Анализ системы сбора и подготовки газа Бованенковского месторождения

Поверхностные пробы  нефти отбирались с устья добывающих скважин. Анализ проб выполнен по типовым стандартным методикам.

Компонентный состав газа определяли при однократном  и дифференциальном (ступенчатом) разгазировании.

Свойства пластовой  нефти горизонта БС_4-5 исследованы методом однократного разгазирования.

Нефть находится в  условиях повышенных пластовых давлений (28 Мпа) и температур (100⁰С). Давление насыщения в 2 раза ниже пластового и изменяется в диапазоне 9-13,8 Мпа. Свойства нефти в пределах пласта изменяются незначительно. Газосодержание выше среднего для данного типа залежей и изменяется в пределах 69 - 97 м³/т.

В таблице 2.5 представлены сведения о компонентном составе  нефти и нефтяных газов. В составе  пластовой нефти содержание метана 22,67%. Характерно преобладание нормальных бутана и пентана над их изомерами. Нефтяной газ высокожирный.

Разгазированная нефть  пластов АС₁₁^1, БС₁, БС_4-5, Ю₀ сернистая, парафинистая. Выход фракции до 350⁰С в нефти пластов А₁₁¹ и 300 больше 45%, в нефти отдельных пластов от 45% до 54,9%.

Нефть пласта БС₁ смолистая, тяжёлая, у остальных пластов нефти малосмолистые, средней плотности.

Нефть пласта БС_4-5 маловязкая, пластов АС₁₁¹, Ю₀  средней вязкости.

Для составления технической  схемы были приняты значения газового фактора, объёмного коэффициента и плотности нефти, приведённые в таблице 2.6.

Указанные параметры  были получены при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании пластовой  нефти.

Численные значения газового фактора, объёмного коэффициента и  плотности нефти приведены к  стандартным условиям (0,1 Мпа и 20⁰С).

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Компонентный  состав нефтяного газа, разгазированного и пластовой нефти (мольное содержание, %) Приразломного месторождения

 

Таблица 2.5

 

Наименование	ПЛАСТ БС4-5
	при однократном  разгазировании пластовой нефти  в стандартных условиях		при дифференц. разгазировании пластовой нефти  в рабочих условиях		пластовая нефть
	выделившийся  газ	Нефть	выделившийся  газ	нефть
Сероводород
Углекислый газ	1,53		2,25	0,02	0,84
Азот + редкие в т. ч. гелий	0,58 0,006		0,70	0,00	0,26
Метан	52,19	0,06	61,32	0,04	22,67
Этан	12,41	0,27	13,30	0,49	5,22
Пропан	17,91	1,45	14,77	3,75	7,78
Изобутан	2,89	0,59	1,72	1,34	1,48
Норм. Бутан	7,46	2,61	3,88	4,43	4,22
Изопентан	1,47	1,48	0,61	1,88	1,41
Норм. Пентан	1,99	3,00	0,81	3,28	2,36
Гексаны Гептаны Остаток (С8 + высшие)	1.57	90,54	0,64	84,77	53,76
Молекулярная масса	30,75	218	26,36	205	139
Молекулярная масса  Остатка
Плотность газа, кг/м3 газа относит-ная (по воздуху)	1,278   1,061		1,096   0,910
Доли единиц нефти, кг/м3		863		857	773

Значения, принятые при составлении технологической  схемы  разработки и обустройства Приразломного месторождения

 

Таблица 2.6

 

Индекс пласта	Газовый фактор, м3/т	Объёмный коэффициент	Плотность разгазированной  нефти, кг/м3
АС111	31	1,110	885
АС211	31	1,110	885
БС1	36	1,110	870
БС4-5	69	1,192	857
БС15	73	1,194	849
Ачимовская  пачка	102	1,310	846

 

 

Примечание:   аналоги для:

 

• пласты АС¹₁₁, АС²₁₁ – по АС₁₁ Салымского месторождения;
• пласт БС₁ – по БС₁ Петелинского месторождения;
• Ачимовская пачка – по скважине №282 Приразломного месторождения с интервалом перфорации 2871-2903 м.

 

 

 

 

 

 

Свойства пластовой  нефти Приразломного месторождения

 

Таблица 2.7

 

Наименование	Индекс пласта БС4-5
	Диапазон изменения	Среднее значение
Пластовое давление, Мпа	24,6 – 26,1	25,3
Пластовая температура, 0С	110 - 115	96
Давление насыщения, Мпа	9 – 13,8	10,8
Газосодержание, м3/т	69 - 97	81
Газовый фактор при усл. Сепарации, м3/т	60 - 79	69
Объёмный коэффициент	1,195 – 1,313	1,231
Плотность нефти, кг/м3	745 - 792	773
Объёмный коэффициент  при усл. Сепарации	1,166  – 1,254	1,192
Вязкость нефти, Мпа  с	0,90 – 1,80	1,33
Коэффициент объёмной упругости 1/Мпа 10-4	11,36  – 13,83	12,74
Плотность нефти при  усл. сепарации, кг/м3	852 - 869	857

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

               

 

 

 

 

3.ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ  ЧАСТЬ

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

3.1. Основные  проектные решения разработки  месторождения и их показатели.

Приразломное месторождение  относится к числу наиболее перспективных  месторождений АО Юганскнефтегаз (наряду с Приобским и Мало-Балыкским месторождениями).

На 1.01.1999г здесь пробурено 851 скважина или около 1/5 части от общего перспективного фонда (вертикальные скважины).

За 1999г добыто 3,465 млн.т  нефти (16,1% обводненность), накопленная  добыча нефти 19,557 млн.т, средний дебит нефти 19,2 т/сут.

Месторождение отличается высокой концентрацией запасов  в одном пласте БС^4-5 - 80% НИЗ. Тип залежи - литологически экранированная

За 1996-2000гг здесь будет  бурится 18% скважин, а в 2001-2005гг - 34% оставшегося  фонда (исключая Приобское месторождение), в сумме же на Приразломное и Приобское месторождения будет приходиться в указанный период соответственно около 30 и 54% буримых скважин.

Разработка Приразломного  месторождения начата в 1986г. За последние  девять  лет (1991-2000гг) она осуществляется на основе "Комплексной технологической схемы разработки Приразломного месторождения" Янина А.И., составленной СибНИИНП и утвержденной ЦКР МНП СССР (протоколы № 1397 от 16.01.1991г и № 1412 от 22.03.1991г) со следующим и основными положениями:

1. Проектные уровни:   добыча нефти    - 3,5 млн.т/год:

жидкости         - 5,2 млн.т/год:

попутного газа    - 226 млн.м³/год;

закачка воды     - 10, млн.т/год.

- выделение в качестве  основного эксплуатационного объекта  пласта БС^4-5 и второстепенных объектов - пластов А11¹, А11², ЮС⁰;

- применение по основному  объекту БС^4-5 блоковой трехрядной системы с размещением проектных скважин по равномерной треугольной сетке с расстоянием 500м; вопрос оптимизации сетки скважин внутри блоков и формирование поперечных линий разрезания решать в процессе разработки по мере выявления деталей геологического строения и на основе геолого-промыслового анализа особенностей выработки запасов;

- с целью изучения  добывных возможностей предусмотреть  на пласте А11¹  бурение на северном куполе 20 скважин по площадной девятиточечной схеме, на пласт А11² - одного площадного девятиточечного элемента (9 скважин), с размещением скважин по сетке 500х500;

- осуществление пробной  эксплуатации по объекту ЮС⁰ на опытном участке (проектный фонд - 13 скважин, рядная система, расстояние между скважинами и рядами - 1000м);

- бурение на месторождении  3484 скважин, в т.ч. 2163 добывающих, 499 нагнетательных, 727 резервных, 81 контрольных  и 14 водозаборных при общем  проектном фонде 3736 скважин: для  перспективного планирования предусмотреть дополнительно 662 скважины на затраты 60-100 руб/т: (1994 г.)

- давление на устье  нагнетательных скважин 18,0 МПа;

- применение нестационарного  заводнения;

- механизированный способ  эксплуатации скважин (ЭЦН, ШГН).

В "Дополнительной записке к комплексной технологической схеме разработки Приразломного месторождения" произведены расчеты основных технологических  показателей разработки с учетом  изменения  границ приоритетной зоны природопользования и корректировки темпов разбуривания месторождения в сторону их уменьшения.

Расчеты технологических  показателей разработки по пласту БС^4-5 без учета Приоритетной зоны с измененными границами в дополнительной записке проведены раздельно для центральной зоны с нефтенасыщенной толщиной пласта более 5 м и для приконтурного кольца с нефтенасыщенной толщиной 3-5 м.

В результате расчетов  получены следующие основные проектные  показатели разработки пласта БС^4-5 Приразломного месторождения (без учета Приоритетной зоны):

- добыча нефти, тыс.т/год     - 2760

- добыча жидкости, тыс.т/год  - 6239

- закачка воды, тыс.  м³/год    - 8456

Проектный фонд скважин (без учета Приоритетной зоны) при  этом составил 2819 единиц (64% от общего утвержденного  фонда). Распределение проектного фонда  скважин по назначению дано в табл.3.1.1.

                                                                                              Таблица 3.1.1.

Проектный фонд скважин по техсхеме 1990г (протокол № 1397 КРМПП от 16.01.91г)

Категория скважин	В целом по месторождению			Север (без Приоритетной, зоны)			Юг (Приоритетная Зона)
	Центр	Кольцо	Всего	Центр	Кольцо	Всего	Центр	Кольцо	Всего
Добывающие	2344	417	2761	1592	158	1750	752	259	1011
в т.ч. уплотн.	549		549	372		372	177		177
с констр.нагн.	499	124	623	343	46	389	156	78	234
Нагнетательные	559	159	718	383	71	454	176	88	264
Резервные	727	86	813	495	34	529	232	52	284
Всего:	3630	662	4292	2470	263	2733	1160	399	1559
Контрольные	90		90	76		76	14		14
Водозаборные	16		16	10		10	6		6
Итого:	3736	662	4398	2556	263	2819	1180	399	1579

 

 

 

 

3.3. Контроль  за разработкой месторождения   Приразломного месторождения

 

 

3.3.1. Контроль  гидродинамическими методами

 Контроль за энергетическим  состоянием пласта БС4-5

Контроль за энергетическим состоянием пласта БС4-5  осуществляется замерами Рзаб (динамического уровня) но 39-46% фонда добывающих скважин с периодичностью в 2 раза меньшей, чем требует "Регламент комплексного контроля" Охват замерами нагнетательных скважин соответствует требованиям Регламента. Добывающие скважины, в которых хотя бы раз и год производится замер давления, располагаются равномерно но площади залежи, за исключением южной части в районе скважин NN 3515-3524, 6541-6547.

Для периодического построения карты изобар замеры пластового давления (статического уровня) проводятся в 45-46% фонда добывающих скважин. В табл3.3.1. представлены объемы исследований за 1997-98гг. Прямые замеры, сделанные глубинными манометрами, информативны на 95-98%, значения давлений, полученные путем пересчета замеренных статических и динамических уровней на 30-40% неинформативны и отличаются от фактических но двум основным причинам:

1. погрешности при  расшифровке диаграмм записи, отсюда  неправильное определение положения  уровня;

2. несовершенство применяемых  методик обработки результатов  замера уровней;

3. технические неполадки  регистрирующих приборов.

      Уточнение  гидродинамических параметров

С начала разработки в 195 скважинах определены   коэффициенты продуктивности, выполнено 305 его определений. Переливающие скважины исследовались  на установившихся режимах, механизированные - путем регистрации кривых восстановления уровня. Интерпретация КВУ до 1997 года проводились  методами  Маскета, Муравьева-Крылова, затем по методике, разработанной в центре "Информнласт" (ВНИИ нефть).

КВУ обычно бывают искажены перетоками в стволе скважины, имеют значительный разброс точек. При обработке указанные факторы влияют на достоверность получаемых значениий продуктивности и гидропроводности. КВУ обрабатывается двумя-тремя методами,  входящими в методику ВННИнефть,

принимается среднее  значение коэффициента продуктивности для данной скважины.

                                                                                             Таблица 3.3.1.

           

Выполнение объемов  основных видов промыслово-гидродродинамнчсских исследований Приразломного месторождения в 1997году