Курсовая работа: Применение технологии солянокислотной обработки установок ЭЦН на Мишкинском месторождении
Таблица №5. Компонентный состав нефтяного газа.
| Наименование параметра | Верейские отложения | Башкирские отложения | Визейские отложения | Турнейские отложения |
| Молярная концентрация, % | ||||
| - сероводород | ||||
| - двуокись углерода | 0,88 | 0,14 | 0,31 | 1,35 |
| - азот+редкие | 35,72 | 40,00 | 57,05 | 87,20 |
| в т.ч. гелий | 0,016 | 0,019 | 0,047 | 0,059 |
| - метан | 11,76 | 9,65 | 6,63 | 1,94 |
| - этан | 13,56 | 13,21 | 7,87 | 2,67 |
| - пропан | 20,48 | 19,91 | 14,45 | 2,59 |
| - изобутан | 4,02 | 4,09 | 3,50 | 1,49 |
| - норм, бутан | 8,03 | 7,18 | 5,96 | 1,75 |
| - изопентан | 2,65 | 2,59 | 2,05 | 1,18 |
| - норм. пентан | 2,07 | 1,78 | 1,37 | 0,74 |
| - гексаны | ||||
| - октаны | ||||
| - остаток С9+ | 1,10 | 1,48 | 0,95 | 0,94 |
| Плотность | ||||
| - газа, кг/м3 | 1,559 | 1,541 | 1,453 | 1,270 |
| - газа (по воздуху), доли ед. | 1,294 | 1,279 | 1,206 | 1,054 |
| - нефти, кг/м3 | 894,3 | 891,7 | 904,8 | 920,9 |
Пластовые воды
Результаты анализа проб пластовой воды приведены в таблице 6. Воды исследованных гидростратиграфических подразделений являются высокоминерализованными рассолами хлор-кальциевого типа с промышленным содержанием йода и брома, плотностью 1.17 г/см3, с очень низким содержанием гидрокарбонатов и сульфатов. Замеры концентрации водородных ионов pH единичные, значения близки к нейтральным, сдвинуты в сторону кислой среды.
Таблица 6.Характеристика пластовой воды
| Наименование параметра | Верейские отложения | Башкирские отложения | Визейские отложения | Турнейские отложения | |
| Плотность при 20о С, г/см3 | 1.171 | 1.172 | 1.173 | 1.172 | |
| рН | 6.8 | 7.0 | 6.4 | 5.93 | |
| Минерализация | г/л | 254.5 | 256.6 | 254.3 | 251.2 |
| мг-экв/л | 8981 | 8988 | 8892 | 8792 | |
| Темпер расч. град | 26 | 27 | 31 | 32 | |
| Давл. расч МПа | 11.42 | 11.72 | 14.69 | 15.20 | |
| Вязкость расчетная* (m в) мПа*с | 1.35 | 1.34 | 1.26 | 1.24 | |
| Концентрации ионов, г/л | Эквивалентная конц NaCl (для опред Rв) | 259 | 260 | 257 | 254 |
| НСО3 - | 0.2 | 0.0 | 0.0 | 0.1 | |
| % НСО3 - | 0.1 | 0.0 | 0.0 | 0.0 | |
| Cl- | 158.8 | 158.9 | 157.4 | 155.4 | |
| % Cl- | 63.3 | 63.4 | 62.8 | 62.0 | |
| SO4 2- | 0.5 | 0.6 | 0.4 | 0.5 | |
| % SO4 2- | 0.2 | 0.2 | 0.1 | 0.2 | |
| Ca2+ | 17.1 | 14.9 | 15.6 | 15.9 | |
| % Ca2+ | 6.8 | 5.9 | 6.2 | 6.3 | |
| Mg2+ | 5.2 | 4.5 | 3.7 | 4.0 | |
| % Mg2+ | 2.1 | 1.8 | 1.5 | 1.6 | |
| Na+ K+ | 73.6 | 77.7 | 77.2 | 75.1 | |
| % (Na+ K+ ) | 29.3 | 31.0 | 30.8 | 30.0 | |
| Концентрации ионов, мг-экв/л | НСО3 - | 3 | 1 | 0 | 1 |
| Cl- | 4478 | 4481 | 4439 | 4383 | |
| SO4 2- | 9 | 12 | 7 | 11 | |
| Ca2+ | 855 | 743 | 780 | 793 | |
| Mg2+ | 431 | 371 | 308 | 332 | |
| K+ Na+ | 3205 | 3380 | 3358 | 3271 | |
| Микроэлементы, мг/л | Br (бром) | 663 | 614 | 616 | 569 |
| J (йод) | 13 | 12 | 11 | 12 | |
| Бор (B2 O3) | 89 | 109 | 131 | 180 | |
1.5 Запасы нефти
Подсчет запасов нефти выполнен трестом "Удмуртнефтеразведка" по состоянию на 15.10.69 г. Результаты подсчета утверждены ГКЗ СССР (протокол № 5942 от 10.04.70 г.).
В процессе эксплуатационного разбуривания и выполнения геологоразведочных работ с получением новой информации неоднократно производилась оперативная оценка запасов и перевод запасов в более высокие категории с утверждением их в ЦКЗ, часть запасов категории С2 была списана. По результатам бурения 1989-91 гг. институтом "УдмуртНИПИнефть" в рамках составления Баланса запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов за 1997 год по месторождениям ОАО "Удмуртнефть" выполнен прирост запасов Черепановского поднятия по отложениям верейского горизонта, башкирского и турнейского ярусов (протокол ЦКЗ РФ №183-98 от 09.04.98г.).
В 2000 г. также в рамках составления Баланса запасов нефти, газа и сопутствующих компонентов проведена оперативная оценка запасов на Черепановском поднятии (протокол. ЦКЗ РФ № 295-2001(М) от 26.03.2001 г.). Получен прирост запасов нефти по отложениям верейского горизонта, башкирского, визейского и турнейского ярусов. Отдельные участки залежей Черепановского поднятия территориально расположены в Пермской области, соответственно запасы этих участков учитываются Госбалансом отдельно.
В 2001 г. по результатам бурения разведочных скважин 10R, 14R, 308R выполнен оперативный подсчет запасов нефти Чужеговского поднятия по продуктивным отложениям верейского горизонта (протокол ЦКЗ РФ №199(М) от 01.04.2002 г.). Подсчитанные запасы находятся за пределами разрешенной лицензионной деятельности и относятся к нераспределенному фонду.
Состояние запасов, числящихся на Госбалансе , на 01.01.2007 г. приведено в таблице 7.
В 2005 г. ЗАО "ИННЦ" выполнен отчет по пересчету запасов нефти месторождения. В настоящее время отчет представлен на экспертизу в ГКЗ МПР РФ.
Пересчет запасов выполнен по следующим подсчетным объектам:
· B-II, B-IIIa, B-IIIб верейского горизонта среднего карбона;
· А4-0, А4-1, А4-2, А4-3, А4-4, А4-5, А4-6 башкирского яруса среднего карбона;
· С-II, С-III, С-IV, С-V, С-VI, С-VII визейского яруса нижнего карбона;
· Сt-III, Сt-IV турнейского яруса нижнего карбона;
· D3 -zv заволжского надгоризонта верхнего девона.
Таблица 7. Состояние запасов нефти по Мишкинскому месторождению на 01.01.2007 г.
| Объект, месторождение в целом | Начальные запасы нефти, тыс. т | Текущие запасы нефти, тыс. т | |||||||||||||
| утвержденные ГКЗ СССР | на Государственном балансе | ||||||||||||||
| геологические | извлекаемые | КИН С1/С2 д. ед. | геологические | извлекаемые | КИН С1/С2 д. ед. | геологические | извлекаемые | текущий КИН С1/С2 д. ед. | |||||||
| В+С1 | С2 | В+С1 | С2 | В+С1 | С2 | В+С1 | С2 | В+С1 | С2 | В+С1 | С2 | ||||
| Распределенный фонд | |||||||||||||||
| верейский (В‑II+B-III) | 73526.3 | 29436.3 | 24998.9 | 10008.3 | 0.34/0.34 | 93652 | 4228 | 31434 | 1439 | 0.34/0.34 | 83751 | 4228 | 21533 | 1439 | 0.118/- |
| башкирский | 29297.4 | 7712.9 | 9961.1 | 2622.4 | 0.34/0.34 | 39795 | 554 | 13526 | 188 | 0.34/0.34 | 35029 | 554 | 8760 | 188 | 0.136/- |
| визейский (Тл-0,I,II,Бб-I,II,III) | 20670.2 | - | 8782.5 | - | 0.42-0.5 | 22238 | - | 9440 | - | 0.424 | 16451 | - | 3653 | - | 0.352/- |
| турнейский (С1 t) | 43598.8 | 1038.2 | 17003.5 | 404.9 | 0.39/0.39 | 44416 | - | 17322 | - | 36222 | - | 9128 | - | 0.226/- | |
| Всего по распределенному фонду | 167092.7 | 38187.4 | 60746 | 13035.6 | 200101 | 4782 | 71722 | 1627 | 171453 | 4782 | 43074 | 1627 | |||
| Нераспределенный фонд | |||||||||||||||
| Чужеговский участок верейский (В‑II+B-III) | 982 | 499 | 334 | 170 | 0.34/0.34 | 982 | 499 | 334 | 170 | - | |||||
| Пермская область | |||||||||||||||
| верейский (В‑II+B-III) | 178 | 139 | 61 | 47 | 0.34/0.34 | 178 | 139 | 61 | 47 | ||||||
| башкирский | 416 | 208 | 142 | 71 | 0.34/0.34 | 416 | 208 | 142 | 71 | ||||||
| визейский (Тл-0,I,II,Бб-I,II,III) | 208 | - | 88 | - | 0.424 | 208 | - | 88 | - | ||||||
| Всего по Пермской области | 802 | 347 | 291 | 118 | 802 | 347 | 291 | 118 | |||||||
| Всего по месторождению | 201885 | 5628 | 72347 | 1915 | 173237 | 5628 | 43699 | 1915 | |||||||
Выводы по геологическому разделу:
По месторождению выделяется 4 объекта эксплуатации, но основные промышленные скопления нефти приурочены к пласту В‑II башкирского яруса (около 43% от НИЗ).
Верейский объект.
В 2006 году добыто 354,8 тыс. т нефти при проектном уровне 390,3 тыс. т. Темп отбора от НИЗ – 1,5 %, проектный уровень – 1,6 %. Добыча жидкости составила – 1725,5 тыс. т (проектный уровень – 1768,0 тыс. т), обводненность составила – 79,5 % (проектное значение – 77,9 %). Текущая компенсация отборов закачкой составила – 103,6 % при проектной – 115,0 %.
Отставание фактической годовой добычи за 2006 год составило 9% от проектной и обусловлено тем, что средний дебитом по нефти на 0,4 т/сут ниже проектного при превышении действующего добывающего фонда на 11 скважин (3%).
Башкирский объект.
По состоянию на 01.01.2007 г. по башкирскому объекту разработки отобрано 4766,3 тыс. нефти, что соответствует проектному значению. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0,119 при проектном 0,118, отбор от НИЗ 34,9% при обводнённости продукции 89,7% (проектная 87,4%). Жидкости отобрано 14868 тыс. т , что почти соответствует проектному. Накопленная компенсация отборов жидкости закачкой соответствует проектной. Фонд добывающих скважин – 131, что на 9% меньше проектного, действующий фонд нагнетательных скважин – 45, что на 2 скв. меньше проектного, при этом накопленная компенсация отборов закачкой практически соответствует проектной, а текущая превышает проектную на 17,9%.
Визейский объект
На начало 2007 года накопленная добыча нефти составила 5786,7 тыс. т., накопленная добыча жидкости – 20113,3 тыс. т, отобрано 60,7 % от НИЗ (проектное значение 60,6%), при обводненности 90,3 % (выше проектной на 3 %).
Турнейский объект