Дипломная работа: Определение технологической эффективности ГРП на объекте Усть-Балыкского месторождения пласт БС
2.3.2 Физико-химические свойства воды
Вода всех пластов хлоркальциевого типа, плотность колеблется в небольших пределах 1010 – 1011 кг/м3 . Общая минерализация вод 15,6 г/л – 19,6 г/л. Содержание гидрокарбонатов увеличивается с глубиной. Сульфат-ионы отсутствуют. При нарушении начальных условий эксплуатации месторождения в системе пласт – скважина – сборный трубопровод возможно отложение солей.
Таблица 2.5.
Свойства и ионный состав пластовой воды.
| Газосодержание, Rг, м3 /т | 2,62 |
| В т.ч. сероводорода, м3 /т | - |
| Объёмный коэффициент bв | 1,015 |
| Вязкость mв, мПа×с | 0,43 |
| Общая минерализация, г/л | 15,6 |
| Cl | 8720,3/245,8 |
| SO4 | - |
| HCO3 | 908,9/14,9 |
| Ca | 120,2/6,0 |
| Mg | 6,2/0,51 |
| Na + K | 5842/254 |
Таблица 2.6.
Компонентный состав пластовой нефти
| Компоненты | Содержание компонентов, % |
| СО2 | 0,1 |
| N2 | 0,63 |
| C1 H4 | 26,8 |
| C2 H6 | 2,39 |
| C3 H8 | 4,99 |
| i-C4 H10 | 1,15 |
| n-C4 H10 | 3,43 |
| i-C5 H12 | 1,28 |
| n-C5 H12 | 2,05 |
| C6 + | 57,18 |
| Молекулярная масса, г/моль | 166,3 |
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения
По Усть-Балыкскому, БС10 месторождению имеется 4 основных проектных документа, утвержденных центральной комиссией по разработке:
1. Технологическая схема разработки. (Гипротюменнефтегаз). Утверждена протоколом ЦКР МНП №349 от 28.10.71 г.
2. Технологическая схема разработки. Утверждена протоколом ЦКР МНП №592 от 10.05.78 г.
3. Технологическая схема разработки. Утверждена протоколом ЦКР МНП №964 от 21.04.82 г.
4. Проект разработки. Утвержден протоколом ЦКР МНП №1259 от 10.06.87г.
Основные положения указанных проектных документов сводятся к следующему.
1. Первым проектным документом является технологическая схема Гипротюменнефтегаза 1971 г., которая предусматривала:
· Площадное заводнение по семиточечной системе с расстоянием между скважинами 750 м (ПСС=48,7 га/скв).
· Бурение 200 эксплуатационных и 97 нагнетательных скважин.
· Максимальный годовой уровень добычи нефти 2,75 млн. т.
· Среднегодовая закачка воды 5,17 млн. м3 .
· Резервный фонд в количестве 90 скважин.
· Обводнение к концу периода 41,7%.
· Местоположение нагнетательных скважин при необходимости уточнять с учетом особенностей литологического строения коллекторов.
· В периферийные скважины (вблизи зоны замещения коллекторов и контура нефтеносности) закачку воды не производить.
2. В 1978 г. МНП утверждена вторая технологическая схема разработки. Тех схема предусматривала:
· Проектный уровень добычи нефти – 1,7 млн. т/год (с поддержанием полки стабильной добычи 5 лет).
· Применение площадной системы заводнения с размещением скважин по семиточечной схеме 750х650 м (ПСС=48,7 га/скв).
· Бурение 117 добывающих и 57 нагнетательных скважин при общем пробуренном фонде 374 скважины.
· Резервный фонд 77 скважин.
· Применение закачки жидкой углекислоты с 1985 г.
· Накопленная добыча к концу разработки 46 млн. т.
· Максимальный объем закачки воды – 3,8 млн. м3 /год.