Анализ добывных возможностей скважин Озерного месторождения, оборудованных УЭЦН - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Анализ добывных возможностей скважин Озерного месторождения, оборудованных УЭЦН

Общие сведения об Озерном месторождении: литолого-стратиграфическая характеристика, тектоника, нефтегазоносность. Физико-химические свойства флюидов и коллекторов, типовая конструкция и дебит скважин; анализ добывных возможностей. Охрана окружающей среды.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Федеральное агентство по образованию Российской федерации
ФГОУ СПО "Пермский нефтяной колледж"
Анализ добывных возможностей скважин, Озерного месторождения,
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика
1.5 Физико-химические свойства флюидов и коллекторов
2.1 Современное состояние разработки
2.3 Анализ добывных возможностей скважин
2.3.1 Определение коэффициента продуктивности
2.3.2 Определение минимально допустимого забойного давления
2.3.3 Определение максимального допустимого дебита скважины
2.3.4 Определение разницы между оптимальным и фактическим дебитами
2.3.5 Таблица расчетных данных по анализу добывных возможностей
2.4 Анализ технологических режимов работы скважин
2.4.1 Определение газового фактора на приеме насоса
2.4.2 Определение приведенного пластового давления по кривой разгазирования
2.4.3 Определение оптимального допустимого погружения насоса под динамический уровень жидкости
2.4.4 Определение фактического погружения насоса под динамический уровень жидкости
2.4.5 Определение разницы между оптимальным и фактическим погружением насоса под динамический уровень
2.4.6 Определение коэффициента подачи насоса
2.4.7 Сводная таблица расчетных данных
2.5.1. Определение необходимого напора ЭЦН
Разработка данного курсового проекта в основном направлена на то, чтобы студент научился разбираться в технологических режимах работы скважин, научился выбирать и создавать их.
Выпускаясь из учебного заведения студент должен быть хорошо подготовленным специалистом, который сможет разрабатывать месторождения так, что коэффициент извлечения нефти будет максимальным, а затраты при этом минимальны. Главное добыть много ни как можно быстрее, загубив при этом месторождение за 5-10 лет, а как можно больше из того, что есть в недрах. Пусть это будет не очень быстро, главное рационально.
Данный курсовой проект является творческой практической работой. Его целью является сравнительный анализ фактического материала путем перерасчета его на теоретический. В нем студент всё рассчитывает самостоятельно, обдумывает, принимает решения, делает выводы и дает рекомендации.
Я взял для изучения Озерное месторождение, на котором я проходил свою первую производственную практику, благодаря которой я многому научился.
В административном отношении Озерное месторождение расположено на севере Пермской области на юго-западной окраине Красновишерского района. От районного центра г. Красновишерска оно удалено в южном направлении на 30 км, от областного центра г. Перми - 470 км на север.
Площадь месторождения расположена в удалении от населенных пунктов. Главными транспортными артериями района являются шоссейная автодорога Пермь - Кунгур - Березняки - Соликамск - Красновишерск, электрофицированная железная дорога Пермь-Соликамск, реки Кама и Вишера.
В орографическом отношении район работ расположен в междуречье р. Язьвы и Вишеры и представляет собой полого всхолмленную равнину с заметным понижением рельефа в западном направлении от 260 до 130 м. В пределах площади сильно развита речная сеть. С севера и запада район ограничивает р. Вишера, которая участками сильно меандрирует, образуя множество озер-стариц. Наиболее крупными озерами являются - Сосновское, Кабаниха, Губдорское (Рис. 1.1). Непосредственно в центре месторождения находится озеро Нюхти, признанное гидрогеологическим памятником природы. На западе пойма р. Вишеры сильно заболочена. Северо-восточнее площади месторождения протекает р. Язьва - левый приток Вишеры. Восток - северо-восток площади окаймляет р. Глухая Вильва, река Колынва - с юга, запада и востока. Площадь месторождения сильно заболочена (до 50%). В междуречьи рек Глухая Вильва и Колынва расположено болото «Дорыш» глубиной более 2 м.
Значительная часть территории покрыта лесом смешанного типа, преимущественно хвойного.
Климат района континентальный с холодной продолжительной зимой, теплым, сравнительно коротким летом. Средняя годовая температура воздуха -0,2єС. Самым холодным месяцем в году является январь со средней температурой воздуха -17,2єС, самым теплым - июль +16,8єС. Абсолютный минимум температур воздуха -53єС, абсолютный максимум +36єС. Продолжительность безморозного периода в среднем составляет 84 дня.
Годовая сумма осадков достигает 852 мм. Максимальное количество осадков за месяц наблюдается в ноябре - 88 мм, минимальное - в феврале 49мм.
Максимальная высота снежного покрова на открытом участке составляет 103 см, минимальная - 64 см. Преобладающим направлением ветра в течение года является южное.
Слабо развитая дорожная сеть, большое количество мелких речек, отсутствие переправ через основные реки, значительная залесенность и заболоченность местности позволяют отнести данное месторождение к месторождениям с трудными природно-климатическими условиями.
Электроэнергией район работ не обеспечен. Населенных пунктов в районе работ нет.
Ближайший нефтепровод Геж-Каменный Лог находится в 42 км от площади месторождения.
Месторождение расположено в перспективном нефтегазодобывающем районе. Соседними открытыми месторождениями являются Гежское, Кисловское, Цепелское, Гагаринское, Мысьинское, Маговское и др.
На Озерном месторождении не обнаружено месторождений твердых полезных ископаемых, находящихся на государственном учете. В 1,5-2,5 км западнее и юго-западнее Озерного месторождения проходит северная граница распространения калийных солей Верхнекамского калийного месторождения.
Самарский (P 1 s) и ассельский ярусы (P 1 a) представлены известняками, прослоями доломитизированными, органогенными, перекристаллизованными, мелкокавернозными, пористыми и доломитами участками окремнелыми, плотными.
Проницаемые пласты в кровле сакмарских отложений нефтенасыщены (скважины №№46, 48, 47). Общая толщина сакмарско-ассельских отложений колеблется от 191 до 261 м.
Представлена тремя отделами. Верхнекаменноугольные (C 3 ) отложения сложены доломитами и известняками толщиной от 71 (скважина №38) до 80-110 м (скважина №49).
Средний отдел каменноугольной системы включает московский и башкирский ярусы. Московский ярус (C 2 m) в составе мячковского, подольского, каширского и верейского горизонтов представлен известняками плотными крепкими, слабо доломитизированными с прослоями доломитов и аргиллитов. Толщина отложений московского яруса колеблется от 195 до 218 м.
Башкирский ярус (C 2 b) представлен известняками с прослоями доломитов. Известняки органогенно-обломочные, от скрыто до крупнозернистых, участками плотные, пористые, со стилолитовыми швами и сутурными линиями. Доломиты скрыто- и мелкокристаллические, плотные, крепкие, с включениями кремня, кавернозные. К отложениям башкирского яруса приурочена промышленная нефтеносность. Толщина отложений 63-90 м.
Нижний отдел каменноугольной системы включает отложения серпуховского, визейского и турнейского ярусов. Серпуховский ярус (C 1 s) характеризуется широким развитием кавернозности отложений. Представлен известняками и доломитами среднезернистыми с крупными кавернами. Мощность отложений 110-128 м.
Карбонатные отложения окского (C 1 ok) и тульского (C 1 tl) возраста представлены известняками и доломитами. Известняки от мелко- до крупнозернистых, плотные, крепкие, с включениями глубокого ангидрита, со стилолитовыми швами и трещинами, выполненными глинистым материалом. Доломиты и доломитизированные известняки окремнелые, с гнездами крупнокристаллического кальцита. В верхней части окского надгоризонта установлена промышленная нефтеносность. Толщина отложений окского надгоризонта составляет 123-151 м, карбонатной пачки тульского горизонта - 12-17 м.
Терригенные отложения тульского горизонта представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами Тульские терригенные отложения залегают на размытой поверхности турнейского (впадинные и склоновые разрезы) и фаменского (рифовые разрезы) ярусов. Толщина отложений терригенной толщи 11-42 м.
Турнейские отложения (C 1 t) в пределах рифогенного массива отсутствуют. В разрезах впадинного типа отложения турнейского возраста представлены карбонатными и терригенно-карбонатными комплексами пород заволжского, малевско-упинского, черепетского и кизеловского возраста. Толщина отложений турнейского возраста 159-166 м.
Представлена фаменским, франским и живетским ярусами.
Разрез фаменского яруса (D 3 fm) представлен двумя типами: рифовым и межрифовым (впадинным). Разрезы рифового типа прослежены во всех скважинах в пределах массива. Представлены известняками и доломитами без ощутимых глинистых примесей. Известняки светло- и темно-серые, с остаточной фауной брахиопод и криноидей, прослоями кавернозные со следами выщелачивания. Доломиты светло-серые до белого, скрытокристаллические, плотные, иногда кавернозные. К карбонатным породам рифовой фации приурочена промышленная нефтеносность. Толщина отложений фаменского возраста колеблется в пределах 126-163 м.
Впадинный тип разрезов представлен известняками серыми и темно-серыми, участками доломитизированными, глинистыми, чередующимися с пачками переслаивания битуминозных известняков, реже сланцев. Толщина отложений впадинного типа разреза фаменского яруса составляет 105 м (скважина №49).
Верхнефранский подъярус (D 3 f 2 ) - нерасчлененная толща (ливенский, евлановский, воронежский, бурегский горизонты). Для рифового типа разреза характерны известняки плотные, крепкие, скрытокристаллические, массивные, прослоями кавернозные, с вертикальными трещинами, выполненными кальцитом, с фауной брахиопод и доломиты крепкие, массивные, известковистые. Толщина верхнефранских отложений в рифовой фации составляет 271-290 м. Верхнефранская толща в межрифовых разрезах (скважин №№49) представлена известняками в различной степени окремнелыми, битуминозными, с тонкими прослоями сланцев битуминозно-известковистых. Толщина составляет около 48 м.
Нижнефранский подъярус (D 3 f 1 ) включает отложения кыновского горизонта, представленные известняками, и терригенную толщу кыновско-живетского возраста, залегающую на размытой поверхности вендского комплекса
Вендский комплекс (V) представлен переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников. Вскрытая толща в скважине №49 составляет 18 м.
Озерное месторождение в тектоническом отношении приурочено к одноименной структуре III порядка, расположенной в северной части Соликамской депрессии
Тектоническое строение Соликамской впадины изучено по данным аэрометрии, сейсморазведки, структурного и глубокого бурения.
Вся территория Соликамской впадины расположена в области распространения единого крупного Камско-Кинельского прогиба с широким развитием рифовых построек позднедевонского возраста, местоположение которых контролируется различными тектоническими блоками. Озерная структура является таким рифогенным массивом. Поверхность кристаллического фундамента по данным сейсморазведочных работ картируется в виде моноклинального склона на северо-восток. Глубина залегания фундамента около 6 км.
Поверхность отложений вендского комплекса (скважин №№35, 38, 49) представлена упрощенной моноклиналью с падением слоев с запада на восток от абсолютных отметок -2092 м до -2134 м. Угол наклона слоев составляет 0є30'.
По кровле терригенных отложений кыновского горизонта (III отражающий горизонт) Озерная структура находится в пределах структурного мыса, открывающегося на северо-запад (стратоизогипса -2100 м).
В строении верхнедевонского карбонатного комплекса Озерная структура представляет собой рифогенное сооружение, осложненное двумя вершинами. Высота рифа, начавшего рост в бурегское время, 460 м.
По II отражающему горизонту (кровля терригенных отложений тульского горизонта) Озерная структура представляет собой купол неправильной формы размерами 5,7х6,0 км по замкнутой стратоизогипсе -1650 м. Амплитуда западной вершины 135 м, восточной -105 м. Углы наклона северо-восточного крыла более 4є, юго-восточного 3є22'.
Структурный план башкирского яруса изучен по данным глубокого бурения. Все структурные построения проведены с учетом информативного нижележащего структурного плана по кровле тульских терригенных отложений. Размеры структуры по изогипсе -1270 м составляют 5,75х4,9 км, амплитуда 45 м. Углы наклона: восточного крыла 2є40', западного 2є55'.
По горизонту А Т (поверхность артинских терригенных отложений) структура представляет собой куполовидную складку размерами 3,5х3,0 км по замкнутой изогипсе -480 м. Амплитуда поднятия 24 м. Углы наклона: восточного крыла 1є27', западного - 1є47'.
Строение нижнепермского комплекса осложнено рифогенным сооружением артинского возраста. Максимальная высота рифа отмечена в районе скважин №№38, 42, 43 и составляет 170 м. Склон рифа, представленный переслаиванием слоистых карбонатных пород с рифогенными разностями, прослеживается в разрезах скважин №№46 и 48. В это же время, в верхнедевонском структурном этаже наблюдается в районе этих скважин наиболее высокая вершина рифа.
Таким образом, в тектоническом отношении Озерная структура представляет собой купол тектоно-седиментационного происхождения и характеризуется несоответствием структурных планов по маркирующим горизонтам терригенного девона, каменноугольных отложений и артинского яруса, вследствие развития последевонского и раннепермского органогенных сооружений.
В разрезе Озерного месторождения выделяются следующие нефтегазоносные комплексы (НГК):
среднекаменноугольный карбонатный НГК;
нижне-средневизейский терригенный НГК;
верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК;
кыновско-эйфельский терригенный НГК.
На Гежском, Кисловском, Гагаринском, Маговском, Мысьинском месторождениях нефтепроявления приурочены к филипповским, сакмарским, ассельским и артинским отложениям. На Озерном месторождении нефтепроявления в артинских отложениях отмечены в скважинах №№48, 49, 50, 51. Промышленная нефтеносность установлена в сакмарском пласте (См).
Среднекаменноугольный карбонатный НГК
Нефтепроявления отмечены в отложениях каширского и верейского горизонтов, башкирского и серпуховского ярусов, окского надгоризонта. В отложениях каширского горизонта слабые нефтепроявления отмечены только на Гежском месторождении, в верейских - практически на всех месторождениях Соликамской депрессии. На Озерном месторождении промышленное значение имеют отложения башкирского яруса (пласты Бш 1 , Бш 2 , Бш 3 ) и окского надгоризонта (пласт Ок).
Нижне-средневизейский терригенный НГК
В северной части Соликамской впадины в пределах комплекса выделяется тульский пласт. Нефтепроявления отмечены на Мысьинском, Гагаринском месторождениях, на Кисловском и Федорцевском - получены промышленные притоки. На Озерном месторождении тульский пласт представлен заглинизированными уплотненными песчаниками и алевролитами. По результатам исследований керна (скважин №№48, 50, 51), испытаний в открытом стволе (скважин №№35, 46) и перфорации (скважина №36) были отмечены нефтепроявления и незначительные притоки нефти, не имеющие промышленного значения.
Верхнедевонско-турнейский карбонатный НГК
В пределах комплекса нефтепроявления в турнейско-фаменских отложениях отмечены практически на всех месторождениях Соликамской впадины. Залежи нефти с промышленными запасами выявлены на Гежском, Гагаринском, Маговском, Мысьинском, Чашкинском, Юрчукском, Уньвинском месторождениях. В верхне и среднефранских отложениях редкие нефтепроявления встречены на Кисловском, Чашкинском, Озерном (скважины №№36, 44, 38, 51) месторождениях.
Кыновско-эйфельский терригенный НГК
Нефтепроявления по кыновскому и пашийскому пластам отмечены на Кисловском, Гагаринском, Пихтовском и Бельском месторождениях. На Озерном месторождении нефтепроявления встречены в одной скважине 49. Отложения кыновского горизонта испытаны совместно с семилукскими и саргаевскими известняками в открытом стволе в двух скважинах (приток фильтрата, бурового раствора и пластовой воды). Это подтверждает низкую перспективность нефтегазоносности девонских терригенных отложений на изучаемой территории.
В результате, на месторождении установлена нефтеносность в карбонатных отложениях сакмарского (пласт См), башкирского (пласты Бш 1 , Бш 2 , Бш 3 ), фаменского (пласт Фм) ярусов и окского надгоризонта (пласт Ок). Строение залежей схематично отображено на геологических профильных разрезах средне- и нижнекаменноугольных продуктивных отложений I-I по линии скважин №№49, 50, 47, 48, 46, 43, 42, 38, 36 и турней-фаменских отложений II-II по линии скважин №№49, 50, 47, 46, 42, 38, 36
Общая характеристика залежей приведена в таблице 1.
Абсолютная отметка залегания пласта в своде, м
Площадь водонефтяной зоны, % от общей
В кровле сакмарского яруса выделяется сакмарский пласт, сложенный известняками детритово-мшанковыми, детритово-сгустковыми. Залежь является пластовой, сводовой, водонефтяной, размерами 1,2х1,5 км. Общая толщина пласта изменяется от 13 до 30 м, в его составе выделяются 2-11 проницаемых прослоев толщиной 0,6-6,8 м. Расчлененность пласта высокая и в среднем составляет 5,5. Границы нефтеносности приняты условно на отметке -736 м, по данным испытания скважины №48, из которой получена чистая нефть при соответствующей отметке нижних дыр перфорации. Эффективная нефтенасыщенная толщина, вскрытая скважина №47 в сводовой части, составляет 6,8 м, в скважине №46 ее значение равно 3,2 м.
Отложения башкирского яруса на Озерном месторождении представлены типичными для морских фаций породами и сложены плотными и проницаемыми известняками, реже доломитами. В проницаемой части башкирского яруса на основании сводно-стратиграфического разреза и схемы корреляции выделяются три продуктивных пласта Бш 1 , Бш 2 и Бш 3
Общая толщина пласта изменяется от 4,4 до 9,5 м. В его составе выделяются 1-4 проницаемых пропластка толщиной 0,4-2,6 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина в пробуренных скважинах колеблется в пределах 1,6-4,8 м. Наибольшие ее значения отмечены в западной части залежи (скважин №№47 и 44), среднее значение составляет 2,8 м. Залежь имеет пластовый, сводовый характер. Водонефтяной контакт установлен по данным опробования скважин и ГИС на отметке -1279 м.
Между пластами Бш 1 и Бш 2 находится непроницаемый карбонатно-глинистый раздел толщиной 1,5-3,5 м. Общая толщина пласта изменяется в пределах 16,4-33,6 м. По ГИС в пласте выделяется 6-11 проницаемых прослоев толщиной 0,4-4,0 м. Пласт характеризуется коэффициентом расчлененности 8,2 и коэффициентом песчанистости 0,34. Эффективная нефтенасыщенная толщина в пробуренных скважинах колеблется от 0,6 (скважине №42 - восточная часть структуры) до 10,7 м (скважина №47 - западная часть). В среднем в пределах площади нефтеносности ее значение равно 4,4 м. Залежь пластовая сводовая. Водонефтяной контакт установлен на отметке -1282 м.
Отделяется от вышележащего пласта плотными карбонатными породами толщиной 1,5-5 м. По данным ГИС в пласте выделяется 3-12 проницаемых пропластков толщиной 0,4-5,6 м. Содержит небольшую пластовую, сводовую залежь в районе скважины №47. Выделено 4 нефтенасыщенных пропластка суммарной толщиной 4,4 м, среднее значение по пласту 1,9 м. Коэффициент расчлененности пласта равен 6,1, песчанистости - 0,35. Водонефтяной контакт (отметка -1285 м) принят на основании испытания скважины №47 в колонне.
Пласт ФмРифовый массив фаменского яруса сложен известняками и доломитами. Коллекторы фаменского пласта имеет сложное строение. Наряду с основным поровым типом присутствует порово-каверновый, возможно порово-трещинный тип коллектора. Общая толщина отложений фаменского возраста изменяется в пределах 126-163 м. Толщина эффективной нефтенасыщенной части варьирует от 0,6 (скважине №35) до 28,2 м (скважине №40), составляя в среднем 11,7 м. В целом пласт характеризуется высокой неоднородностью с низким коэффициентом отношения эффективной нефтенасыщенной толщины к общей 0,155 и высоким коэффициентом расчлененности - 15. Пласт Фм содержит массивную залежь. ВНК принят на отметке -1699 м, что подтверждается результатами опробования скважин и ГИС.
Характеристики толщин продуктивных пластов и неоднородности приведены в таблицах 1.1 и 1.2
Характеристика толщин продуктивных пластов
Статистические показатели характеристик неоднородности пластов
1.5 Физико-химические свойства флюидов и коллекторов
Физико-химические свойства нефти на месторождении изучены по 33 поверхностным пробам, 30 из которых кондиционны. Наиболее полно поверхностными пробами охарактеризован пласт Фм - отбрана 21 проба из 10 скважин. По остальным продуктивным пластам они распределены следующим образом: См - 1, Бш - 6, Ок - 2 пробы.
Глубинных проб отобрано 65, кондиционны из них 42. Распределение количества отобранных глубинных проб по пластам приведено ниже:
Залежи пластов Бш 2 и Бш 1 глубинными пробами не охарактеризованы. На основании идентичности параметров поверхностных нефтей пластов Бш 1, Бш 2 и Бш 3, характеристики пластовой нефти приняты по группе этих пластов в целом.
Физико-химические свойства нефти и попутного газа - плотность, пересчетный коэффициент, газовый фактор определены по данным дифференциального разгазирования.
Количественная характеристика изученности поверхностными и глубинными пробами месторождения с распределением их по продуктивным пластам представлена в таблице 1.3
Результаты исследования глубинных проб пластовых нефтей методом дифференциального разгазирования приведены в таблицах 3 и 4. Анализ попутного газа глубинных проб дифференциального разгазирования представлен в таблице 1.6.4
Физико-химическая характеристика нефтей по пластам
Пласт См. Разгазированная нефть средней плотности, равной 0,865 г/смі, маловязкая, смолистая, парафинистая.
Дегазированная нефть относится к классу сернистых - содержание серы 0,85%, смолистых - смол 14,75%. Содержание парафина 2,06%, асфальтенов - 2,65% масс. Кинематическая вязкость нефти равна 6,45 ммІ/с. Температура плавления парафина равна 52,8єС (таблица 1.4).
Пластовая нефть легкая, маловязкая, пластовое давление равно 9,4 МПа, давление насыщения нефти газом - 6,65 Мпа. По данным дифференциального разгазирования плотность нефти в пластовых условиях равна 0,818 г/смі, в стандартных - 0,862 г/смі вязкость - 2,37 мПа*С. Начальное газосодержание составило 52,5 мі/т.
Растворенный в нефти газ соответствует этаново-пропановой фракции с высокой жирностью. Газ малометановый, малоазотный - (6,78%). Отличается высоким содержанием сероводорода (6,47). Состав растворенного газа приведен в таблице 1.4
Физико-химические свойства пластовой нефти
Физико-химические свойства поверхностной нефти
Товарная характеристика нефти Озерного месторождения обусловлена ее серосодержанием и количеством бензиновых и светлых фракций. Минимальное количество серы содержится в нефти фаменской залежи (0,24 - 1,06%), максимальное - в нефти окского пласта (1,21%).
Концентрация бензиновых компонентов максимальна в нефти сакмарского пласта (35%), несколько их меньше башкирской и фаменской нефти (32-33%), минимальна - в нефти пласта Ок (29%).
Концентрация бензиновых компонентов выкипающих в пределах 180 - 300єС, в нефтях всех продуктов одинаково.
Нефтяной газ имеет высокую калорийность и может быть использовано в качестве топлива, однако он обогащен этан - бутановыми компонентами, и основная его ценность заключается в использовании в качестве сырья для нефтехимического производства.
Пласты Бш 1, Бш 2, Бш 3 . Нефть башкирских пластов лучшего качества чем в сакмарском. Плотность дегазированной и пластовой нефти меньше, нефть менее смолистая, содержит больше легких компонентов. Плотность разгазирования нефти составила в среднем 0,839 т/мі. Башкирская нефть, в отличие от сакмарской, характеризуется вдвое большей величиной давления насыщения, равной 13,58 МПа. Это обусловлено составом растворенного в ней газа, а именно высоким содержанием азота, который плохо растворяется в нефти и при небольшом снижении пластового давления, равного 15,5 МПа, начинает из нее выделяться.
Дегазированная нефть легкая, маловязкая, содержит смол до 17,2% при среднем значении 12,58% масс, парафинов 1,96-3,39% при среднем значении 2,71%. Дегазированная нефть сернистая, содержание серы составляет 0,89%, кинематическая вязкость равна 6,45 ммІ/с.
Пластовая нефть легкая, маловязкая, по данным дифференциального разгазирования плотность нефти в пластовых условиях равна 0,804 т/мі, в стандартных - 0,844 т/мі, вязкость - 2,41 мПа*С. Начальное газосодержание составило 53,8 мі/т.
Растворенный в нефти газ среднеазотный - азота 28%, малометановый (31,56%), а по содержанию его гомологов (40%), классифицируется как высокожирный. Сероводород в газе дифференциального разгазирования не обнаружен, однако при проведении специального отбора проб на сероводороде и анализе еготитрометрическим способом, обнаружено 0,425 сероводорода. (Таблица 1.4)
Пласт Ок. Разгазированная нефть окского пласта имеет единую классификацию с нефтью вышележащего горизонта - смолистая (11,19%), парафинистая (2,84%), сернистая (1,21%). Плотность дегазированной нефти равна 0,846 т/мі, кинематическая вязкость составила 6,8 ммІ/с.
Пластовая нефть легкая, маловязкая, начальное газосодержание составило 83,3 мі/т. по результатам исследования глубинных проб нефти давление насыщения - 12,7 МПа, пластовое давление равно 17 МПа. По данным дифференциального разгазирования плотность нефти в пластовых условиях равна 0,78 т/мі, в стандартных - 0,843 т/мі вязкость - 2,08 мПа*С.
Растворенный в нефти газ дифференциального разгазирования содержит более 40% метана, азота в нем 15%, примерно 35% этан-пропановых компонентов, содержание сероводорода - 0,63%.
Пласт Фм. Глубинные пробы нефти отбирались не только в разных скважинах, но и в пределах одной скважины на разных глубинах, что позволило провести оценку свойств нефти как по площади, так и по разрезу.
Поинтервальный отбор пластовых флюидов, проведенный в скважине 39 (южная часть залежи), показал, что нефть из нижней части пласта, расположенного на границе ВНК, лучшего качества по сравнению с нефтью из верхней и средней частями пласта.
В скважине 40 (северная часть залежи) нефть из нижней части пласта худшего качества по сравнению с нефтью из верхней и средней частями пласта.
В скважинах 46, 47 (западная и сводовая часть пласта) нефть отобрана из одного интервала и близка по своим свойствам; в скважине 44 шесть качественных проб, характеризующих свойства нефти всего разреза; в скважине 42 одна проба позволила получить дополнительную информацию о нижней части пласта.
По данным дифференциального разгазирования нефть легкая, маловязкая, смолистая, парафинистая и сернистая. Плотность дегазирован-ной нефти равна 0,836 т/мі, кинематическая вязкость составила 6,55 ммІ/с. Содержание серы составляет 0,62%, содержит 10,03% масс, парафина 3,94%.
Растворенный в нефти газ дифференциального разгазирования имеет различие по составу в разных скважинах и разных частях разреза. Газ относится к категории низкоазотных (2,906%), содержит 54,15% метана, высокожирных, характеризуется отсутствием серы.
Скважина - это горная выработка, характеризующаяся относительно малым диаметром и большой глубиной.
Конструкцию скважин выбирают исходя из требований успешного доведения скважин до проектных глубин; качественного вскрытия продуктивных горизонтов, обеспечивающего сохранность естественной проницаемости пласта или улучшающего ее; эксплуатации скважин эффективными методами в период разработки месторождения.
На конструкцию скважин оказывают влияние цель и способ бурения; число продуктивных горизонтов, подлежащих опробованию; способ вскрытия пласта и геологические условия бурения: глубина залегания продуктивных пластов, их продуктивность и коллекторские свойства; пластовые и поровые давления и давления гидроразрыва пород; физико-механические свойства разбуриваемых пород с точки зрения возникновения обвалов, осыпей, сужения, кавернообразования, передачи на обсадные колонны горного давления и т.д.
При проектировании конструкции скважин число и глубину спуска обсадных колонн выбирают в соответствии с требованиями недопустимости несовместимых условий бурения отдельных интервалов ствола, когда параметры технологического процесса бурения нижележащих интервалов вызывают осложнения в верхней необсаженной части скважины.
Число обсадных колонн должно соответствовать количеству зон совместимых условий бурения. Глубина спуска обсадных колонн должна быть на 10-20 м ниже зон совместимых условий бурения.
Плотность бурового раствора для бурения в данной зоне крепления должна находиться в пределах зоны совместимых условий.
Высоту подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве устанавливают исходя из геологических особенностей месторождения.
В соответствии с требованиями к эксплуатации скважин, условиями геологического строения Лозолюкско-Зуринского месторождения, глубины скважины и способа вскрытия продуктивного пласта рекомендуется следующий вариант конструкции скважин (табл. 1.7).
Элементы типовой конструкции скважины представлены на рис. 1.7.
Рис. 1.1 Элементы конструкции скважины
2.1 Современное состояние разработки
Добыча нефти по Озерному месторождению ведется с 1992 г, когда в пробную эксплуатацию была введена скважина 40, эксплуатирующая пласт в фаменском ярусе и затем в 1999 г. cкв. 41, которая вела эксплуатацию из пластов башкирского яруса.
В настоящее время разработка Озерного месторождения осуществляется на основании последнего проектного документа «Технологическая схема опытно- промышленной эксплуатации Озерного месторождения», составленная в 2000 г. [6].
ЦКР министерства энергетики, согласно Протокола (от 2.11.2000 №2647), приняло Технологическую схему разработки со следующими принципиальными положениями и технологическими показателями:
Выделение следующих основных эксплуатационных объектов:
- объект Фм -залежь фаменского яруса;
- объект Бш - пласты Бш 1 +Бш 2 +Бш 3 башкирского яруса;
- объект См -залежи сакмарского яруса, возврат с объекта Бш;
- объект Ок - разработка скважинами объекта Фм
Применения следующих систем разработки:
- объект Бш - по первому варианту при блоковой трехрядной системе
Темп отбора от начальных извлекаемых запасов - 5,5%
- объект Фм - по четвертому варианту- избирательная система заводн
Анализ добывных возможностей скважин Озерного месторождения, оборудованных УЭЦН курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Реферат: Функции городов. Скачать бесплатно и без регистрации
Специальные Прыжковые Упражнения В Легкой Атлетике Реферат
Курсовая работа по теме Туристский потенциал Вологодской области (на примере Белозерского района)
Отзыв На Докторскую Диссертацию Образец
Дипломная работа по теме Обработка металла давлением
Эссе Мой Край
Реферат: Теория и практика применения метода интервью в социологии
Реферат: Cognitive Motivation Essay Research Paper IntroductionIn this
Рефераты По Дерматовенерологии 2022
Отчет по практике по теме Общая характеристика деятельности ЗАО 'Русский хром 1915'
Реферат На Тему Характеристика Монопольного Ринку
Дипломная работа по теме Функционирование сниженной лексики в современном немецком языке на примере художественной литературы
Эссе На Тему Химическая Промышленность Великобритания Ли
Контрольная Работа По Французскому Языку 5
Реферат: Церковь в царствование Петра I
Реферат: Разработка нормативов почтовой связи. Скачать бесплатно и без регистрации
Курсовая работа по теме Система автоматического управления гидропривода поворота башни танка
Курсовая работа по теме Поворотный кран
Реферат: Трансакционные издержки создания собственного бизнеса в России
Реферат по теме Культура Древнего Ирана
Основные виды вооружения и их поражающие факторы - Военное дело и гражданская оборона презентация
Лист — боковой орган побега - Биология и естествознание презентация
Сучасні облікові системи: переваги та недоліки - Бухгалтерский учет и аудит реферат