Разработка скважин Бухарского месторождения
Отчет по практике - Безопасность жизнедеятельности
Другие отчеты по практике по предмету Безопасность жизнедеятельности
?й 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,