Список рисунков

Рис.4.2.1. Сравнение добычи нефти по вариантам 95

Рис.4.2.2. Динамика основных показателей разработки. Вариант II 96

Рис.6.1.1. Фонд скважин Павловского месторождения по состоянию на 01.05.2004 г. 200

Рис.6.1.2. Комплексы скважинного оборудования 206

Рис.6.2.1. Схема базового скважинного магнитного аппарата «МА-ПермНИПИнефть» 207

Рис.6.2.2. График равновесных параметров гидратообразования 217

Рис.6.3.1. Принципиальная технологическая схема 235

Рис.10.1. Схематическая карта современного экологического состояния территории Павловского месторождения 314

Рис.10.2. Экспликация к схематической карте современного экологического состояния территории Павловского месторождения 315

4. Технологические показатели вариантов разработки

4.2. Технологические показатели вариантов разработки

При расчете технологических показателей в данной работе использовалась методика, разработанная в институте “Гипровостокнефть” и реализованная в комплексе программ для ПК “Динамика”. Результаты расчетов приведены в таблицах 4.4.1-4.4.11, 4.5.1-4.5.11.

Вариант I

I вариант предусматривает разработку залежей нефти при сложившейся системе разработки существующим фондом добывающих скважин.

Залежь нефти турнейских пластов. По состоянию на 1.01.2004 г. на залежь пробурено 184 скважины, из них 109 добывающих и 37 нагнетательных. За расчетный период из залежи будет отобрано 7757.5 тыс.т нефти и 16585.4 тыс.т жидкости. В залежь будет закачано 10160,2 тыс.м³ воды. Максимальный темп отбора нефти составляет 0,8% (2004 г). При разработке залежи существующей системой утвержденный КИН не достигается, его значение составляет 0,195 при утвержденном 0,3 (табл.4.4.1-4.5.1).

Залежь нефти яснополянского горизонта. По состоянию на 1.01.2004 г. общий фонд 282 скважины, из них: 114 добывающих и 31 нагнетательная. За расчетный период из залежи будет отобрано 37078.1 тыс.т нефти, 216982.5 тыс.т жидкости. В залежь будет закачано 237885,0 тыс.м³ воды. Максимальный темп отбора нефти составляет 0,5% (2004 г.). При разработке залежи существующей системой утвержденный КИН не достигается, его значение составляет 0,539 при утвержденном 0,55 (табл.4.4.3-4.5.3).

Залежь нефти башкирских пластов. По состоянию на 1.01.2004 г. пробурено 197 скважин, из них 101 добывающая и 36 нагнетательных. За расчетный период из залежи будет отобрано 4731 тыс.т нефти, 10305.9 тыс.т жидкости. В залежь будет закачано 13406,2 тыс.м³ воды. Максимальный темп отбора нефти составляет 0,8% (2004 г.). При разработке залежи существующей системой утвержденный КИН не достигается, его значение составляет 0,204 при утвержденном 0,3 (табл.4.4.5-4.5.5).

Залежь нефти верейских отложений. По состоянию на 1.01.2004 г. все скважины находятся в консервации, ввод залежи в разработку планируется в 2007 году, для этого 8 добывающих скважин будет выведено из консервации. За расчетный период из залежи будет отобрано 174,9 тыс.т нефти, 443,5 тыс.т жидкости. Максимальный темп отбора нефти составляет 0,001% (2007 г.). При разработке залежи существующей системой утвержденный КИН составляет 0,005 при утвержденном 0,2 (табл.4.4.7-4.5.7).

Залежь газовой шапки пласта В₃В₄. Расчетные показатели разработки залежи газовой шапки пласта В₃В₄ Павловского месторождения приведены в табл.4.5.12

Расчеты проведены по методу материального баланса для условий газового режима разработки залежи: на лицензионный срок (до 2022 г. включительно) – по заданным техническим заданием годовым уровням добычи газа и до конца разработки – по оптимальным уровням дальнейшей снижающейся добычи. Рассчитывались среднегодовые дебиты на скважину, величины пластовых, забойных и устьевых давлений на конец каждого года, текущие коэффициенты извлечения балансовых запасов газа и темпы отбора. При достижении устьевого давления 2 МПа, еще обеспечивающего внутрипромысловый транспорт газа, дальнейшие расчеты ведутся при постоянном устьевом давлении до величины предельного снижающегося дебита на скважину, равного 1 тыс.нм³/сут.

По результатам расчетов, с начала разработки до конца лицензионного периода будет добыто 1407 млн.нм³ газа, или 66,1 % начальных балансовых запасов, определенных путем геолого-гидродинамического моделирования, за весь срок разработки (до 2073 г.) – 1885 млн.нм³ газа. Конечный коэффициент извлечения газа – 0, 886.

В целом по месторождению срок разработки по I варианту составил 100 лет. Расчетный добывающий фонд - 297 добывающих скважин и 99 нагнетательных. Накопленная добыча за расчетный период – 49720,2 тыс.т нефти, 244280,3 тыс.т жидкости. За весь срок разработки в будет закачено 261451,0 м3/воды. Достигнутый КИН составил 0,319, при утвержденном 0,383 (табл. 4.4.9-4.5.9).