Дипломная (вкр): Разработка нефтяных месторождений
Таблица 2.7
Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти задонско-елецкой залежи (скв. 3, 4, 6, 7, 8, 15, 21, 24, 33, 38, 40, 41, 42, 45)
|
Наименование |
Пласт елецкий |
|||
|
|
количество исследованных |
диапазон изменения |
среднее значение |
|
|
|
скв. |
проб |
|
|
|
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Плотность при 20oС, кг/м3 |
14 |
26 |
832,5-854,9 |
842,9 |
|
Вязкость динамическая, мПа∙с: |
|
|
|
|
|
при 20oС |
11 |
22 |
6,87-27,25 |
16,32 |
|
при 50oС |
14 |
26 |
3,31-6,15 |
4,19 |
|
Вязкость кинематическая, мм2/с: |
|
|
|
|
|
при 20oС |
11 |
22 |
8,25-32,40 |
19,39 |
|
при 50oС |
14 |
26 |
4,02-7,37 |
5,09 |
|
Температура застывания ,oС |
14 |
25 |
-14 - +19 |
|
|
Массовое содержание, %: |
|
|
|
|
|
- серы |
12 |
24 |
0,09-0,24 |
0,15 |
|
- асфальтенов |
14 |
26 |
0,18-2,64 |
0,60 |
|
- смол силикагелевых |
14 |
26 |
2,39-10,53 |
6,27 |
|
- парафинов |
14 |
26 |
4,18-7,86 |
5,77 |
|
- воды |
|
|
|
не опр. |
|
- механических примесей |
|
|
|
не опр. |
|
Температура плавления парафина,oС |
14 |
26 |
40-63 |
56 |
|
Объемный выход фракций, %: |
|
|
|
|
|
н.к.-100oС |
13 |
25 |
1,0-10,0 |
5,5 |
|
до 150oС |
13 |
25 |
7,0-19,0 |
14,5 |
|
до 200oС |
13 |
25 |
15,0-27,5 |
23,5 |
|
до 300oС |
13 |
25 |
37,0-48,0 |
44,5 |
|
Классификация нефти |
СТБ ГОСТ Р 51858-2002 |
|||
месторождение нефть разработка литология
Таблица 2.8
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти задонско-елецкой залежи (скв. 3, 6, 8)
|
Наименование |
Пласт елецкий |
||||
|
|
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях |
Пластовая нефть |
||
|
|
нефть |
выделив-шийся газ |
нефть |
выделив- шийся газ |
|
|
|
% мольные |
||||
|
1 |
2 |
3 |
4 |
6 |
|
|
Азот + редкие |
0,000 |
0,598 |
0,000 |
0,638 |
0,305 |
|
Углекислый газ |
0,000 |
0,021 |
0,000 |
0,023 |
0,011 |
|
Метан |
0,281 |
55,315 |
0,006 |
59,171 |
28,345 |
|
Этан |
0,655 |
18,385 |
0,510 |
19,688 |
9,697 |
|
Пропан |
1,996 |
14,862 |
3,632 |
13,913 |
8,557 |
|
Изобутан |
0,860 |
2,444 |
1,571 |
1,773 |
1,668 |
|
Н-бутан |
2,447 |
4,901 |
4,176 |
3,180 |
3,699 |
|
Изопентан |
1,782 |
1,365 |
2,394 |
0,672 |
1,569 |
|
Н-пентан |
2,011 |
1,137 |
2,521 |
0,526 |
1,565 |
|
Гексаны |
3,722 |
0,972 |
3,877 |
0,416 |
2,141 |
|
Остаток (С7 + высшие) |
86,216 |
0,000 |
81,313 |
0,000 |
42,443 |
|
Всего: |
99,970 |
100,000 |
100,000 |
100,000 |
100,000 |
|
Молярная масса, г/моль |
203,6 |
28,150 |
195,210 |
25,880 |
114,1 |
|
Плотность при 20 оС: |
|
|
|
|
|
|
- газа, кг/м3 |
|
1,1697 |
|
1,0754 |
|
|
- газа относительная (по воздуху) |
|
0,9707 |
|
0,8924 |
|
|
- нефти, кг/м3 |
842,9 |
|
835,2 |
|
718,0 |
|
Объемный коэффициент |
|
|
|
1,314 |
1,364 |
|
Газосодержание, м3/т |
|
|
|
|
131,17 |
|
Газовый фактор, м3/т |
|
|
113,00 |
|
|
Таблица 2.9
Сводная таблица подсчетных параметров и запасов нефти задонско-елецкой залежи
|
Горизонт, блок |
Кате-гория запа-сов |
Пло-щадь нефте-носно-сти, тыс.м2 |
Средне-взвешен. нефтена-сыщенная толщина,м |
Коэффициенты, доли ед. |
Плотность нефти, кг/м3 |
Коэффи-циент извлече-ния нефти, доли ед. |
Газосо-держа-ние пласт, нефти, м3/т |
Начальные запасы нефти, тыс. т |
Добыча нефти на 01.01.09г., тыс. т |
Остаточные запасы нефти, тыс. т |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
откры-той порис-тости |
нефте-насы-щен-ности |
пере-счет-ный |
|
|
|
геоло-гичес-кие |
извле-кае-мые |
|
геоло-гичес-ские |
извле-кае-мые |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Принятые на 01.01.09 г. |
||||||||||||||
|
елецкий |
В |
3140 |
35,3 |
0,069 |
0,814 |
0,75 |
0,844 |
0,476 |
111 |
3941 |
1876 |
1581,8 |
2359,2 |
294,2 |
Рис. 2.1. Схематический геолого-промысловый профиль через скважины: 35-39-6-43s3-34s2-45
Рис. 2.2. Структурная карта кровли елецкого резервуара
. АНАЛИЗ ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЯЕМОЙ ТЕХНОЛОГИИ
РАЗРАБОТКИ
.1 АНАЛИЗ СТРУКТУРЫ ФОНДА СКВАЖИН И ПОКАЗАТЕЛЕЙ ИХ ЭКСПЛУАТАЦИИ
За весь период разработки елецко-задонского горизонта в добыче находилось
32 скважины, из которых 1 скважина возвращена с другого горизонта, 7 скважин -
вторые стволы. В нагнетательном фонде всего находилось 5 скважин, из которых 1
была пробурена в качестве нагнетательной и ещё 4 скважины были переведены из
добывающих. В процессе разработки 7 скважин было ликвидировано (6 - добывающих,
1 -нагнетательная). Характеристика фонда скважин представлена в таблице 3.1.
Таблица 3.1
Характеристика фонда скважин задонско-елецкой залежи на 01.01.2009
|
Наименование |
Категория скважин |
Количество скважин |
|
1 |
2 |
3 |
|
Фонд добывающих скважин |
Пробурено |
24 |
|
|
Возвращены с других горизонтов |
1 |
|
|
Новые стволы |
7 |
|
|
Всего |
32 |
|
|
В том числе: |
|
|
|
Действующие |
13 |
|
|
из них: - фонтанные |
- |
|
|
- ЭЦН |
9 |
|
|
- ШГН |
4 |
|
|
- газлифт |
- |
|
|
Бездействующие |
1 |
|
|
В освоении после бурения |
1* |
|
|
В консервации |
- |
|
|
Переведены под закачку |
4 |
|
|
Переведены на другие горизонты |
1 |
|
|
Ликвидированные |
6 |
|
|
Контрольные |
6 |
|
Фонд нагнетательных скважин |
Пробурено |
1 |
|
|
Возвращены с других горизонтов |
- |
|
|
Переведены из добывающих |
4 |
|
|
Всего |
5 |
|
|
В том числе: |
|
|
|
Под закачкой |
3 |
|
|
Остановлены по технологии |
1 |
|
|
Бездействующие |
- |
|
|
В освоении после бурения |
- |
|
|
В консервации |
- |
|
|
В отработке на нефть |
- |
|
|
Переведены на другие горизонты |
- |
|
|
Ликвидированные |
1 |
|
|
Контрольные |
- |
* скв. 3 - в освоении (в ожидании оборудования)
По состоянию на 01.01.2009 г. действующий добывающий фонд составляет 13 скважин. 9 скважин оборудованы ЭЦН (скв. 22, 24, 31s2, 33, 34s2, 38, 39, 45, 46), 4 - ШГН (скв. 6, 8, 23s2, 42), 6 скважин - контрольные (скв. 15, 25, 26, 40, 41s2, 43s3). Скв. 3 - в освоении, скв. 7s2 - в бездействии (в ожидании бурения нового ствола).
Динамика фонда скважин за время разработки залежи представлена на рисунке 3.5.
Распределение скважин по дебитам и обводнённости приведено в таблицах 3.2
и 3.3.
Таблица 3.2
Распределение фонда скважин по величине дебита жидкости на 01.01.09 г.
|
Дебит по жидкости, т/сут |
Количество скважин |
Номера скважин |
|
1 |
2 |
3 |
|
до 10 |
4 |
6, 8, 23s2, 42 |
|
10-30 |
1 |
38 |
|
30-40 |
4 |
22, 31s2, 39, 46 |
|
40-50 |
3 |
24, 33, 34s2 |
|
50-60 |
- |
- |
|
60-70 |
1 |
45 |
|
более 70 |
- |
- 45 |
Таблица 3.3
Распределение фонда скважин по величине обводненности на 01.01.09 г.
|
Обводненность, % |
Количество скважин |
Номера скважин |
|
1 |
2 |
3 |
|
без воды |
1 |
42 |
|
1-20 |
1 |
38 |
|
20-40 |
1 |
6 |
|
40-60 |
- |
- |
|
60-80 |
1 |
39 |
|
80-90 |
2 |
22, 46 |
|
90-99 |
7 |
8, 23s2, 24, 31s2, 33, 34s2, 45 |
Проектная система разработки предусматривала разработку залежи на режиме вытеснения нефти водой, закачиваемой во внутриконтурные нагнетательные скважины. По состоянию на 01.01.09 г. разработка залежи осуществляется с поддержанием пластового давления путём закачки воды в скважины 17, 20, 35 (скважина 21 - остановлена по технологии в марте 2007 г.).
Общий фонд пробуренных скважин к 2005 г. меньше проектного на две скважины (не пробурены скв. 44 и скв. 47). Скв. 44 не пробурена из-за нецелесообразности. А вместо скв. 47 пробурен второй ствол - скв. 41s2. Однако стоит отметить, что фактическое разбуривание опережало проектное (за период разработки 1995-2000 гг.), что оказало влияние на отклонение фактических уровней добычи нефти от проектных в сторону их увеличения.