Дипломная работа на тему: «Анализ разработки пластов Б2+Т1 Самодуровского месторождения» Дипломник: Иваев Т. Н. Группа: ОРНб-11-01 Руководитель работы: Начальник ПТО ООО «Бузулукская нефтесервисная компания» Муллагалеев А. Э. Территориальное расположение Самодуровского месторождения
Структурная карта продуктивных пластов Б2+Т1
Самодуровского месторождения
Наименование
|
Пласт Б2
| | |
Пласт Т1
| | | | | |
Количество
исследований
| |
Среднее
значение
|
Количество исследований
| | |
Среднее значение
| | |
скв.
|
проб
| |
скв
|
проб
| | |
Давление насыщения газом, МПа
|
2
|
3
|
1.01
|
1
| |
4
|
1.98
|
Газосодержание при дифференциальном разгазировании, м3/т
|
2
|
3
|
2.8
|
1
| |
4
|
20.7
|
Объемный коэффициент при дифференц. раз-газировании, доли ед.
|
2
|
3
|
1.0006
|
1
| |
4
|
1.0404
|
Плотность, т/м3
|
2
|
3
|
0.9153
|
1
| |
4
|
0.8193
|
Вязкость, МПа*с
|
2
|
3
|
80.0
|
1
| |
4
|
3.60
| Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
Наименование
| | |
Пласт Б2
| | |
Пласт Т1
| | | | | | | |
Кол-во
исслед
| |
Среднее
значение
|
Кол-во
исслед
| | |
Среднее значение
| | | | |
скв
|
проб
|
|
скв
| |
проб
|
|
Вязкость динамическая, мПа*с при 200С
Вязкость кинематическая, м2/с (расч)
Плотность нефти при 200С, г/см3
Температура застывания, 0С
| | |
3
3
3
3
|
3
3
3
3
|
152.35
166.89
0.913
-11
|
45
45
45
45
|
69
69
69
69
| |
16.72
19.34
0.864
-15
|
Массовое содержа-ние, %
|
Серы
Смол селикагелевых
Асфальтенов
Парафинов
Солей
Воды
Мехпримесей
| |
3
3
3
3
3
3
3
|
3
3
3
3
3
3
3
|
2.87
17.95
7.32
11.03
-
-
-
|
45
45
45
45
45
45
45
|
69
69
69
69
69
69
69
| |
2.27
14.71
3.48
5.57
-
-
-
|
Температура плавления парафина, 0С
Температура начала кипения, 0С
| | |
3
3
|
3
3
|
52
78
|
45
45
|
69
69
| |
50
61
|
Объемный
выход
фракций, %
| |
н.к. – 1000С
до 1500С
до 2000С
до 3000С
|
3
3
3
3
|
3
3
3
3
|
3
9
14
27
|
45
45
45
45
|
69
69
69
69
| |
6
14
24
44
|
Классификация нефти:
| | |
Тяжелая по плотности, высокосернистая, высокосмолистая, высокопарафинистая
| | |
Средняя по плотности,
высокосернистая,
смолистая,
парафинистая
| | | | Накопленная добыча нефти по пласту Б2+Т1 Самодуровского месторождения Текущая обводненность пластов Б2+Т1 Самодуровского месторождения Показатели разработки с начала эксплуатации Самодуровского месторождения Характеристика фонда скважин Самодуровского месторождения на 01.01.2016 года Сопоставление проектных и фактических показателей разработки
Показатели
|
2011
| |
2012
| |
2013
| |
2014
| |
2015
| | | |
проект
|
факт
|
проект
|
факт
|
проект
|
факт
|
Проект
|
факт
|
Проект
|
факт
|
Добыча нефти, тыс т
|
95,8
|
258,8
|
255,1
|
262,4
|
321,8
|
324,5
|
321,7
|
322,5
|
314,4
|
315
|
Добыча жидкости, тыс т
|
456
|
1023,9
|
1153
|
1277,7
|
1350
|
1380
|
1405
|
1421
|
1421
|
1428
|
Фонд добывающих скважин, ед
|
81
|
100
|
98
|
90
|
98
|
99
|
100
|
100
|
100
|
100
|
Фонд нагнетательных скважин, ед
|
39
|
42
|
50
|
48
|
50
|
48
|
49
|
48
|
48
|
48
|
Дебит нефти на одну скважину, т/сут
|
3,4
|
10,3
|
6,8
|
10,8
|
10,5
|
13,1
|
11,1
|
12,9
|
12,5
|
12,6
|
Дебит жидкости на одну скважину, т/сут
|
16,1
|
44,2
|
35,5
|
52,6
|
47,9
|
55,7
|
44,9
|
56,8
|
57,0
|
57,1
|
Обводненность продукции, %
|
79,2
|
74,7
|
80,8
|
79,5
|
78,1
|
76,5
|
77,0
|
77,3
|
77,7
|
77,9
|
Приемистость нагнетательной скважины, м3/сут
|
33,3
|
88,4
|
94,3
|
92,2
|
98,5
|
99,2
|
99,8
|
99,4
|
100,2
|
99,9
|
Компенсация отбора жидкости закачкой, %
|
115
|
106
|
110
|
95
|
106
|
99
|
104,5
|
106
|
118
|
119
|
Закачка воды, тыс. м3
|
1081
|
1089
|
1138
|
1209
|
1232
|
1365
|
1285
|
1410
|
1312
|
1428
| Эффективность ГТМ на добывающих скважинах за 5 лет Принципиальная схема конструкции второго ствола с цементированием хвостовика Методы защиты нефтепромыслового оборудования от коррозии Безопасность и экологичность проекта; Взрыв газовоздушной смеси
Доклад окончен!
Спасибо за внимание
|
Скачать 1.79 Mb.