4.3 Запасы нефти и растворенного газа

Запасы нефти Ульяновского месторождения подсчитаны в 2012 году СургутНИПИнефть в рамках отчета «Геологическое моделирование месторождений ОАО «Сургутнефтегаз» на программно-аппаратном комплексе фирмы «Шлюмберже»» и утверждены ТКЗ РФ (протокол № 31-2001 от 10-12.07.2001года) в объеме:

1. бaлансовые зaпасы нефти - 14223 тыс.т;

2. извлекаемые зaпасы нефти - 2738 тыс.т;

3. извлекаемые запасы растворенного гaза - 126 млн.м³.

Все запасы утверждены по промышленной категории С1.

На месторождении выделено 3 подсчетных объекта: АС₁₁¹ и БС₄¹ и ЮС₀.

B пределах водонефтяной зоны сосредоточено 60,3% начальных балансовых зaпасов пласта АС₁₁¹ и 51,4% запасов пласта БС₄¹.

5. Эксплуатация скважин, система сбора и промысловой подготовки скважиной продукции

5.1. Анализ работы добывающего фонда скважин

Объектами разработки Ульяновского месторождения являются пласты АС₁₁¹, БС₄^1(1-2) и ЮС₀ со средними глубинами залегания 2259 м, 2411 м и 2800 м соответственно. Основными условиями разработки, определяющими возможность и эффективность применения на данных объектах способов добычи нефти, являются:

• дебит скважины;

• давление насыщения;

• газовый фактор;

• пластовое давление;

• забойное давление;

• глубина залегания продуктивного пласта;

• температура добываемой жидкости;

• осложняющие факторы (отложение солей, парафина, вынос песка).

Кроме того, на выбор механизированного способа добычи нефти влияет также система обустройства месторождения, схема кустования скважин, диаметр эксплуатационной колонны, темп набора кривизны, угол наклона ствола скважины.

Газовый фактор по пластам изменяется в пределах 41-67 м³/т, давление насыщения – 7.8 – 10.8 МПа, пластовая температура – 76-101^°С

Средние дебиты жидкости по объектам разработки в декабре 2006 года (табл. 15) варьировали от 7 до 40 т/сут, обводненность от 2 до 36% коэффициент эксплуатации добывающих скважин составил - 0.94, коэффициент использования – 0.97.

5.2. Технологический режим работы скважин

Таблица 15

Показатели разработки добывающего фонда скважин за 2012 год

Показатели	Ед. изм.	БС4^1(1-2)	Месторождение
Годовая добыча жидкости	тыс.т	365.9	640.6
Годовая добыча нефти	тыс.т	303.5	496.9
Действующий фонд добывающих скважин	шт.	44	68
Средний дебит скважины по жидкости (12.06)	т/сут	25.2	28.4
Средний дебит скважины по нефти (12.06)	т/сут	20.2	20.9
Средняя весовая обводненность (12.06)	%	20	26.2

Эксплуатация объекта осуществляется с использованием ЭЦН и ШГН. Текущие технологические параметры работы скважин приведены в табл. 16.

Таблица 16

Показатели эксплуатации добывающего фонда скважин на 01.2012 г.

Пласт	Способ экспл-ии		Значение	h насоса, м	Hдин, м	Рпл, МПа	Рзаб, МПа	dP, МПа	q жид, т/сут	Число качаний, мин^-1	Длина хода плунжера, м
БС4^1(1-2)			мин	1599	791	19.3	11.9	61.0	24.0	-	-
	ЭЦН		макс	1842	1255	23.8	16.7	91.0	114.0	-	-
			среднее	1754	1061	22.0	14.4	77.0	71.9	-	-
	по пласту			1419	999	22.8	15.2	7.6	28.6
	ШГН	мин		1000	399	20.2	12.7	39.0	0.2	2,6	1,75
		макс		1488	1227	24.9	18.4	105.0	24.0	6,7	3
		среднее		1294	974	23.0	15.6	76.0	11.9	4,9	2,3

Выбранные способы эксплуатации в настоящий момент, как правило, соответствуют реализованным дебитам жидкости. В табл. 17 приведено сопоставление фактических и расчетных минимальных забойных давлений.

Таблица 17

Сравнение фактических и расчетных минимальных забойных давлений

Показатель	УЭЦН
	АС11^1	БС4^1(1-2)
Средняя обводненность, %	36.1	15.3
Средний дебит жидкости, т/сут	88.3	58.8
Средняя глубина спуска насоса, м	1665	1754
Фактическое среднее Рзаб, Мпа	14	14.4
Расчетное Рзаб, Мпа	10.7	12.5

Расчетные давления определены на основе графических зависимостей минимального забойного давления в скважинах, от глубины спуска насоса и обводненности. Данные зависимости представлены в предыдущих проектных документах. Во всех скважинах забойное давление для обоих способов эксплуатации превышает минимально рекомендованное.