Дипломная работа: Оптимизация технологических режимов работы скважин механизированного фонда
Таблица 2.2 – Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %)
| Наименование | При однократном разгази-ровании пластовой нефти в стандартных условиях | При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях |
Пласто-вая нефть | ||
| выделившийся газ | нефть | выделившийся газ | нефть | ||
| Пласт БС4-5 | |||||
| Сероводород | Отсутствует | ||||
| Углекислый газ | 1,99 | 0,03 | 2,29 | 0,02 | 0,86 |
| Азот | 0,89 | 0,00 | 0,97 | 0,00 | 0,35 |
| Метан | 56,85 | 0,23 | 62,82 | 0,05 | 23,50 |
| Этан | 11,78 | 0,35 | 12,98 | 0,52 | 5,10 |
| Пропан | 15,19 | 1,79 | 13,38 | 3,64 | 7,27 |
| Изобутан | 2,36 | 0,76 | 1,58 | 1,32 | 1,39 |
| н-Бутан | 5,87 | 2,85 | 3,60 | 4,44 | 4,08 |
| Изопентан | 1,35 | 1,58 | 0,63 | 1,99 | 1,43 |
| н-Пентан | 1,99 | 3,36 | 0,90 | 3,99 | 2,78 |
| С6 +высшие | 1,71 | 89,05 | 0,59 | 84,03 | 53,28 |
| Молярная масса | 29,2 | 217 | 25,8 | 207 | 140 |
| Плотность, кг/м3 | 1,214 | 861,0 | 1,072 | 854,0 | 766,2 |
| Ачимовская пачка | |||||
| Сероводород | отсутствует | ||||
| Углекислый газ | 1,34 | 0,00 | 1,55 | 0,00 | 0,37 |
| Азот | 0,42 | 0,00 | 0,93 | 0,00 | 0,24 |
| Метан | 48,18 | 0,09 | 53,24 | 0,05 | 14,23 |
| Этан | 16,59 | 0,28 | 18,01 | 0,60 | 4,97 |
| Пропан | 19,11 | 1,75 | 16,58 | 3,21 | 6,73 |
| Изобутан | 2,37 | 0,51 | 1,58 | 0,88 | 1,04 |
| н-Бутан | 7,55 | 3,27 | 5,28 | 4,20 | 4,49 |
| Изопентан | 1,38 | 1,19 | 0,69 | 1,49 | 1,23 |
| н-Пентан | 1,83 | 2,93 | 1,18 | 3,23 | 2,61 |
| С6 +высшие | 1,23 | 89,98 | 0,96 | 86,34 | 64,09 |
| Молярная масса | 30,95 | 209 | 28,39 | 204 | 157 |
| Плотность, кг/м3 | 1,287 | 855,5 | 1,180 | 852,0 | 780,0 |
2.4 Запасы нефти и газа
На Приразломном месторождении запасы нефти и растворённого газа подсчитаны Тюменской тематической экспедицией Главтюменьгеология и утверждены ГКЗ СССР в 1985 г. – протокол от 25 октября 1985 г. № 9830.
На дату утверждения запасов месторождение находилось на стадии разведки. Запасы нефти были утверждены по трем продуктивным пластам – БС4-5 , АС11 1 , АС11 2 (категории С1 и С2 ). Утверждённые начальные запасы нефти по категории С1 составляют: геологические 458167 тыс.т, извлекаемые – 183681 тыс.т; категории С2 : геологические 223896 тыс.т, извлекаемые – 81505 тыс.т. Извлекаемые запасы нефти категории С2 на дату утверждения составляли 31 % от извлекаемых запасов нефти месторождения.
Основным продуктивным пластом месторождения является горизонт БC4-5 . Утвержденные ГКЗ СССР запасы нефти по горизонту БC4-5 (категория С1 ) составили 447134 тыс.т, извлекаемые – 178462 тыс.т при коэффициенте нефтеизвлечения 0,399. По категории С2 – 218594 тыс.т, извлекаемые – 79183 тыс.т при коэффициенте нефтеизвлечения 0,362.
За истекший с момента утверждения запасов период на месторождении открыты небольшие, литологически экранированные залежи нефти в пластах БС1 и ачимовской толще. Запасы по этим залежам находятся на государственном балансе. Запасы нефти Приразломного месторождения на 01.01.2004 г., числящиеся на балансе РФГФ, по категории В+С1 составили 701139 тыс.т, по категории С2 521927 тыс.т. По основному продуктивному пласту БС4-5 , начальные числящиеся на балансе, запасы нефти составили 575686 тыс.т (категория В+С1 ) и 36391 тыс.т (категория С2 ). Запасы нефти по основному горизонту БС4-5, были подсчитаны оперативно ЗАО "УфаНИПИнефть" по участкам эксплуатационного разбуривания. По категории В запасы увеличились до 291859 тыс.т вместо 185965 тыс.т, в связи с бурением новых скважин (3579, 3591, 3597, 6735, 6736, 6737, 6785, 6786, 6787, 6809, 6810, 6849, 6857, 6884, 6885, 6886, 3571,3598, 6602, 6651, 6652, 6699, 6700, 6738, 6739, 6740 и др.) на юге эксплуатационного участка, но при этом естественно произошло уменьшение запасов по категории С1 . В связи с тем, что по пласту Ач4 в добыче находятся скважины не попадающие в границы категории С1 , числящиеся на госбалансе, были оперативно подсчитаны запасы по участку, включающему эксплуатационные скважины. Таким образом, были приняты следующие запасы нефти по этим пластам:
Таблица 2.3 – Категории запасов нефти по пластам
| Пласт | Категория запасов нефти | Геологические запасы нефти, тыс.т |
| БС4-5 | В | 291859 |
| С1 | 283827 | |
| С2 | 36391 | |
| В+С1 +С2 | 612077 | |
| Ач4 | С1 | 23645 |
На 01.01.06 г. балансовые запасы месторождения составляют 701139 тыс.т, извлекаемые запасы – 260500 тыс.т. Накопленная добыча по горизонту БС4-5 на 01.01.06 г – 46500 тыс. т, на 01.07.06 г – 48526 тыс. т.
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Принцип разработки месторождения
По Приразломному месторождению составлено пять проектных документов:
1. Технологическая схема разработки Приразломного месторождения, 1984г., утвержденная протоколом заседания бюро ЦКР МНП от 24.07.1984 г.
2. Проект пробной эксплуатации Приразломного месторождения 1985г., утвержденный заместителем Министра нефтяной промышленности В.М.Юдиным 15.03.85 г.
3. Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения, 1987 г. Работа представлена в Главтюменнефтегаз.
4. Технологические показатели разработки первоочередного участка Приразломного месторождения в расширенных границах, 1989г., утвержденные ЦКР Главтюменнефтегаза – протокол № 107 от 7 апреля 1989г.
5. “Анализ разработки Приразломного месторождения”, утверждённый в ЦКР Минэнерго РФ (протокол от 11.04.02 г. № 2833).
Первый проектный документ был составлен на начальные балансовые запасы нефти, числящиеся на балансе Мингео СССР.
По состоянию на 1.01.84 г. они составили по категории С1 :
балансовые - 122,15 млн.т; извлекаемые - 42,43 млн.т, коэффициент нефтеизвлечения - 0,347.
По категории С2 :
балансовые - 131,9 млн.т; извлекаемые - 46,2 млн.т; коэффициент нефтеизвлечения - 0,35.
Основные решения, принятые в технологической схеме разработки Приразломного месторождения от 24.07.84 г.:
- на месторождении выделено два эксплуатационных объекта – АС11 и БС4:
- для обоих объектов принята площадная девятиточечная система разработки с расстоянием между скважинами 500 м (25 га/скв):
- максимальные проектные уровни составили на запасы категории С1 : добыча нефти - 1650 тыс.т/год; добыча жидкости - 4516 тыс.т/год; закачка воды - 5940 тыс.м³/год; ресурсы нефтяного газа - 76,4 млн.м³/год; темп отбора - 3,9%; эксплуатационный фонд скважин составил - 894, в т.ч. добывающих - 533; нагнетательных - 183; резервных - 178; извлекаемые запасы нефти на 1 скважину (добывающая + нагнетательная) - 59 тыс.т.
На запасы категории С2 : добыча нефти - 1450 тыс.т/год; добыча жидкости - 2860 тыс.т/год; закачка воды - 3910 тыс.м³/год; ресурсы нефтяного газа - 67,1 млн.м³/год; темп отбора - 3,1%; эксплуатационный фонд скважин составил – 370, в т.ч. в технологической схеме предусматривалось:
- закачка воды с первого года разработки;