Отчет по практике: Разработка скважин Бухарского месторождения
Наименование
| 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 | ||||
| Продолжение таблицы 1 | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 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 |
| 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 |
| 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 | ||||
| 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 |
| Продолжение таблицы 1 | ||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
| 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 | ||||
| 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 |
1.4 Краткая технико-эксплуатационная характеристика фонда
скважин
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 1.01.2004 года пробурено 79 скважин, из них 18 добывающих, 55 разведочных , 6 оценочных.
Добывающий фонд на конец 2004 года по объекту составил 28скважин.
В течение 2004 года в добывающем фонде произошли следующие изменения: введена на нефть 1 новая скважина (№793а) из пьезометрического фонда.
На 1.01.2005 года действующий фонд составляет 25 скважин. В 2004 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 1 Динамика добывающего фонда
| Категория | Количество скважин | ||||
| скважин | на 1.01.2004 г. | на 1.01.2005 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 2 Среднесуточный дебит скважины.
| на 1.01.2004 г. | на 1.01.2005 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 | |||
| Продолжение таблицы 2 | |||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | |||
| ШГН | 3,5 | 10,4 | 2,6 | 8,0 | -0,9 | -2,4 | |||
На конец 2004 года нагнетательный фонд по объекту составляет 1 скважина.
Динамика нагнетательного фонда скважин на 1.01.2005 года приведена ниже:
Таблица 3 Динамика нагнетательного фонда скважин
| Категория | Количество скважин | ||
| скважин | на 1.01.2004 г. | на 1.01.2005 г. | +,- |
| Весь нагнетательный фонд | 1 | 1 | - |
| а) скважины под закачкой | 1 | 1 | - |
| б) бездействующий фонд | - | - | - |
| в) работающие на нефть | - | - | - |
| г) пьезометрические | - | - | - |
| д) в освоении | - | - | - |
Действующий фонд нагнетательных скважин составляет 1 скважина (№1009).
Прочие скважины.
К этой категории отнесены пьезометрические, ожидающие ликвидации, ликвидированные, поглотительные и консервированный фонд скважин.
На 1.01.2005 года фонд пьезометрических скважин составляет 12 скважин. В отчетном году в этот фонд перешла из наблюдательного фонда скважина №1038, из пьезометрического фонда ушла в добычу 1 скважина.
Количество ликвидированных скважин на конец отчетного года составляет 25 скважин, как и в прошлом году.
По состоянию на 1.01.2005 г. в консервированном фонде скважин нет.
Добыча нефти за 2004 год по горизонту Д0 и Д1 Бухарского месторождения планировалось добыть 27,934 тыс. тонн, фактически добыто 28,768 тыс. тонн. Темп выработки по объекту составил 1,45 % от начальных извлекаемых запасов и 1,65 % от текущих извлекаемых запасов.
В отчетном году введена на нефть 1 новая скважина, за счет чего получено 0,271 тыс. тонн нефти. Средний дебит нефти новой скважины составил 1,6 т/сут.
За счет ввода из бездействия 4 скважин добыто 0,932 тыс.тонн нефти. Средний дебит нефти одной введенной из бездействия скважины составил 1,3 т/сут, по жидкости – 8,6 т/сут.
За 2004 год добыто: ШГН - 13769 тонн нефти (47,9%), ЭЦН -14999 (52,1%) .С начала разработки на 1.01.2005 года отобрано 269,547 тыс.тонн нефти или 13,6% от начальных извлекаемых запасов
За счет ввода из бездействия 4 скважин добыто 0,932 тыс.тонн нефти. Средний дебит нефти одной введенной из бездействия скважины составил 1,3 т/сут, по жидкости – 8,6 т/сут.