Таблица 2.3
Свойства пластовой нефти горизонта БС10.
| Пластовое давление, МПа | 23,1 |
| Пластовая температура, °С | 73 |
| Давление насыщения, МПа | 8,8 |
| Газосодержание, м3/т | 57,2 |
| Газовый фактор, м3/т | 53,3 |
| Объёмный коэффициент | 1,147 |
| Плотность нефти, кг/м3 | 815 |
| Объёмный коэффициент при условиях сепарации | 1,130 |
| Вязкость нефти, мПа × с | 3,22 |
| Коэффициент сжимаемости 1/мПа × 10-4 | 10,02 |
Таблица 2.4
Физико-химические свойства разгазированной нефти горизонта БС10.
| Плотность, кг/м3 | 879,8 |
| Вязкость, мПа × с, при 20°С | 27,0 |
| При 50°С | 9,3 |
| Температура застывания, °С | -5 |
| Температура насыщения нефти парафином, °С | 30,6 |
| Температура плавления парафинов, °С | 54 |
| Температура начала кипения нефти, °С | 72 |
2.3.2 Физико-химические свойства воды
Вода всех пластов хлоркальциевого типа, плотность колеблется в небольших пределах 1010 – 1011 кг/м3. Общая минерализация вод 15,6 г/л – 19,6 г/л. Содержание гидрокарбонатов увеличивается с глубиной. Сульфат-ионы отсутствуют. При нарушении начальных условий эксплуатации месторождения в системе пласт – скважина – сборный трубопровод возможно отложение солей.
Таблица 2.5.
Свойства и ионный состав пластовой воды.
| Газосодержание, Rг, м3/т | 2,62 |
| В т.ч. сероводорода, м3/т | - |
| Объёмный коэффициент bв | 1,015 |
| Вязкость mв, мПа×с | 0,43 |
| Общая минерализация, г/л | 15,6 |
| Cl | 8720,3/245,8 |
| SO4 | - |
| HCO3 | 908,9/14,9 |
| Ca | 120,2/6,0 |
| Mg | 6,2/0,51 |
| Na + K | 5842/254 |
Таблица 2.6.
Компонентный состав пластовой нефти
| Компоненты | Содержание компонентов, % |
| СО2 | 0,1 |
| N2 | 0,63 |
| C1H4 | 26,8 |
| C2H6 | 2,39 |
| C3H8 | 4,99 |
| i-C4H10 | 1,15 |
| n-C4H10 | 3,43 |
| i-C5H12 | 1,28 |
| n-C5H12 | 2,05 |
| C6+ | 57,18 |
| Молекулярная масса, г/моль | 166,3 |
3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения
По Усть-Балыкскому, БС10 месторождению имеется 4 основных проектных документа, утвержденных центральной комиссией по разработке:
1. Технологическая схема разработки. (Гипротюменнефтегаз). Утверждена протоколом ЦКР МНП №349 от 28.10.71 г.
2. Технологическая схема разработки. Утверждена протоколом ЦКР МНП №592 от 10.05.78 г.
3. Технологическая схема разработки. Утверждена протоколом ЦКР МНП №964 от 21.04.82 г.
4. Проект разработки. Утвержден протоколом ЦКР МНП №1259 от 10.06.87г.
Основные положения указанных проектных документов сводятся к следующему.
1. Первым проектным документом является технологическая схема Гипротюменнефтегаза 1971 г., которая предусматривала:
· Площадное заводнение по семиточечной системе с расстоянием между скважинами 750 м (ПСС=48,7 га/скв).
· Бурение 200 эксплуатационных и 97 нагнетательных скважин.
· Максимальный годовой уровень добычи нефти 2,75 млн. т.
· Среднегодовая закачка воды 5,17 млн. м3.
· Резервный фонд в количестве 90 скважин.
· Обводнение к концу периода 41,7%.
· Местоположение нагнетательных скважин при необходимости уточнять с учетом особенностей литологического строения коллекторов.
· В периферийные скважины (вблизи зоны замещения коллекторов и контура нефтеносности) закачку воды не производить.
2. В 1978 г. МНП утверждена вторая технологическая схема разработки. Тех схема предусматривала:
· Проектный уровень добычи нефти – 1,7 млн. т/год (с поддержанием полки стабильной добычи 5 лет).
· Применение площадной системы заводнения с размещением скважин по семиточечной схеме 750х650 м (ПСС=48,7 га/скв).
· Бурение 117 добывающих и 57 нагнетательных скважин при общем пробуренном фонде 374 скважины.
· Резервный фонд 77 скважин.
· Применение закачки жидкой углекислоты с 1985 г.
· Накопленная добыча к концу разработки 46 млн. т.
· Максимальный объем закачки воды – 3,8 млн. м3/год.
· Давление на устье нагнетательных скважин 120 кгс/см2.
3. В 1982 г. МНП утверждена еще одна технологическая схема разработки. Вследствие выявления сложного строения горизонта БС10 в тех схеме рекомендуются крупномасштабные мероприятия по усовершенствованию системы разработки путем уплотнения сетки скважин в 4 раза. Приняты следующие положения:
· Проектный уровень добычи нефти – 2,8 млн. т/год.
· Применение площадной семиточечной системы разработки с размещением проектных скважин по равномерной сетке 375х325 м (ПСС=12,2 га/скв).
· Бурение пласта на залежь БС10 1390 скважин, в т.ч. 909 добывающих, 431 нагнетательных и 50 резервных при общем проектном фонде 1600 скважин.
· Проектный объем закачки воды – 9,896 млн. м3/год.
· Давление на устье нагнетательных скважин – 150 кгс/см2.
4. Последним проектным документом, по которому в течении 13 лет разрабатывается Усть-Балыкское, БС10 месторождение, является проект разработки, утвержденный МНП в 1987 г. Составление проектного документа вызвано опережающим бурением скважин в 1,8 раза относительно предусмотренного в тех схеме 1982 г. и нерентабельностью разбуривания краевых зон с высокой плотностью сетки скважин – 12 га/скв. В связи с этим в проекте предусмотрен отказ от бурения части уплотняющих скважин на юге залежи, в результате чего плотность в этой зоне уменьшится до 22 га/скв. В целом по площади проектом рекомендовано:
· Выделение двух эксплуатационных объектов (горизонт БС10, пласт БС16-20).
· Реализация площадной семиточечной системы воздействия по объекту БС10 (плотность сетки 12,2 га/скв., категория С1) и объекту БС16-20 (категория С2) с расстояние между скважинами 500 м, раздельной закачкой воды в пласты БС16-17 и БС18-19-20 и их совместной эксплуатацией в добывающих скважинах.
· Применение по объекту БС10 (категория С2) блоковой трех рядной системы с расстоянием между скважинами 500 м.
· Бурение на запасы категории С1 (объект БС10) 745 скважин, в т.ч. 485 добывающих, 117 нагнетательных, 75 резервных и 8 контрольных при общем проектном фонде 1465 скважин.
· Бурение на запасы категории С2 (объект БС16-20) 31 скважины, в т.ч. 15 добывающих, 11 нагнетательных и 5 резервных при общем проектном фонде 32 скважины.
· Давление на устье нагнетательных скважин для объекта БС10 – 140 кгс/см2, БС16-20 – 180 кгс/см2.
· Механизированный способ эксплуатации скважин (ЭЦН, ШГН).
Кроме проектных документов, на разработку месторождения имеются документы, в которых приняты прогнозные уровни добычи нефти:
1. Лицензионное соглашение с Комитетом РФ по геологии и использованию недр Администрации Ханты-Мансийского автономного округа (подписано 20.09.93 г.).
2. «Уточнение уровней добычи нефти по месторождениям АО «Юганскнефтегаз» на период 1996-2000 гг». Исполнители: АО «ЮНГ», СибНИИНП. Утверждено ЦКР (протокол №1961 от 6.12.1995 г.).
3. «Расчет добычи нефти по месторождениям ОАО «Юганскнефтегаз» на 1997г». Выполнено ОАО «ЮНГ». Утверждено ТКР (протокол №1 от 17.01.1997 г.).
4. «Расчет добычи нефти по месторождениям ОАО «Юганскнефтегаз» на 1998 г». Выполнено ОАО «ЮНГ» совместно с ВНИИЦ «Нефтегазтехнология». Утверждено ТКР (протокол №30 от 11.12.1997 г.).
Лицензионное соглашение предусматривает следующие пункты, касающиеся запасов нефти, газа и разработки месторождения:
· Запасы углеводородного сырья по месторождению, согласно государственному балансу запасов Минтопэнерго России по объединению «Юганскнефтегаз» за 1992 г. по состоянию на 01.01.1993 г. и Протоколу ГКЗ РФ №10442 от 10.06.88 г., приведены ниже
Таблица 3.1.
Запасы сырья по Усть-Балыкскому месторождению на 01.01.93 г.
| Наименование | Категория | Протокол ГКЗ | Баланс ВГФ на 1.1.1993 г. | ||
| нефть, тыс. т | газ, млн. м3 | нефть, тыс. т | газ, млн. м3 | ||
| Геологические запасы | С1 | 201105 | 9251 | 202348 | - |
| С2 | 9458 | 422 | 3530 | - | |
| С1+С2 | 210563 | 9673 | 205878 | - | |
| Извлекаемые запасы | С1 | 86318 | 3970 | 86493 | 3979 |
| С2 | 2747 | 126 | 1489 | 68 | |
| С1+С2 | 89065 | 4096 | 87982 | 4047 | |
| КИН | С1 | 0,429 | 0,427 | ||
| С2 | 0,29 | 0,422 | |||
| С1+С2 | 0,423 | 0,427 | |||
Примечание: На балансе ВГФ запасов числится меньше утвержденных ГКЗ в связи с тем, что все запасы ачимовской пачки отнесены к забалансовым.
· Уровни добычи нефти на 1994-1996 гг. определены согласно Протоколу ЦКР №1569 от 04.08.1993 г., на 1997-2012 гг. – согласно экспертному заключению, выполненному СибНИИНП в 1993 г. и составляют:
Таблица 3.2.
Уровни добычи нефти на 1994-2012 гг.
| Год | Уровень добычи | КИН доли ед. | % утилизации газа | |
| нефть, тыс. т | газ, млн. м3 | |||
| 1994 | 1655 | 84,9 | 0,228 | 98 |
| 1995 | 1270 | 64,8 | 0,235 | 98 |
| 1996 | 1016 | 51,8 | 0,24 | 98 |
| 1997 | 864 | 44,1 | 0,244 | 98 |
| 1998 | 760 | 38,8 | 0,248 | 98 |
| 1999 | 692 | 35,3 | 0,252 | 98 |
| 2000 | 643 | 32,8 | 0,254 | 98 |
| 2001 | 601 | 30,7 | 0,257 | 98 |
| 2002 | 565 | 28,8 | 0,26 | 98 |
| 2003 | 534 | 27,2 | 0,263 | 98 |
| 2004 | 508 | 25,9 | 0,265 | 98 |
| 2005 | 482 | 24,6 | 0,268 | 98 |
| 2006 | 458 | 23,4 | 0,27 | 98 |
| 2007 | 440 | 22,4 | 0,272 | 98 |
| 2008 | 422 | 21,5 | 0,274 | 98 |
| 2009 | 405 | 20,7 | 0,276 | 98 |
| 2010 | 389 | 19,8 | 0,278 | 98 |
| 2011 | 377 | 19,2 | 0,28 | 98 |
| 2012 | 366 | 18,7 | 0,282 | 98 |
В дополнительном соглашении от 16.04.1997г. (между Комитетом и ОАО «Юганскнефтегаз») последний обязуется: