны многочисленные залежи нефти и газа.
      Анастасиевско-Троицкая складка находится в восточной части зоны развития диапиров. Эта зона охватывает западную часть южного борта прогиба, весь Таманский п-ов и прилегающий к нему с юго-востока район центральной части прогиба, куда входят крупные антиклинальные складки – Курчанская и Анастасиевско-Троицкая. Зона выделена по генетическим признакам: все входящие в неё складки осложнены явлениями диапиризма, более того, в большинстве своём обязаны своим происхождением нагнетанию пластичных майкопских глин в своды складок ещё на ранних стадиях их формирования. Кроме того, в зоне развития диапиров широко распространены грязевые вулканы, также связанные с майкопскими диапирами.
      Принадлежность Анастасиевско-Троицкой складки к структурам таманского типа была установлена в 1961 г., когда скважина 634, пробуренная на Анастасиевском участке, вскрыла майкопское ядро под отложениями понтического яруса. Это позволило объяснить причины неудачного бурения ряда скважин на своде Анастасиевской складки (134, 136 и др.) в районе невысокого холма, которые из среднего киммерия входили в пластичные вязкие породы; проходка в них оказалась невозможной. Анализ имеющихся геологических материалов позволил сделать вывод о том, что в основании миоцен-плиоценовой складки залегает мощное диапировое ядро, сложенное перемятыми майкопскими глинами. Зарождение Анастасиевско-Троицкой складки произошло в конце олигоценового – начале чокракского времени и с тех пор современный Анастасиевский участок (северо-западная часть складки) представлял собой подводное поднятие, которое постепенно разрастаясь в юго-восточном направлении захватывало и площадь современного Троицкого участка.
      Складка контролировала распределение осадков в бассейне, в связи с чем поведение изопахит отложений, начиная с чокракско-караганских, отвечает в общих чертах форме структуры. Наиболее приподнятая (Анастасиевская) часть складки представляла собой подводный выход диапирового ядра, которое росло и развивалось синхронно с осадконакоплением. В отдельные отрезки времени оно, вероятно, перекрывалось маломощными осадками, но они быстро уничтожались подводной эрозией.
      К концу нижнесарматского века наблюдается увеличение скорости погружения северо-западной периклинали складки. Здесь образуется флексурообразный перегиб слоев, перешедший затем в разрыв, способствовавший зарождению и бурной деятельности грязевого вулкана на границе меотиса и понта. Реликты этого вулкана в виде 300-метровой толщи брекчии вскрыты скважинами 5 и 380.
      К меотическому времени происходит разделение ядра на два выступа – западный и восточный. Первый отставал в своём развитии и в начале понтического века был перекрыт осадками, развитие восточного продолжалось в виде донного поднятия до среднего киммерия, затем и этот выступ был перекрыт, но, продолжая медленно расти в верхнем плиоцене и антропогене, отразился на фоне Прикубанской низменности в виде круглого холма высотой 25 м и 1 км в поперечнике.
      Рост диапирового ядра, особенно после его перекрытия осадками сопровождался образованием разрывных нарушений (сбросов), наиболее многочисленных в плиоцене.
      С замедлением подъёма ядра на Анастасиевском участке, в плиоцене происходит усиление восходящих движений на Троицком, где получают развитие два ундуляционных локальных свода, хорошо фиксируемых по меотическим отложениям. Независимо от положения локальных сводов, крылья складки являются общими для Анастасиевского и Троицкого участков. Углы падения крыльев отвечают конседиментационным условиям развития антиклинали, изменяясь от 36о-32о в отложениях среднего миоцена и нижнего сармата до 6о в  кровле понтического яруса. Северо-западная периклиналь структуры погружается под углом до 14о, юго-восточная – пологая, с углами 2о-3о. В общем случае углы падения крыльев на Анастасиевском участке, где диапировая тектоника выражена наиболее ярко, больше чем на Троицком. Соответственно и ширина складки здесь меньше  (до 3 км), чем на Троицком участке (4 км). Общая длина Анастасиевско-Троицкой антиклинали достигает 28 км.
      
      1.4 Геолого-физическая характеристика месторождения
      
      Анастасиевско-Троицкое газонефтяное месторождение – крупнейшее в Западном Предкавказье. Оно многопластовое, с широким стратиграфическим диапазоном нефтегазоносности – от киммерия до чокрака включительно. Геологическое строение Анастасиевско-Троицкого месторождения изображено на рис. 1.2 и плакате АМТИ.210301.07.002.


1 – нефть; 2 – газ; 3 – диапировое ядро
Рисунок 1.2 – Анастасиевско-Троицкое газонефтяное месторождение
      Однако промышленная нефтегазоносность связана лишь с отложениями киммерийского, понтического и меотического ярусов. При этом, при распределении газа и нефти по разрезу, наблюдается следующая закономерность: в отложениях киммерия и понта имеются только чисто газовые залежи (I горизонт – киммерийский, II и III – понтические горизонты), в верхней части меотического яруса находится газонефтяная залежь IV горизонта, нижняя часть меотиса содержит только нефтяные залежи (IV-a, V, VI, VI-a, VII горизонты). Из отложений нижнего сармата, карагана и чокрака были получены небольшие притоки нефти с водой, но промышленные объекты не установлены.
      Все залежи нефти и газа на Анастасиевско – Троицком месторождении приурочены к песчано-алевритовым коллекторам. Условия залегания нефти и газа контролируются сводом складки, характером распространения коллекторов и в ряде случаев, разрывными нарушениями и диапировым ядром.
      По своей характеристике разрез IV горизонта состоит из двух частей: верхней песчано-глинистой (ВПГЧ) и основной песчаной (ОПЧ), которые отличаются не только толщинами, но, в основном, литологическим составом коллекторов и их физическими свойствами.
      Коллекторы основной части могут расчленяться и переходить в состав ВПГЧ и, наоборот, коллекторы ВПГЧ, сливаясь, переходят в основную песчаную часть. Некоторые глинистые разделы имеют значительное площадное распространение и могут играть роль местных изолирующих экранов при разработке нефтяного слоя в ВПГЧ. По данным исследования кернов и промыслово-геофизическим материалам верхняя песчано-глинистая часть представлена чередованием глинистых алевролитов, алевритов и песков с глинами. Коллекторы основной части – это, главным образом, пески рыхлые, в основном кварцевые, мелкозернистые и тонкозернистые, иногда крупнозернистые, с прослоями алевритов. Пески и алевриты почти полностью слагают основную песчаную часть. Прослои глин и крепких карбонатных песчаников (толщиной 15-20 см с содержанием карбонатного цемента до 35%) имеют небольшие ареалы распространения. Пористость уплотненных пород из основной части IV горизонта составляет в среднем 30,7 %. Проницаемость коллекторов основной части горизонта колеблется от 2,2 до 3999,8?10-3 мкм2.
      В процессе разработки слабосцементированных коллекторов происходит вынос твердых частиц породы (песка) из скважины. Такое явление отмечено на ряде нефтегазовых и нефтяных месторождений, включая Ахтырско-Бугундырское и Анастасиевско-Троицкое. При этом содержание песка в продукции достигает десятков кубометров. В процессе освоения скважин происходит образование в насосно-компрессорных трубах песчаных пробок высотой более 1000 м со всеми вытекающими последствиями (подъем НКТ для промывки, продавливание пробок агрегатами). Указанные явления происходят не только в процессе освоения скважин, но и при их дальнейшей эксплуатации. Помимо технологических осложнений процесса разработки, данное явление приводит к изменению физических и коллекторских свойств прискважинной зоны пласта.
      В IV горизонте Анастасиевско-Троицкого месторождения образование зон разрушения, получивших название «каверн», было установлено по геофизическим данным. По мере роста числа эксплуатационных скважин и сроков их работы становится очевидным, что данное явление носит массовый характер и нуждается в изучении. В основной песчаной части IV горизонта наблюдаются случаи очень быстрого разрушения призабойной зоны пласта. В верхней песчано-глинистой части зоны разрушения отмечаются в единичных случаях, что можно объяснить другой литологией коллекторов.
      В целом наличие зон разрушения, отмечаемое сейчас практически во всех скважинах. Кроме того, по мере переноса вверх текущих интервалов перфорации существенно возрастает роль каверн в эксплуатации скважин. Темпы роста каверн пропорциональны росту числа интервалов перфорации в каждой скважине. Прорывы газа или рост буферных давлений наблюдаются по скважинам с большими кавернами, процент таких скважин очень велик. Помимо прорывов газа, рост размеров каверн способствует преждевременному обводнению скважин.
      
      1.5 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов месторождения
      
      Пластовые воды в миоценовом горизонте Анастасиевско-Троицком месторождении залегает в следующих условиях:
      1. Воды законтурной области залежи.
      2. Воды, залегающие непосредственно в залежи (выше ВНК) в свободном состоянии. 
      3. Воды «головной» части горизонта.
      Как известно законтурные воды являются одним из основных геолого-промысловых факторов, предопределяющих нефтеотдачу залежей. Миоценовый горизонт на рассматриваемом участке сложен тремя пачками крупнообломочных пород – коллекторов, связанных между собой по размеру и обладающими исключительно высокой проницаемостью, достигающей сотен Дарси. Это способствует активному проявлению напорного режима законтурных вод.
      Условия проявления активного напора законтурных вод предопределяются площадным распространением выделенных в составе миоценового горизонта трёх пачек крупнообломочных пород и характером их взаимоотношений по разрезу.
      В юго-восточной части залежи благоприятные условия для проявления напора законтурных вод существует для второй пачки. В разрезе этого направления 1 пачка отсутствует, а 3 – залегает ниже отметки ВНК, т.е. в условиях водонасыщения и отделена от 2 пачки глинистым пластом толщиной 20 – 22 м.
      В срединной части массива и залежи условия для проявления напора законтурных вод существует на 3 и 2 пачки горизонта. Кроме того, в «головной» части залежи, южнее скважины 1834 напор по 2 пачке передаётся вверх по разрезу на 1 пачку.
      В северо-западной части залежи условия для проявления напора несколько отличаются от выше рассмотренных: законтурные воды в начале оказывают напор на 3 пачку, а далее к юго-востоку напор передаётся вверх по разрезу на 2 пачку, где глинистый раздел между ними отсутствует. Т.е. существуют условия для перетока флюидов, в т.ч. углеводородных из миоценового горизонта в понтический. По этой причине понтический горизонт на рассматриваемой залежи оказался насыщенным ВВН, т.е. содержит залежь ВВН с несвязанной (свободной) водой, являющейся юго-восточным продолжением залежи. Кроме этого, вода может присутствовать и в запечатанных линзовидных водонасыщенных «телах», сложенных песчано-алевритовыми осадками. О наличии свободной воды в рассматриваемом объекте свидетельствует тот факт, что в подавляющем большинстве скважин, независимо от гипсометрического положения горизонта, с самого начала в продукции отмечено значительное количество воды.
      1.6 Физико-химические свойства нефти
      
      Высокие коллекторские свойства IV горизонта, как в пределах залежи, так и за контуром нефтеносности, в совокупности с практически неиссякаемым энергетическим потенциалом водонапорной системы обеспечивают активную гидродинамическую сообщаемость между залежью и законтурной областью, благодаря чему на протяжении 48 лет разработки в залежи сохраняется эффективный водонапорный режим.
      Отборы проб нефти с целью изучения её свойств и состава проводятся на протяжении всего периода разработки месторождения. В результате накоплено большое количество анализов нефти и газа. Свойства дегазированной нефти IV горизонта приведены в таблице 1.1 и на плакате АМТИ.210301.07.003.
Т а б л и ц а 1.1 – Физико-химические свойства дегазированной нефти
Плотность при 200С, кг/м3 
0,9115
Содержание 

воды %
сл.
солей хлористых, мг/л 
79,3
микропримесей, %
0,001
кокса
0,85
смол серно-кислотных, %
20
смол селикагелевых, % 
8,33
асфальтенов, %
0,6
серы 
-
парафина, % 
1,13
кислотность, мг КОН/100г нефти
141,7
вязкость динамическая, мПа/с 

при 200С
39,3
при 300С
25,8
при 400С
15,3
при 500С
11,05
при 600С
6,8
      Это позволило достаточно надежно определить параметры и характеристики нефти и газа, их компонентный состав, установить закономерность изменения свойств нефти по площади нефтеносности IV горизонта. В целом нефть IV горизонта тяжелая, смолистая, малопарафинистая. Плотность нефти увеличивается от 0,890-0,900 г/см3 в северо-западной части Анастасиевского участка до 0,915-0,920 г/см3 в юго-восточной части Троицкого участка. С возрастанием плотности нефти увеличивается ее смолистость от 12-14% до 24-26% и вязкость от 20-35 до 70-80 мПа/с.
      Нефть IV горизонта является ценным сырьем для получения низкозастывающих нефтепродуктов. Температура застывания нефти ниже минус 450С, а нефтепродукты, получаемые из нее, не застывают до температуры минус 600С. Даже мазут, полученный после отгона из нефти дистиллята, имеет температуру застывания минус 50С. Благодаря этим свойствам, из нефти IV горизонта получают высококачественные масла, арктическое дизельное топливо, керосин. Остатки представляют собой ценное котельное топливо - флотский мазут.
      Растворенный газ в нефти IV горизонта имеет плотность от 0,600 до 0,716 (по воздуху). Содержание метана в нем колеблется в пределах 82-94%. Этана от 1-2 до 6-7%, пропан и бутан присутствуют в долях %, пентан + высшие - от долей % до 1-3% углекислота – до 8%.
      Свободный газ из газовой шапки более легкий (до 0,650 по воздуху) содержит в среднем: 92,1 % метана; 2,9% этана; 0,06% пропана; 0,014% бутана; 0,02% пентана + высшие. Углекислоты в газе в среднем 4,6%.
      
      1.7 Запасы нефти на месторождении
      
      Запасы нефти IVa горизонта были посчитаны и учтены на балансе РГФ в 1970 г. В ГКЗ не утверждались. 
      Сведения о принятых подсчетных параметрах приведены в таблице 1.2.
Т а б л и ц а 1.2 – Сводная таблица подсчётных параметров, запасов нефти и растворённого газа
Параметры
Обозначения
IVa горизонт
Категория запасов
      
ВС1
Площадь нефтеносности, тыс. м2
F
16233
Средняя нефтенасыщенная толщина, м
h
4,6
Коэффициент открытой пористости, д.ед.
m
0,18
Коэффициент нефтенасыщенности, д.ед.
?
0,58
Пересчетный коэффициент, д.ед.
?
0,7542
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3
?
0,778
Коэффициент извлечения нефти, д.ед.
K
0,2
Газовый фактор, м3/т
g
61
Накопленная добыча нефти, тыс.т. на 01.01.2018 г.
Qнак
495
      
      Ниже представлен пересчёт запасов нефти и растворенного в ней газа IVa  горизонта на 1 января 2018 г.
      Для подсчета балансовых запасов нефти объемным методом применяется следующая формула:
      Q_бал=F?h?m?????? 								(1.1)
      где Qбал – балансовые запасы нефти, тыс. т.
      F – площадь нефтеносности, тыс. м?
      h – эффективная нефтенасыщенная толщина пласта, м
      m – коэффициент эффективной пористости нефтесодержащих пород, доли единиц. 
      ? – коэффициент нефтенасыщенности, доли единиц.
      ? – плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м?
      ? – пересчетный коэффициент, учитывающий усадку нефти в  поверхностных условиях, доли единиц.	
      Q_бал=16233,0?4,60?0,18?0,580?0,778?0,754=4574,29 тыс.т 
      Q_изв=Q_бал?К 										(1.2)
      где К – коэффициент извлечения нефти.
      Q_изв=4574,29?0,200=914,86 тыс.т 
      Подсчет остаточных запасов нефти на 01.01.2018 г.:
      Q_(ост.бал.)=Q_бал-Q_доб 									(1.3)
      Q_доб=495 тыс.т 
      Тогда
      Q_(ост.бал.)=4574,29-495=4079,29 тыс.т 	
      Q_(ост.изв.)=Q_изв-Q_доб=914,86-495=419,86 тыс.т 			(1.4)
      Подсчет балансовых и извлекаемых запасов газа:	
      V_бал=Q_бал?g 										(1.5)
где g – газовый фактор.
      Тогда
      V_бал=4574,29?61=279 млн. м^3 			
      V_изв=Q_изв?g=914,86?61=55,8 млн м^3                                                    (1.6)
      Подсчет остаточных запасов газа на 01.01.2018 г.:	
      V_доб=Q_доб?g=495?61=302 млн м^3                                                           (1.7)
      V_(ост.бал.)=Q_(ост.бал.)?g=4079,29?61=248,8 млн м^3                                   (1.8)
      V_(ост.изв.)=Q_(ост.изв.)?g=419,86?61=25,6 млн м^3                                        (1.9)
      Сведения о состояние запасов нефти и газа на 01 января 2018 года представлены в табл. 1.3.
Т а б л и ц а 1.3 – Запасы нефти и газа на Анастасиевско-Троицком месторождении на 01.01.2018 г.
 Запасы нефти, тыс.т
Запасы газа, млн.м3
Начальные
Остаточные
Начальные
 Остаточные
Баланс
Извлекаемые
Баланс
Извлекаемые
Баланс
Извлекаемые
Баланс
Извлекаемые
4574,29
914,86
4079,29
419,86
279,0
55,8
248,8
25,6
     


    2 Технология увеличения нефтеотдачи и повышения эффективности разработки Анастасиевско-Троицкого месторождения
     
     2.1 Анализ состояния фонда скважин 
     
     Анастасиевско-Троицкое месторождение открыто в 1952 году. Разработка нефтяной части IV горизонта меотиса начата в 1954 году на Анастасиевском участке, а в 1955 году - на Троицком участке.
     Основным критерием рациональной системы разработки нефтегазовых залежей является стабильность положения газонефтяного контакта, что позволяет осуществить наиболее полную выработку запасов нефтяного слоя. За период разработки Анастасиевско-Троицкого месторождения проводился ряд технологических мероприятий, направленных на стабилизацию положения ГНК. К ним относятся:
      поэтапные переносы интервалов перфорации в добывающих скважинах;
      отбор природного газа из газовой шапки;
      закачка воды в газовую шапку;
      уплотнение сетки добывающих скважин.
     Не все из проводимых мероприятий оказались эффективными. Так, в период 1972-1980 гг. осуществлялся промышленный отбор газа, что не могло не вызвать значительных изменений в положении ГНК и ВНК. Результаты движения ГНК и ВНК приведены в таблице 2.1. Закачка воды в нижнюю часть газовой шапки на Троицкой площади также оказалась неэффективной. Слабопроницаемые пласты, которые наблюдались в разрезе нагнетательных скважин, не являлись экраном для закачиваемой воды и свободно ее пропускали.
     Закаченная вода скатывалась по кровле диапира под нефтяной слой и преждевременно обводняла ряд добывающих скважин. Кроме того, произошло вторжение нефтяного слоя в газовую шапку и образования зоны вторичной нефтенасыщенности. 
     В процессе разработки нефтегазовой залежи IV горизонта поэтапный перенос интервалов перфорации добывающих скважин являлся достаточно эффективным и экономически обоснованным мероприятием.
     
Т а б л и ц а 2.1 – Сравнительные показатели состояния нефтяного слоя IV горизонта
№, n/n
Показатели
2014-2015 гг.
2016-2017 гг.
1.
Скорость движения ГНК, м/год
0,1-0,34
Средняя – 0,17
0,4-2,1
Средняя – 0,97
2.
Скорость движения ВНК, м/год
0,1-0,44
Средняя – 0,25
0,6-2,2
Средняя 1,23
3.
Остаточная газонасыщенность в зоне движения ГНК, %
23
13
4.
Толщина переходной зоны, м
3,83
6,15
5.
Газонасыщенность переходной зоны, %
64
33
6.
Расстояние от кровли зоны разрушения до ГНК, м
2,5
1,5
7.
Обводнённость, %
26,0-54,3
Средняя – 35,6
61,2-73,8
Средняя – 68,6
     В 30-40% случаев из-за высокой обводненности и прекращения фонтанирования в скважинах выполняли перенос фильтра через 3-4 года эксплуатации, когда ещё существенная часть запасов нефти в интервале была не отобрана, и лишь около 50% скважин эксплуатировалась порядка 7 лет без переноса интервалов перфорации. Увеличилась частота данного ме.......................