Отчет по практике в "Варьеганском месторождении"

Таблица 6.1 - Состояние реализации проектного фонда скважин

Фонд  скважин	БВ4	БВ5	БВ6	БВ7	БВ80-1	БВ82	БВ9	БВ10	ЮВ11-2	АВ7-8, БВ22, ЮВ2	В целом
Реализованный	150	145	466	295	808	426	135	315	230	30	2691
Оставшийся  к бурению	18	28	19	20	383	10	7	10	90	146	731
Проектный	168	173	485	315	1191	436	142	325	320	176	3422
Процент реализации, %	89,3	83,8	96,1	93,7	67,8	97,7	95,1	96,9	71,9	17,0	78,6

Наибольшее количество скважин остается для бурения  на пластах, представленных прерывистыми коллекторами, где ещё остаются запасы нефти, невовлеченные в разработку (объект БВ₈^0-1), а также на практически неразрабатываемых до настоящего времени незначительных по площади и запасам пластах АВ_7-8, ЮВ₂ и БВ₂₂ (Ач). Так, по объекту БВ₈^0-1 процент реализации проектного фонда на сегодняшний день составляет 67,8 %, по “малым” объектам – лишь 17 %.

Всего за период действия последнего проектного документа на месторождении предполагалось пробурить 425 скважин, фактически пробурено – 111. В основном бурение в последние годы осуществлялось на объектахБВ₈^0-1, БВ₁₀ и ЮВ₁^1-2 – 81 % всех объемов буровых работ.

По  состоянию на 1.01.2004 года в добывающем фонде числится 1788 скважин, из которых к настоящему времени 149 ликвидированы или ожидают ликвидации, 232 скважины переведены в категорию контрольных или пьезометрических, 264 скважины находятся в консервации. Состояние реализованного фонда скважин представлено в таблице 6.2.

Нагнетательный  фонд месторождения составляет 903 скважины. В связи с наличием газовых  шапок практически на всех разрабатываемых  объектах, из общего количества скважин, числящихся в активном нагнетательном фонде, 119 (15,7 %) предназначены для барьерного заводнения. Остальные нагнетательные скважины расположены в разрезающих рядах  – 382  (50,5 %) или используются для очагового

 

воздействия –   328 (43,4 %). Выбыли из эксплуатации (ликвидированы, переведены в категории пьезометрических, контрольных) 60 очаговых, 8 барьерных скважин и 79 скважин разрезающих рядов.

Таблица 6.2 - Состояние реализованного фонда скважин на 1.01.2004 года

 

№ п/п	Фонд  скважин	Категория	Кол-во
1	Добывающие	Всего	1788
		в т.ч.   действующие	641
		из них: фонтанные	35
		ЭЦН	441
		ШГН	165
		газлифт
		бездействующие	501
		в освоении	1
		в консервации	264
		пьезометрические	197
		контрольные	35
		ликвидированные	149
2	Нагнетательные	Всего	903
		в т.ч.   под закачкой	149
		в бездействии	517
		в освоении	11
		в консервации	85
		пьезометрические	120
		контрольные	1
		ликвидированные	20
		В эксплуатации на нефть (действ.+ б/д)	225
		Всего	2691

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7 ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА НЕФТИ И ГАЗА

 

7.1 Результаты исследования глубинных и поверхностных проб

В связи  с тем, что за время, прошедшее  с утверждения запасов в 1990г.,  принципиально новой информации, касающейся физико-химических свойств  пластовых флюидов, не получено, подсчетные параметры в 2002 г. (плотность нефти, пересчетный коэффициент и газосодержание) приняты на уровне оценок по протоколу ГКЗ № 10821 от 29.03.90 г.

Отобрано 192 поверхностных и более 300 глубинных проб нефти из 227 скважин. Поверхностные пробы нефти отбирались на устье добывающих скважин, глубинные пробы извлекались с помощью глубинных пробоотборников типа ВПП-300 и ПД-3. Отмечается неравномерность отбора проб как по площади, так и по разрезу.

Глубинные пробы нефти исследовались  в процессе однократного контактного  и ступенчатого способов разгазирования по методике ВНИИ, а также применяемым в настоящее время методом ступенчатого (дифференциального) разгазирования глубинных проб с учетом технологических параметров схемы сбора, подготовки и транспорта нефти.

Пласт ЮВ₁².  Нефть исследована на образцах 4 поверхностных проб из 3 скважин и 2 глубинных проб из одной скважины. По данным анализов при дифференциальном разгазировании газовый фактор составляет 264 м³/т, объемный коэффициент – 1,691, плотность разгазированной нефти – 790 кг/м³.

Выделившийся  при дифференциальном разгазировании нефтяной газ по составу и другим параметрам близок к нефтяному газу пласта ЮВ₁¹.

Разгазирования  нефть легкая, маловязкая, по физико-химическим характеристикам практически не отличается от разгазированной нефти пласта ЮВ₁¹.

Пласт ЮВ₁¹. Нефть исследована на образцах 17 поверхностных проб из 16 скважин и 26 глубинных проб из 17 скважин. По данным анализов при дифференциальном разгазировании газовый фактор составляет 257 м³/т, объемный коэффициент – 1,590, плотность разгазированной нефти – 801 кг/м³.

Выделившийся  при дифференциальном разгазировании нефтяной газ легкий, с молярной концентрацией метана около 70 %, содержание этана 9,9 %, концентрация неуглеводородных компонентов около 2 %.

Нефть после дифференциального разгазирования легкая, маловязкая, выход легких фракций при температуре 300^оС около 60 % объемных. Массовое содержание серы в среднем 0,4 %, парафина – около 3 %, смол и асфальтенов – до 5 %, температура застывания не выше минус 2^оС при среднем значении минус 22^оС.

Пласт БВ₁₀.  Нефть исследована на образцах 18 поверхностных проб из 17 скважин и 23 глубинных проб из 11 скважин. По данным анализов при

 

дифференциальном  разгазировании газовый фактор составляет 144 м³/т, объемный коэффициент – 1,366, плотность разгазированной нефти – 801 кг/м³.

Выделившийся  при дифференциальном разгазировании нефтяной газ метанового типа, с  молярной концентрацией метана около 44 %. Содержание этана относительно высокое, около 10 %, концентрация компонентов  группы С₃+высшие около 43 %.

Нефть после дифференциального разгазирования легкая, маловязкая, выход легких фракций при температуре 300^оС около 60 % объемных. Массовое содержание серы в среднем 0,4 %, парафина – около 3 %, смол и асфальтенов – до 5 %, температура застывания не выше минус 5^оС при среднем значении минус 12^оС.

Пласт БВ₉.  Нефть исследована на образцах 23 поверхностных проб из 20 скважин и 37 глубинных проб из 24 скважин. По данным анализов при дифференциальном разгазировании газовый фактор составляет 199 м³/т, объемный коэффициент – 1,509, плотность разгазированной нефти – 802 кг/м³.

Выделившийся  на ступенях разгазирования нефтяной газ легкий, с молярной концентрацией  метана около 74 %, содержание этана относительно высокое (до 9 %), концентрация неуглеводородных компонентов менее 2 %.

Разгазированная нефть легкая, маловязкая, выход легких фракций при температуре 300^оС около 60 % объемных. Массовое содержание серы в среднем 0,4 %, парафина – около 3 %, смол и асфальтенов – до 5 %, температура застывания не выше минус 2 – 5^оС при среднем значении минус 14^оС.

Пласт БВ₈².  Нефть исследована на образцах 23 поверхностных проб из 18 скважин и 69 глубинных проб из 50 скважин. По данным анализов при дифференциальном разгазировании газовый фактор составляет 197 м³/т, объемный коэффициент – 1,535, плотность разгазированной нефти – 819 кг/м³.

Выделившийся  на ступенях разгазирования нефтяной газ относительно легкий, с молярной концентрацией метана около 76 %, содержание этана до 6-7 %, неуглеводородных компонентов – не выше 1,5 %.

Разгазированная нефть легкая, маловязкая, выход легких фракций при температуре 300^оС составляет 55 % объемных. Массовое содержание серы в среднем 0,4 %, парафина – около 4 %, смол и асфальтенов – около 5 %, температура застывания не выше минус 6^оС.

Пласт БВ₈⁰ – БВ₈¹. Пласт БВ₈⁰ и БВ₈¹ объединены в один объект ввиду однообразия характеристик пластового флюида. Нефть исследована на образцах 14 поверхностных проб из 14 скважин и 52 глубинных проб из 40 скважин. По данным анализов при дифференциальном разгазировании газовый фактор составляет 143 м³/т, объемный коэффициент – 1,366, плотность разгазирования нефти – 815 кг/м³.

Выделившийся  при  дифференциальном разгазировании нефтяной газ

метанового  типа, легкий, с молярной концентрацией  метана около 69 %, содержание этана до 8 %. Концентрация неуглеводородных компонентов не выше 1,5 %.

Разгазированная нефть легкая, маловязкая, выход  легких фракций при температуре 300^оС составляет 52 % объемных. Массовое содержание серы 0,3 %, парафина – около 3 %, смол и асфальтенов – до 7 %, температура застывания около минус 8^оС.

Пласт БВ₇.  Нефть исследована на образцах 30 поверхностных проб из 26 скважин и 46 глубинных проб из 34 скважин. По данным анализов при дифференциальном разгазировании газовый фактор составляет 177 м³/т, объемный коэффициент – 1, 421, плотность разгазированной нефти – 823 кг/м³.

Выделившийся  нефтяной газ легкий, с молярной концентрацией метана около 56 %, содержание этана относительно высокое, до 10 %. Концентрация неуглеводородных компонентов  не более 2 %.

Разгазированная нефть легкая, маловязкая, выход легких фракций при температуре 300^оС составляет 53 % объемных. Массовое содержание серы 0,4 %, парафина – 3,7 %, температура застывания не выше минус 4^оС.

Пласт БВ₆. Нефть исследована на образцах 39 поверхностных проб из 35 скважин и 55 глубинных проб из 39 скважин. По данным анализов при дифференциальном разгазировании газовый фактор составляет 179,31 м³/т, объемный коэффициент – 1,392, плотность разгазированной нефти – 824 кг/м³.

Выделившийся  нефтяной газ легкий, с молярной концентрацией метана около 75 % и содержанием этана около 7,3 %. Содержание неуглеводородных газов (азот, двуокись углерода) – не более 1 %.

Разгазированная нефть легкая, маловязкая, выход  легких фракций при температуре 300^оС составляет 53 % объемных.

Пласт БВ₅. Нефть исследована на образцах 13 поверхностных проб из 7 скважин   и 9 глубинных проб из 7 скважин. По данным анализов при дифференциальном разгазировании газовый фактор составляет 142 м³/т, объемный коэффициент – 1,309, плотность разгазированной нефти – 850 кг/м³ (в среднем по пласту).

Выделившийся  нефтяной газ легкий, с молярной концентрацией метана около 88 % и  содержанием группы С₃+высшие около 7,4 %. Разгазированная нефть легкая, маловязкая, выход легких фракций при температуре 300^оС составляет 49 % (объемных).

Массовое  содержание серы 0,4 %, парафина – 3,7 %, температура застывания не выше минус 3^оС.

Пласт БВ₄⁰ – БВ₄. Нефть исследована на образцах 7 поверхностных проб из 6 скважин и 9 глубинных проб из 3 скважин. По данным анализов при дифференциальном разгазировании в среднем по пласту газовый фактор составляет 100 м³/т, объемный коэффициент – 1,237, плотность разгазированной нефти – 846 кг/м³.  Выделившийся нефтяной газ имеет молярную концентрацию метана около 88 %, содержание этана в среднем 4,2 %, содержание   группы  С₃+высшие  –  около 7,4 %.  Концентрация