Реферат Разработка месторождений
Работа добавлена на сайт bukvasha.net: 2015-10-28Поможем написать учебную работу
Если у вас возникли сложности с курсовой, контрольной, дипломной, рефератом, отчетом по практике, научно-исследовательской и любой другой работой - мы готовы помочь.
от 25%
договор
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ 3
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ 5
1.1. Характеристика района работ 5
1.2. История освоения месторождения 5
2 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 8
2.1.Краткая геологическая характеристика месторождения 8
2.2. Характеристика продуктивных пластов (объектов) 11
2.3. Свойства пластовых жидкостей и газов 15
3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 21
3.1 Контроль за разработкой месторождения 21
3.2. Динамика основных показателей разработки месторождения 23
4. ПРОЕКТНАЯ ЧАСТЬ 28
4.1 Новая техника и технология очистка сточных вод 28
4.2 Пути совершенствования технологии закачки воды в пласт 38
4.3 Мероприятия по обеспечению радиационной безопасности 45
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 48
СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ 49
ВВЕДЕНИЕ
За последние 15 лет запасы со степенью выработанности более 50 % возросли в 1,9 раз, а более 80 % - в 4 раза. Доля добычи с объектов, выработанных более 80 % , возросла с 4,6 до 17 %. Положение усугубляется износом техники и отсутствием доступных фондов, а нефтяные компании страны еще не готовы к соответствующим капиталовложениям.
Подводя итог можно отметить, что в настоящий момент нефтяная промышленность России переживает тяжелые времена по двум причинам.
Во-первых, с конца 80 –х годов в связи с тем, что преимущества, имеющиеся ранее благодаря открытию крупнейших месторождений нефти и поддержанию пластового давления (при редкой сетке скважин), были исчерпаны и произошло изменение структуры извлекаемых запасов и необходимой технологии их извлечения. Нефтяники теперь вынуждены добывать нефть из пластов высокой водонасыщенности ( в 40 – 60 % ) - с самого начала разработки или в силу обводнения. Отборы нефти проводятся из низкопроницаемых коллекторов (проницаемость ниже 10 – 40 мД). Эксплуатируются подгазовые залежи нефти, подстилаемые подошвенными водами, месторождения с летучими нефтями, ведется добыча конденсата из газовых пластов. Гигантские месторождения, главным образом за счет которых добыча нефти совсем недавно составляла 624 млн. т обводняются.
Во-вторых, экономические неурядицы в стране, нараставшие с
В результате наложения указанных факторов добыча нефти снизилась вдвое ( в
Проектная мощность по ряду месторождений реализуется на 10 – 20 %. Система цен и налогов не позволяет применять существующие технологии разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами.
Таким образом, современное состояние нефтяной промышленности предопределяет наступление нового этапа в развитии фундаментальных научных знаний о нефти и газе на основе прогрессивных достижений последнего времени в области науки, техники и технологий. На основе результатов фундаментальных исследований должно происходить обеспечение нефтегазового комплекса новыми технологиями.
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1. Характеристика района работ.
В геологическом строении Бухарском месторождении принимают участие девонские, каменноугольные, пермские и четвертичные отложения.
В тектоническом отношении месторождение расположено на северном склоне Южно-Татарском своде. С запада оно ограничено узким и глубоким Алтунино-Шунакским прогибом, отделяющим сводную часть южного купола от Акташско-Ново-Елховского вала. По поверхности кристаллического фундамента наблюдается малоамплитудное ступенчатое погружение в северном и северо-восточном направлениях. На этом фоне намечается ряд относительно узких, вытянутых в меридиональном и субмеридиональном направлениях приподнятых блоков фундамента и сопряженных с ними грабенообразных прогибов.
Приуроченность района месторождения к прибортовым зонам Нижнекамского прогиба Камско-Кинельской системы предопределяет заметное изменение структурных планов отложений верхнего девона и нижнего карбона. В разрезе девонской осадочной толщи им соответствует структурные слабовыраженные террасы и прогибы. Более сложный структурный план имеют вышележащие отложения, которым характерны четкие, линейно-вытянутые валообразные зоны, осложненные локальными поднятиями III порядка. Наряду с чертами унаследованного структурного плана появляются локальные седиментационные новообразования в виде рифовых построек верхнефранско-фаменского возраста и связанные с ними структуры облегания – Верхнее-Налимовское и Южно-Налимовское поднятия. Амплитуды этих структур по кровле турнейского яруса достигают 65-70м. Коэффициент песчанистости составил 0,712. Толщина непроницаемого прослоя между нефтенасыщенными пропластками небольшая – 0,6-
В Бухарской области насчитывается 31 месторождение природных минеральных ресурсов, из них на сегодняшний день используются 19 месторождений - месторождения графита, облицовочного камня, известняка, песка, необходимого для производства силиката, бетона и кирпича. Основная часть этих месторождений расположена в следующих районах: в Алатском (газ и конденсат - 293,8 млрд кубометров, техническая соль - 100 тыс тонн), в Караулбазарском (газ - 66751 млн. куб метр, конденсат - 2104 тыс тонн, нефть - 9119 тыс тонн), в Каганском (щебень - 265 тыс. куб. метр) и в Шафирканском районах (раствор щебня - 110 тыс кубометров). Таким образом всего по области месторождения гипса составляют 46,3 тысяч тонн, известняка - 21,1 млн. тонн, кварца - 35,9 млн. тонн, графита - 805,9 тыс. тонн.
1.2. История освоения месторождения.
Узбекистан занимает второе место в Средне-азиатском экономическом районе (Узбекистан, Киргизия, Таджикистан, Туркмения) как по запасам, так и по добыче нефти. Однако, Узбекистан имеет не такие высокие темпы отбора, как Туркмения. Месторождение было открыто еще в 1962 году, а его промышленные запасы оцениваются примерно в 46,5 млрд. кубических метров газа (с учетом газового конденсата) и 7,7 млн. тонн нефти.
Разработка месторождения осуществляется Национальной холдинговой компанией (НХК) «Узбекнефтегаз» совместно с российским концерном «Газпром» на условиях подписанного еще в 2004 году соглашения о разделе продукции (50/50) сроком на 15 лет (период 2004-2019 годов). Оператором проекта является компания «Зарубежнефтегаз» (дочерняя структура «Газпрома»).
В 2004 году на данном месторождении добыто 200 млн. кубических метров газа, а в период 2005-2007 годов – примерно 1,5 млрд. кубических метров. В 2008 году объем добычи газа достиг порядка 1 млрд. кубических метров (хотя ранее планировалось выйти на этот объем еще в 2006 году). В рамках проекта уже построена дожимная компрессорная станция, а в 2007 году осуществлен капитальный ремонт 15 скважин.
Общий объем российских инвестиций по проекту «Шахпахты» на начало 2009 года составил не менее 25 млн. долларов, большая часть из которых (не менее 21 млн. долларов) была освоена до 2007 года включительно.
2 ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1.Краткая геологическая характеристика месторождения
По разрезу Бухарского месторождения нефтеносность различной интенсивности установлена по ряду горизонтов в верхнем девоне и нижнем карбоне.
Рис.1. Схема распространения залежей нефти в среднем карбоне Бухарского месторождения
Продуктивными на месторождении являются терригенные отложения 1-пашийского, 2-кыновского и 3-бобриковского горизонтов, карбонатные коллекторы семилукского, бурегского, заволжского горизонтов и турнейского яруса. Всего выявлено 47 залежей нефти, которые имеют различные размеры и этажи нефтеносности. Они контролируются отдельными локальными поднятиями или группой структурой. Промышленные скопления нефти в пашийском горизонте приурочены к пластам, индексируемым (снизу-вверх), как Д1-в, Д1-б и Д1-а, сложенными песчаниками и алевролитами. Пласты Д1-а, Д1-б рассматриваются как один объект - Д1-а+б, поскольку в 20% скважин они сливаются или имеют маломощные глинистые перемычки толщтной 0,8-
Д1-в представлен мелкозернистыми хорошо отсортированными песчаниками, залегает в подошвенной части пашийского горизонта на глубине
Пласт Д1-а+б развит повсеместно нефтенасыщенный коллектор вскрыт в 40% скважин от общего пробуренного фонда на девон. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0,8 до
Всего выявлено 13 залежей нефти, приуроченных к сейсмоподнятиям III порядка. Залежи небольшие по размеру и высоте. Семь из них вскрыты только одной скважиной. Тип залежей – пласто-сводовый. ВНК вскрыт в 38% скважин, в которых установлена нефтенасыщенность. В связи с этим контуры нефтеносности в 3-х залежах проведены в соответствии с положением ВНК, определенным по ГИС и результатам опробования, в остальных только по абсолютной отметке подошвы нижнего нефтенасыщенного прослоя. Погружение структур наблюдается в северном направлении. Абсолютные отметки ВНК, по которым проведены контуры залежей, изменяются с юга на север от –1496 до –1508,7 м. Контуры залежей в районе скважин 736, 785, 788, 790 и 793а перетерпели изменение по данным НВСП МОВ. Залежь нефти в районе скв.790 (Верхне-Налимовское поднятие) резко изменила ориентацию с субмеридионального направления по результатам сейсмоисследований на северо-восточное по результатам НВСП МОВ. Размеры залежи уменьшились вдвое. Залежь нефти в районе скв.736 изменила направление с северо-западного на северо-восточное, размеры ее увеличились незначительно. На залежах нефти, приуроченных к Восточно-Бухарскому поднятию (район скв.793а) и в районе скв.788, запасы нефти по которой не были утверждены в ГКЗ РФ, площадь нефтеносности увеличилась в два раза. Залежь нефти в районе скв.785 с северо-запада ограничена линией тектонического нарушения, выявленной по НВСП, за которой выявлен сброс на
Общая толщина отложений пашийского горизонта составляет в среднем
Выше по разрезу на глубине
Пласт Д0-в развит по площади повсеместно. По нему выявлено и оконтурено 11 залежей нефти, которые, в основном, перекрывают в плане залежи по пашийским отложениям. В 25 скважинах, пробуренных на 9 залежах, нефтенасыщенный пласт Д0-в опробован. Дебиты нефти, полученные при испытании, изменяются от 1,3 до 19,2 т/сут. Тип залежей – пластово-сводовый. В 14 скважинах вскрыт ВНК. Контуры нефтеносности проведены по результатам опробования в соответствии с гипсометрическими отметками нижних дыр перфорации, из которых получена нефть. В четырех залежах положение контуров нефтеносности принято по подошве нижнего нефтенасыщенного пропластка.
Общая толщина кыновского горизонта изменяется от 13,8 до
2.2. Характеристика продуктивных пластов (объектов).
Отложения пашийского и кыновского горизонта франского яруса верхнего девона сложены алевролитами и песчаниками. Керном они охарактеризованы в 10 скважинах (70 образцов).
Песчаники мономинеральные кварцевые, мелкозернистые. Зерна кварца полуокатанной формы, сортировка зерен хорошая, упаковка средняя, участками плотная. По данным гранулометрического анализа песчаники мелкозернистые (50,1% - 80,8%) с небольшой примесью среднепсаммитовой фракции (0 – 10,3%), сильно алевритистые, глинистые (2,7 – 7,1%). Известковистость колеблется от 0,1 до 3%.
Цементом служит вторичный кварц, образующий регенерационные каемки, и карбонатно-глинистый материал, формирующий контактовый, а на отдельных участках – поровый тип цемента. Пористость песчаников колеблется в пределах 12,9 – 20,4%, проницаемость 118,3 – 644,5*10-3мкм2.
Алевролиты кварцевые по составу с хорошей сортировкой зерен. По гранулометрическому составу: крупнозернистые (43,6-63,7%), средне- и сильнопесчанистые (11,2-44,7%), слабоглинистые (2,2-5,3%) с небольшой примесью средне- и мелкоалевритовой фракции (1,5-8,1%). Тип цемента регенерационный, контактовый и поровый. Пористость алевролитов по керну варьирует от 15 до 21,2%, проницаемость – от 9,6 до 109,9*10-3мкм2.
Пористость коллекторов пашийских отложений, определенная по ГИС (47 скв.) и керну (3 скв. – 33 определения), почти совпадает: 19,7% и 20,5%, нефтенасыщенность соответственно 71,9 и 81,6%. Параметры проницаемости, определенные по ГИС, керну и результатам гидродинамических исследований, различаются, данные представлены в таблице 1.2.1. Для проектирования взято среднее значение по результатом ГИС, как наиболее представительное (46 скв. – 151 определение), которое равно 0,13 мкм2. Кондиционные значения коэффициентов пористости, нефтенасыщенности и проницаемости для терригенных коллекторов пашийского и кыновского возрастов идентичны и составляют соответственно: 0,115, 0,55 и 0,013 мкм2.
Коллекторы относятся к высокоемким высокопроницаемым. Тип коллектора – поровый.
Пашийские отложения характеризуются в целом низким значением песчанистости (0,071), по нефтенасыщенной части – 0,631. На неоднородность объекта указывает довольно высокая величина его расчлененности, равная 4,067. Общая толщина горизонта составляет в среднем
Покрышкой для залежей пашийских отложений служат аргиллиты кыновского возраста мощностью от 2 до
Коллекторские свойства кыновских отложений охарактеризованы керновыми данными, результатами ГИС и гидродинамических исследований. По первым они выше, а по более представительным материалам, по геофизическим исследованиям, коллекторы характеризуются следующими величинами: пористости – 19,6%, нефтенасыщенности – 74,3%, проницаемости – 0,126 мкм2, представленным в таблице 1.2.1. Они относятся по своим емкостно-фильтрационным свойствам к высокоемким, высокопроницаемым. Тип коллектора – поровый.
Общая толщина отложений кыновского возраста составляет в среднем
Наличие водонасыщенных прослоев среди хорошо нефтенасыщенных подтверждается добычей воды вместе с нефтью в скважинах, расположенных на высоких гипсометрических отметках (рис. 2).
Рис. 2. Схематический профиль нефтеносной пачки каширско-подольских отложений Арланской площади. а - плотный раздел между пластами; прослои: б - промышленно нефтеносные, в - слабонефтенасыщенные, г - водонасыщенные; д - ВНК; е - плотные породы в продуктивном пласте; 1-8-скважины
Для оценки эффективной нефтенасыщенной мощности продуктивных пластов в этих случаях недостаточно использовать традиционный метод установления нижнего предела пористости, при котором породы становятся непроницаемыми и утрачивают коллекторские свойства. Эта граница для составляет 9-11%. Определяющим здесь служит минимальное значение нефтенасыщенности. При выяснении характера насыщенности пластов использовались материалы исследований НГК, БК (лучше на высокоминерализованной воде) и грунтов по общепринятой методике. На основании полученных распределений удельных сопротивлений (rп) пластов, залегающих в заведомо нефтяной и водоносной частях залежи, и распределений комплексного параметра Кп2 rп для этих же пластов были выявлены их критические значения для нефтеносных пластов (rп = 7 Ом-м и Кп2 rп rп =0,41). Используя конкретные зависимости rп=f(kп) и рп = f(Кн), полученные по данным исследования образцов керна, нижний предел коэффициента нефтенасыщенности (Кн) устанавливается от 0,62 до 0,67. Эти величины хорошо согласуются с результатами испытаний скважин, т.е. ни в одном из опробованных интервалов, из которых были получены промышленные притоки нефти, не выделяются пласты с нефтенасыщенностью менее 67%. Таким образом, по изложенной методике для каждого продуктивного прослоя были определены следующие параметры: hэф, rп, Kп и Кн. В отдельных случаях для оценки характера насыщенности коллекторов привлекались материалы ИННК, подтверждающие установленную величину нефтенасыщенности по rп. Сложная картина гипсометрического распространения нефтеносности в разрезе при наличии водонасыщенных прослоев часто создает видимость резкого колебания ВНК. Границей залежи нефти или контуром нефтеносности в этих условиях служит линия замещения промышленно нефтеносных коллекторов непроницаемыми породами. По характеру распространения нефтенасыщенных пластов в пределах всей площади месторождения выделяются обширные, средние и малые по величине и изолированные друг от друга участки нефтеносности. Выявленные особенности распространения нефтеносности и строения залежей нефти в карбонатных отложениях среднего карбона Бухарского месторождения позволили выделить объекты подсчета, площади с различными категориями запасов, определить подсчетные параметры, установить для различных участков залежи ожидаемые коэффициенты нефтеотдачи, подсчитать балансовые и извлекаемые запасы нефти и растворенного в ней газа по промышленным категориям А, В и С1. Месторождение обустроено, залежи нефти в среднем карбоне имеют небольшую глубину, что позволяет быстро и с малыми затратами ввести их в промышленную разработку.
2.3. Свойства пластовых жидкостей и газов.
Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в аналитической лаборатории БКУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛХМ-8М, ХРОМ-5. Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений».
Всего по Бухарскому месторождению проанализировано: пластовых – 39 проб, поверхностных – 37 проб. Ввиду отсутствия данных по турнейскому ярусу и бурегскому горизонту были использованы усредненные параметры по Кадыровскому и Ромашкинскому месторождениях соответственно.
Физико-химические свойства флюидов представлены в таблице
Таблица 1 Физико-химические свойства
Наименование | Бухарское месторождение | ||||||
Кол-во исследованных | Диапазон | Среднее | |||||
скважин | проб | изменения | значение | ||||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |||
Нефть | | | | | |||
Давление насыщения газом, МПа | 4 | 7 | 4.4-9.5 | 7,56 | |||
Газосодержание, при однократном | | | | | |||
разгазировании, м3/т | 4 | 7 | 32.77-60.2 | 57,6 | |||
Объемный коэффициент при однократном | | | | | |||
разгазировании, доли ед. | 4 | 7 | 1.1060-1.1700 | 1,1411 | |||
Плотность, кг/м3 | 4 | 7 | 804.3-865.0 | 815,4 | |||
Вязкость, мПа*с | 4 | 7 | 7.32-9.12 | 6,6 | |||
Объемный коэффициент при дифферен-ном | | | | | |||
разгазировании в рабочих условиях, доли ед. | 2 | 2 | 1,1078 | 1,1078 | |||
Пластовая вода | | | | ||||
Газосодержание, м3/т | | | 0.25-0.42 | 0,335 | |||
в т.ч. сероводорода, м3/т | | | н.о. | н.о. | |||
Объемный коэффициент, доли ед. | | | | 0,9987 | |||
Вязкость, мПа*с | 30 | 30 | 1.73-1.95 | 1,84 | |||
Продолжение таблицы 1
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |||||
Общая минерализация, г/л | 30 | 30 | 230.89-291.82 | 269,01 | |||||
Плотность, кг/м3 | 30 | 30 | 1167.0-1190.0 | 1182,67 | |||||
Кыновский горизонт | |||||||||
Нефть | | | | | |||||
Давление насыщения газом, МПа | 6 | 14 | 4.5-9.1 | 7,25 | |||||
Газосодержание, при однократном | | | | | |||||
разгазировании, м3/т | 6 | 14 | 42.8-68.0 | 59,28 | |||||
Объемный коэффициент при однократном | | | | | |||||
разгазировании, доли ед. | 6 | 14 | 1.1131-1.1680 | 1,1501 | |||||
Плотность, кг/м3 | 6 | 14 | 810.0-860.0 | 823,1 | |||||
Вязкость, мПа*с | 6 | 14 | 4.95-8.51 | 5,45 | |||||
Объемный коэффициент при дифферен-ном | | | | | |||||
разгазировании в рабочих условиях, доли ед. | 1 | 3 | 1,1387 | 1,1387 | |||||
Газосодержание, м3/т | | | 0.25-0.42 | 0,335 | |||||
в т.ч. сероводорода, м3/т | | | н.о. | н.о. | |||||
Объемный коэффициент, доли ед. | | | | 0,9987 | |||||
Вязкость, мПа*с | 30 | 30 | 1.73-1.95 | 1,84 | |||||
Общая минерализация, г/л | 30 | 30 | 230.89-291.82 | 269,01 | |||||
Плотность, кг/м3 | 30 | 30 | 1167.0-1190.0 | 1182,67 | |||||
Продолжение таблицы 1
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |||||
Бурегский горизонт | |||||||||
Нефть | | | | | |||||
Давление насыщения газом, МПа | 1 | 2 | | 7 | |||||
Газосодержание, при однократном | | | | | |||||
разгазировании, м3/т | 1 | 2 | | 50,7 | |||||
Объемный коэффициент при однократном | | | | | |||||
разгазировании, доли ед. | 1 | 2 | | 1,124 | |||||
Плотность, кг/м3 | 1 | 2 | | 826,3 | |||||
Вязкость, мПа*с | 1 | 2 | | 7,39 | |||||
Объемный коэффициент при дифферен-ном | | | | | |||||
разгазировании в рабочих условиях, доли ед. | 1 | 2 | | 1,1129 | |||||
Пластовая вода | | | | | |||||
Газосодержание, м3/т | | | 0.1-0.13 | 0,12 | |||||
в т.ч. сероводорода, м3/т | | | н.о. | | |||||
Объемный коэффициент, доли ед. | | | | 0,9989 | |||||
Вязкость, мПа*с | 1 | | | 1,74 | |||||
Общая минерализация, г/л | 1 | | | 209,77 | |||||
Плотность, кг/м3 | 1 | | | 1168 | |||||
Турнейский ярус | |||||||||
Нефть | | | | | |||||
Давление насыщения газом, МПа | 3 | 8 | 4.95-5.05 | 4,99 | |||||
Газосодержание, при однократном | | | | | |||||
разгазировании, м3/т | 3 | 8 | 16.6-20.6 | 18,6 | |||||
Объемный коэффициент при однократном | | | | | |||||
Продолжение таблицы 1
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |||||
разгазировании, доли ед. | 3 | 8 | 1.056-1.060 | 1,058 | |||||
Плотность, кг/м3 | 3 | 8 | 853.93-854.0 | 853,9 | |||||
Вязкость, мПа*с | 3 | 8 | 10.69-15.9 | 13,3 | |||||
Объемный коэффициент при дифферен-ном | | | | | |||||
разгазировании в рабочих условиях, доли ед. | 3 | 8 | 1,0475 | 1,0475 | |||||
Пластовая вода | | | | | |||||
Газосодержание, м3/т | | | 0.20-0.25 | 0,225 | |||||
в т.ч. сероводорода, м3/т | | | н.о. | | |||||
Объемный коэффициент, доли ед. | | | | 0,9982 | |||||
Вязкость, мПа*с | 1 | 1 | | 1,69 | |||||
Общая минерализация, г/л | 1 | 1 | | 236,05 | |||||
Плотность, кг/м3 | 1 | 1 | | 1161 | |||||
Бобриковский горизонт | |||||||||
Нефть | | | | | |||||
Давление насыщения газом, МПа | 3 | 8 | 1.6-4.5 | 2,46 | |||||
Газосодержание, при однократном | | | | | |||||
разгазировании, м3/т | 3 | 8 | 5.03-11.38 | 1,0216 | |||||
Объемный коэффициент при однократном | | | | | |||||
разгазировании, доли ед. | 3 | 8 | 1.0140-1.0282 | 1,0216 | |||||
Плотность, кг/м3 | 3 | 8 | 895.0-907.0 | 905,9 | |||||
Вязкость, мПа*с | 3 | 8 | 28.91-88.43 | 55,54 | |||||
Объемный коэффициент при дифферен-ном | | | | | |||||
Продолжение таблицы 1
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | |||||
разгазировании в рабочих условиях, доли ед. | 3 | 8 | 1,0001 | 1,0001 | |||||
| | | | | |||||
Пластовая вода | | | | | |||||
Газосодержание, м3/т | | | 0.08-0.12 | 0,1 | |||||
в т.ч. сероводорода, м3/т | | | н.о. | | |||||
Объемный коэффициент, доли ед. | | | | 0,998 | |||||
Вязкость, мПа*с | 2 | 2 | 1.71-1.72 | 1,71 | |||||
Общая минерализация, г/л | 2 | 2 | 235.27-260.80 | 248,04 | |||||
Плотность, кг/м3 | 2 | 2 | 1164.0-1165.0 | 1164,5 | |||||
3 ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Контроль за разработкой месторождения.
Девонские отложения месторождения.
Фонд скважин на горизонт Д0+Д1, предусмотренный проектом опытно-промышленной эксплуатации и дополнительными документами, определен в количестве 85 единиц, в том числе добывающих - 18, оценочных - 6, разведочных - 61.Плотность сетки при этом 16 га/скв.
Фактически на 1.01.2008 года пробурено 79 скважин, из них 18 добывающих, 55 разведочных , 6 оценочных.
Добывающий фонд на конец 2008 года по объекту составил 28скважин.
В течение 2008 года в добывающем фонде произошли следующие изменения: введена на нефть 1 новая скважина (№793а) из пьезометрического фонда.
К этой категории отнесены пьезометрические, ожидающие ликвидации, ликвидированные, поглотительные и консервированный фонд скважин.
На 1.01.2005 года в пьезометрическом фонде находится 1 скважина (№ 25490), как в прошлом году.
В наблюдательном фонде также находится 1 скважина (№ 25489), как в прошлом году.
Количество ликвидированных скважин на конец отчетного года составляет 2 скважины.
По состоянию на 1.01.2005 г. в консервированном фонде скважин нет
За 2004 год по бобриковскому горизонту Бухарского месторождения планировалось добыть 39,884 тыс. тонн, фактически добыто 38,075 тыс. тонн. Темп выработки по объекту составил 2,95 % от начальных извлекаемых запасов и 3,27% от текущих извлекаемых запасов.
В 2004 году за счет ввода из бездействия 2 добывающих скважин получено 0,367 тыс.тонн нефти. Средний дебит нефти одной введенной из бездействия скважины составил 0,7 т/сут, по жидкости – 2,6 т/сут.
С начала разработки на 1.01.2005 года отобрано 163,089 тыс.тонн нефти или 12,7% от начальных извлекаемых запасов.
Обводненность на 1.01.2005 года составляет 61,9%. В 2004 году отобрано 50,408 тыс. тонн воды, водонефтяной фактор - 1,18.
В целом по бобриковскому горизонту на 1.01.2005 года работают с водой 23 скважины. Все скважины обводнены пластовой водой.
По степени обводненности добываемой продукции обводненный фонд скважин распределяется в таблице 2.
Таблица 2 Обводненость добываемой продукции
Степень | Количество скважин | ||
обводненности | на 1.01.2004 г. | на 1.01.2005 г. | +,- |
до 2% | - | - | - |
2 - 20% | 8 | 6 | -2 |
20 - 50% | 5 | 5 | - |
50 - 90% | 5 | 8 | +3 |
больше 90% | 3 | 4 | +4 |
Всего | 21 | 23 | +2 |
На 1.01.2005 года пластовое давление по объекту в зоне отбора составило89,6 ат, против 88,5 ат в прошлом году.
3.2. Динамика основных показателей разработки месторождения.
На 1.01.2009 года действующий фонд составляет 25 скважин. В 2008 году из действующего фонда ушла в бездействие 1 скважина (№750), введены из бездействия 4 скважины (№№785, 792, 794, 1027).
В бездействующем фонде находятся 3 скважины: все 3 скважины – в ожидании ПРС.
Динамика добывающего фонда приведена ниже:
Таблица 3 Динамика добывающего фонда
Категория | Количество скважин | |||||
скважин | на 1.01.2008 г. | на 1.01.2009 г. | +,- | |||
1. Добывающий фонд | 27 | 28 | +1 | |||
в том числе: фонт | 1 | 1 | - | |||
ЭЦН | - | 8 | +8 | |||
ШГН | 26 | 19 | -7 | |||
2. Действующий фонд | 21 | 25 | +4 | |||
в том числе: фонт | - | - | - | |||
ЭЦН | 5 | 8 | +3 | |||
ШГН | 16 | 17 | +1 | |||
3.Бездействующий фонд | 6 | 3 | -3 | |||
4.В освоении | - | - | - | |||
Динамику среднесуточного дебита одной действующей скважины можно проследить по таблице:
Таблица 4 Среднесуточный дебит скважины.
| на 1.01.2008 г. | на 1.01.2009 г. | +,- | |||
Способ эксплуатации | нефть | жидк. | нефть | жидк. | нефть | жидк. |
Сред. дебит 1 скв., т/сут | 4,2 | 20,1 | 4,1 | 31,9 | -0,1 | +11,8 |
фонт. | - | - | - | - | - | - |
ЭЦН | 6,6 | 50,5 | 7,2 | 82,4 | +0,6 | +31,9 |