Разработка скважин Бухарского месторождения

Ìåðîïðèÿòèÿ ïî îáåñïå÷åíèþ ðàäèàöèîííîé áåçîïàñíîñòè íà îáúåêòàõ ïîäãîòîâêè íåôòè ïðè ðàçðàáîòêå ìåñòîðîæäåíèé íåôòè â äåâîíñêèõ îòëîæåíèÿõ íàïðàâëåíû íà âûïîëíåíèå òðåáîâàíèé

Разработка скважин Бухарского месторождения

Отчет по практике

Безопасность жизнедеятельности

Другие отчеты по практике по предмету

Безопасность жизнедеятельности

Сдать работу со 100% гаранией
льно высокая величина его расчлененности, равная 4,067. Общая толщина горизонта составляет в среднем 22,8 м, суммарная нефтенасыщенная 1,9 м. Высокое среднее значение эффективной толщины (10,7м) указывает на наличие значительной водонасыщенной части по пластам с подошвенной водой.

Покрышкой для залежей пашийских отложений служат аргиллиты кыновского возраста мощностью от 2 до 6 м.

Коллекторские свойства кыновских отложений охарактеризованы керновыми данными, результатами ГИС и гидродинамических исследований. По первым они выше, а по более представительным материалам, по геофизическим исследованиям, коллекторы характеризуются следующими величинами: пористости 19,6%, нефтенасыщенности 74,3%, проницаемости 0,126 мкм2, представленным в таблице 1.2.1. Они относятся по своим емкостно-фильтрационным свойствам к высокоемким, высокопроницаемым. Тип коллектора поровый.

Общая толщина отложений кыновского возраста составляет в среднем 19,3 м, средняя нефтенасыщенная 2,2 м, эффективная 3,0 м. Коллекторы харак-тся высокой неоднородностью расчлененность 1,852, высоким значением песчанистости 0,712. Покрышкой для кыновских залежей служат глины одноименного возраста толщиной до 10 м.

1.3 Физико-химические свойства пластовых флюидов

 

Исследование физико-химических свойств нефтей в пластовых и поверхностных условиях проводилось по пластовым пробам в ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ (вискозиметр высокого давления универсальный) и капиллярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пикнометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛХМ-8М, ХРОМ-5. Все данные исследования приведены согласно РД-153-39-007-96 «Регламент составления проектных технологических документов на разработку нефтяных и газонефтяных месторождений».

Всего по Бухарскому месторождению проанализировано: пластовых 39 проб, поверхностных 37 проб. Ввиду отсутствия данных по турнейскому ярусу и бурегскому горизонту были использованы усредненные параметры по Кадыровскому и Ромашкинскому месторождениях соответственно.

Физико-химические свойства флюидов представлены в таблице

 

Таблица 1 Физико-химические свойства

 

Наименование

Пашийский горизонтКол-во исследованныхДиапазонСреднее скважинпробизменениязначение12345НефтьДавление насыщения газом, МПа 474.4-9.57,56Газосодержание, при однократномразгазировании, м3/т4732.77-60.257,6Объемный коэффициент при однократномразгазировании, доли ед.471.1060-1.17001,1411Плотность, кг/м347804.3-865.0815,4Вязкость, мПа*с477.32-9.126,6Объемный коэффициент при дифферен-номразгазировании в рабочих условиях, доли ед.221,10781,1078Пластовая вода

Продолжение таблицы 112345Газосодержание, м3/т0.25-0.420,335в т.ч. сероводорода, м3/тн.о.н.о.Объемный коэффициент, доли ед.0,9987Вязкость, мПа*с30301.73-1.951,84Общая минерализация, г/л3030230.89-291.82269,01Плотность, кг/м330301167.0-1190.01182,67Кыновский горизонтНефтьДавление насыщения газом, МПа 6144.5-9.17,25Газосодержание, при однократномразгазировании, м3/т61442.8-68.059,28Объемный коэффициент при однократномразгазировании, доли ед.6141.1131-1.16801,1501Плотность, кг/м3614810.0-860.0823,1Вязкость, мПа*с6144.95-8.515,45Объемный коэффициент при дифферен-номразгазировании в рабочих условиях, доли ед.131,13871,1387Газосодержание, м3/т0.25-0.420,335в т.ч. сероводорода, м3/тн.о.н.о.Объемный коэффициент, доли ед.0,9987Вязкость, мПа*с30301.73-1.951,84Общая минерализация, г/л3030230.89-291.82269,01Плотность, кг/м330301167.0-1190.01182,67Бурегский горизонтНефтьДавление насыщения газом, МПа 127Газосодержание, при однократномразгазировании, м3/т1250,7Объемный коэффициент при однократномразгазировании, доли ед.121,124Плотность, кг/м312826,3Вязкость, мПа*с127,39Объемный коэффициент при дифферен-номразгазировании в рабочих условиях, доли ед.121,1129Пластовая водаГазосодержание, м3/т0.1-0.130,12в т.ч. сероводорода, м3/тн.о.Объемный коэффициент, доли ед.0,9989Вязкость, мПа*с11,74Общая минерализация, г/л1209,77Плотность, кг/м311168Турнейский ярусНефтьДавление насыщения газом, МПа 384.95-5.054,99Газосодержание, при однократномразгазировании, м3/т3816.6-20.618,6Объемный коэффициент при однократномразгазировании, доли ед.381.056-1.0601,058Плотность, кг/м338853.93-854.0853,9Вязкость, мПа*с3810.69-15.913,3Объемный коэффициент при дифферен-номразгазировании в рабочих условиях, доли ед.381,04751,0475 Продолжение таблицы 112345Пластовая водаГазосодержание, м3/т0.20-0.250,225в т.ч. сероводорода, м3/тн.о.Объемный коэффициент, доли ед.0,9982Вязкость, мПа*с111,69Общая минерализация, г/л11236,05Плотность, кг/м3111161Бобриковский горизонтНефтьДавление насыщения газом, МПа 381.6-4.52,46Газосодержание, при однократномразгазировании, м3/т385.03-11.381,0216Объемный коэффициент при однократномразгазировании, доли ед.381.0140-1.02821,0216Плотность, кг/м338895.0-907.0905,9Вязкость, мПа*с3828.91-88.4355,54Объемный коэффициент при дифферен-номразгазировании в рабочих условиях, доли ед.381,00011,0001Пластовая водаГазосодержание, м3/т0.08-0.120,1в т.ч. сероводорода, м3/тн.о.Объемный коэффициент, доли ед.0,998Вязкость, мПа*с221.71-1.721,71Общая минерализация, г/л22235.27-260.80248,04Плотность, кг/м3221164.0-1165.01164,5

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

КатегорияКоличество скважин скважинна 1.01.2004 г.на 1.01.2005 г.+,- 1. Добывающий фонд2728+1в том числе: фонт11- ЭЦН-8+8 ШГН2619-7 2. Действующий фонд2125+4в том числе: фонт --- ЭЦН58+3 ШГН1617+1 3.Бездействующий фонд63-3 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 эксплуатациинефть жидк. нефть жидк. нефть жидк. Сред. дебит 1 скв., т/сут4,220,14,131,9-0,1+11,8 фонт.------ ЭЦН6,650,57,282,4+0,6+31,9

Продолжение таблицы 21234567 ШГН3,510,42,68,0-0,9-2,4

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

КатегорияКоличество скважинскважинна 1.01.2004 г.на 1.01.2005 г.+,-Весь нагнетательный фонд 11-а) скважины под закачкой11-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.

Закачка воды в 2003 году технологическая закачка составила 29,186 тыс. м3. Годовой отбор жидкости в пластовых условиях компенсирован технологической закачкой на 14,2 %.

 öåëîì ïî ãîðèçîíòó Ä0+Ä1 íà 1.01.2005 ãîäà ðàáîòàþò ñ âîäîé 25 ñêâàæèí, âñå ñêâàæèíû îáâîäíå

Похожие работы

< 1 2 3 4 5 6 > >>