Эффективность методов борьбы с асфальтосмолистыми парафиновыми отложениями в условиях НГДУ Нурлатнефть - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа
Главная
Геология, гидрология и геодезия
Эффективность методов борьбы с асфальтосмолистыми парафиновыми отложениями в условиях НГДУ Нурлатнефть
Механизм и условия формирования асфальтосмолистых парафиновых отложений в скважине и методы, используемые предприятием по их предотвращению. Расчет подбора глубинно-насосного оборудования скважины при внедрении скребков. Организация труда бригады.
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.
1.1 Характеристика геологического строения объекта эксплуатации
1.2 Коллекторские свойства продуктивных пластов
1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
2. Анализ текущего состояния разработки
2.2 Динамика технологических показателей разработки
3.1 Механизм и условия формирования АСПО в скважине
3.3 Методы, используемые в НГДУ «НН» по предотвращению отложений АСПО
3.3.1 Механические методы борьбы с АСПО и технология работ при их применении
3.3.2 Физические методы борьбы с АСПО
3.3.3 Химические методы борьбы с АСПО
3.4 Анализ причин ремонтов скважин оборудованных УШСН
3.5 Анализ методов борьбы с АСПО и определение оценки эффективности применяемых методов
3.6 Контроль за работой скважин, на которых применяются методы борьбы с АСПО
3.7 Расчет подбора глубинно-насосного оборудования скважины при внедрении скребков
4. Охрана труда и противопожарная защита
41 Техника безопасности и охрана труда при промывке скважины нефтедистелятной смесью и при работе с химреагентом
4.2 Противопожарная защита при условиях «НН»
5.1 Мероприятия по охране недр и окружающей среды при условиях НГДУ «Нурлатнефть»
6. Организационно-экономический раздел
6.1 Организация труда бригады ЦП и КРС
6.2 Технико-экономические показатели ЦП и КРС, их анализ
6.4 Расчет экономической эффективности внедрения скребков-центраторов
В административном отношении Нурлатское месторождение нефти находится на землях Октябрьского района Республики Татарстан. Его крайняя юго-восточная часть расположена за административной границей республики - на территории Челно-Вершинского района Самарской области. В 25 км к северу от лицензионной границы месторождения находится районный центр - г. Нурлат, являющийся крупной железнодорожной станцией Куйбышевской железной дороги. В 66 км к северу от месторождения расположена пристань на р. Каме - г. Чистополь. Связь между г. Нурлатом и г. Чистополем осуществляется по шоссейной дороге с твердым покрытием.
Между населенными пунктами, находящимися на территории месторождения, деревнями - Старое Узеево, Андреевка, им. III съезда, Богдашкино, Редкая береза, Сиделькино, проложены грунтовые дороги, проезжие лишь в сухое время года. Район месторождения широко освоен предприятиями нефтяной промышленности и находится вблизи обустроенных промыслов на Бурейкинском, Вишнево-Полянском, Пионерском, Аксубаево-Мокшинском нефтяных месторождениях. Системы нефтепроводов действуют здесь с 60-х годов. Электроснабжение осуществляется линиями электропередач от Куйбышевской ГЭС и Заинской ГРЭС. Недостатка в электроэнергии район не испытывает.
Для питьевых целей используются подземные воды пермских (казанских) отложений, для технического водоснабжения - воды рек Б. Сульча, Б. Черемшан, Киклинка.
Рельеф местности слабовсхолмленный. Абсолютные отметки рельефа на водоразделах изменяются от 145 до 160 м, а в речных долинах снижаются до 76 м.
Общее направление наклона территории месторождения - южное, в сторону реки Б.
Черемшан, пересекающей месторождение с востока на запад в районе д. Сиделькино. Большая часть территории месторождения покрыта лесами преимущественно смешанного типа. Овражная сеть развита слабо.
Климат района, как и всей территории Республики Татарстан, континентальный с резкими сезонными колебаниями температур. Зимы умеренно холодные, в сильные морозы температура снижается до минус 42 0 С. Лето умеренно-жаркое с температурой плюс 20-25 0 С. Осадки в течение года выпадают неравномерно, среднегодовое их количество составляет 410-450 мм. Весной характерно быстрое нарастание тепла, особенно интенсивное после схода снегового покрова. Осень обычно затяжная, дождливая. Ветры имеют преобладающее юго-западное направление.
В пределах площади месторождения промышленных залежей минерального и строительного сырья не обнаружено. Месторождения глин: Нурлатское, Карагульское, Верхнее - Нурлатское имеют местное значение.
1.1 Характе ристика геологического строения
В геологическом строении Нурлатского месторождения принимают участие породы архейского, протерозойского, девонского, каменноугольного, пермского, третичного и четвертичного возрастов (графическое приложение 1). Общая толщина осадочных пород составляет в среднем около 2000 м. 48 глубоких скважин пробурены со вскрытием кристаллического фундамента, сложенного в основном гнейсами. Более подробно описание геологического строения месторождения приведено в работах .
В региональном структурном плане Нурлатское месторождение расположено на восточном борту Мелекесской впадины.
Нурлатский вал представляет собой сложное сооружение II порядка, имеющий северо-западное простирание и осложненный небольшими по размерам локальными поднятиями III порядка. С северо-востока он отделяется Андреевским прогибом от Эштебенькинско - Аксубаевского вала. Прогиб хорошо выражен по всем опорным горизонтам карбона, девона и кристаллическому фундаменту. С юго-запада Нурлатский вал ограничен прогибом от Вишнево-Полянской террасы.
В пределах месторождения поверхность кристаллического фундамента и кровля терригенных отложений девона имеют вид моноклинально-ступенчатого склона, погружающегося с северо-востока на юго-запад. Склон разбит серией разломов на блоки, выделяющихся по материалам региональной сейсмики.
На структурных планах терригенного девона, нижнего и среднего карбона наблюдается образование локальных поднятий, контролирующих залежи нефти.
По данным сейсморазведки, структурного и глубокого поисково-разведочного бурения в пределах месторождения выявлены Катергинское, Восточно-Узеевское, Старо-Узеевское, Северо-Киклинское, Киклинское, Проселочное, Корнеевское поднятия, которые в том или ином виде прослеживаются на планах по всем вышезалегающим маркирующим горизонтам осадочного чехла.
На Нурлатском месторождении продуктивными являются терригенные и карбонатные породы кыновского, турнейского, бобриковского, башкирского и верейского возрастов.
По результатам последних сейсморазведочных работ, выполненных в ОАО «Татнефтегеофизика» в 1986 году сейсморазведочной партией 3-4/86-87 на Нурлатской площади Республики Татарстан, структурные планы рассматриваемых отложений несколько изменились и были скорректированы с учетом этих данных.
В юго-восточной части Нурлатского месторождения контуры нефтеносности проведены условно, т.к. непосредственная близость реки Бол. Черемшан и заболоченной поймы не дают возможности более детально изучить его геологическое строение и уточнить границы залежей в этом направлении .
На глубине 1940 м залегают терригенные породы кыновского возраста, к которым приурочены 3 залежи нефти пластово-сводового типа, с узкими водо-нефтяными зонами.
Верхний пласт-коллектор До-б, состоящий в основном из одного или двух пропластков, залегает в средней части отложений кыновского горизонта среди плотных тонкослоистых аргиллитов, имеет площадное распространение. Он представлен песчаниками и алевролитами, к которым приурочена одна залежь нефти, вскрытая71 скважиной. Размеры залежи составляют 11,9*2,4 км 2 . Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 0,8 до 10,4 м, . Водо-нефтяной контакт (ВНК) определялся по данным опробования и геофизических исследований скважин и установлен в пределах абсолютных отметок минус 1766 - 1772 м. Контур залежи нефти проведен в соответствии со структурным планом кровли пласта-коллектора До-б .Крайняя ее юго-восточная часть расположена за административной границей Республики Татарстан на территории Челно-Вершинского района Самарской области.
Покрышкой для залежи нефти служат уплотненные, глинистые разности терригенных пород толщиной 6-8 м.
Нижний пласт-коллектор До-в имеет ограниченное распространение по площади. Более чем в 40 % пробуренных скважин, пласт замещен глинистыми породами.
Первая залежь, вскрытая двумя скважинами № 1833 и 1829, имеет небольшие размеры (1,13*0,375 км 2 ). С востока и юга она ограничена зоной отсутствия коллекторов. Эффективные нефтенасыщенные толщины равны 2,4 и 1,6 м соответственно. ВНК установлен на абс. отметках минус 1766 и минус 1768 м.
Вторая залежь расположена в 500 м к юго-востоку от предыдущей. 10 скважин, пробуренные в пределах контура нефтеносности, имеют эффективные нефтенасыщенные толщины от 0,6 до 2,8 м. Размеры залежи составляют 2,6*0,75 км 2 . ВНК установлен на абсолютных отметках минус 1766 и минус 1768 м .
На глубине 1240 м залегают карбонатные породы турнейского возраста, к которым приурочены 8 залежей нефти массивного типа. Карбонаты представлены чередующимися пористо-проницаемыми прослоями известняков и уплотненных доломитов толщиной от 0,6 м до нескольких метров, трещиноватых и глинистых.
Прослои-коллекторы, выделяемые в разрезах скважин, зачастую не коррелируются, сообщаются между собой за счет систем трещин и слияния, образуя единый сложно построенный резервуар. Залежи приурочены к сводовым частям поднятий, в которых присутствует полный стратиграфический разрез пород нижнего карбона, тогда как северо-восточная крыльевая часть Корнеевского поднятия была подвержена размыву и общие толщины уменьшились на 11-16 м .
Диапазон изменения эффективных нефтенасыщенных толщин отложений турнейского возраста достаточно большой и составляет 1,6 - 25,1м.
ВНК залежей определялся по данным опробования и геофизических исследований скважин и проведен в соответствии со структурным планом.
Скважины № 1066 и 932, пробуренные в крыльевых частях Катергинской структуры, установили залежь нефти массивного типа.
По данным ГИС ВНК проведен на абсолютной отметке минус 1126 м. Размеры залежи небольшие, составляют 1,4*0,7км. Эффективные нефтенасыщенные толщины равны 3,0 и 6,1 м. Этаж нефтеносности составляет 8,0 м .
На Восточно - Узеевском поднятии две скважины №1065 и 920 контролируют залежь нефти с этажом нефтеносности равным 15,2 м. Ее размеры составляют 1,25*0,75 км. ВНК принят на абсолютной отметке минус 1115 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины равны 8,8 и 8,4 м.
Три залежи нефти на Старо-Узеевском, Киклинском локальных поднятиях вскрыты каждая одной скважиной: № 951, 1046 и 109. Контуры нефтеносности проведены в соответствии с имеющимися данными сейсмических исследований, результатами глубокого бурения и опробования скважин. В пределах контуров нефтеносности, принятых на абсолютных отметках минус 1115 м, 1132 м и 1108 м, размеры залежей составляют соответственно 2,25 *1,6 км, 1,5*0,875 км, 0,7*0,15 км. Этажи нефтеносности равны 24,9 м, 2,2м и 7,8 м .
Более точные сведения о границах залежей нефти могут быть получены лишь при проведении на площади месторождения сейсморазведочных работ методом 3Д или непродольного вертикального сейсмопрофилирования методом отраженных волн (НВСП МОВ) в пробуренных скважинах.
Двумя скважинами № 1817 и 1818 установлена массивная залежь нефти в центральной части месторождения. Скважиной № 9103, пробуренной в куполе структуры, вскрыты плотные карбонатные породы.
С востока часть залежи также ограничена зоной отсутствия коллекторов. В пределах контура нефтеносности, установленного на абсолютной отметке минус 1121 м, площадь залежи равна 0,77 км 2 . Эффективные нефтенасыщенные толщины равны 9,2 и 4,7 м соответственно. Этаж залежи небольшой, составляет 9,4 м.
В 750 м к юго-востоку расположена еще одна залежь нефти. Ее размеры несколько больше предыдущей и составляют 1,63*1,2 км. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 2,6 до14,0 м. ВНК варьирует в пределах от минус 1105 до 1121 м. Одной из причин значительных колебаний абсолютных отметок контакта нефть-вода на небольших по площади участках, могут быть тектонические нарушения в кристаллическом фундаменте, которые прослеживаются в вышезалегающих продуктивных горизонтах в виде прогибов, врезовых зон и зон повышенной трещиноватости.
В работе Шалина П.А. «Выделение направлений и зон трещиноватости в карбонатных отложениях палеозоя по материалам АКГИ» говорится, что поднятия в турнейских отложениях и залежи, связанные с ними тяготеют к внутриблоковым разломам осадочного чехла и, в свою очередь, разбиваются на блоки в осадочном чехле. Анализ проведенных исследований он рассматривает на примере Пионерского месторождения и Максат, расположенных в непосредственной близости от Нурлатского месторождения . Условия образования и развитие турнейской поверхности, рифовых построек распространяются и на рассматриваемую территорию.
На Проселочном поднятии пробурили семь глубоких скважин. Только четыре из них вскрыли нефтенасыщенные прослои, в остальных пласты-коллекторы замещены плотными породами. В пределах контура нефтеносности, установленного на абсолютной отметке минус 1133,5 м, размеры залежи равны 2,1*1,25км, эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 7,5 до15,8 м .
Покрышкой для залежей нефти турнейского яруса является пачка глин елховского возраста толщиной 2-4 м .
Выше по разрезу на глубине 1132 м залегают песчано-алевролитовые породы бобриковско-радаевского возраста, индексируемые как С 1 бр 1 3 и С 1 бр0 . К ним приурочены семь залежей нефти пластово-сводового типа и пластово-сводового с частичным литологическим ограничением .
Терригенные отложения бобриковского горизонта имеют почти повсеместное распространение, однако пласт С 1 бр 1 3 в 25% скважин замещен глинистыми разностями пород.
Общая толщина пласта по месторождению изменяется от 1,0 до 21,6 м, в среднем составляя 4,2 м. Значительные колебания толщин связаны с размывом карбонатных пород турнейского возраста, установленного на Корнеевском поднятии в скважинах № 94, 1055, 1846, 1847 и появлением во «врезовой» зоне пласта С 1 бр0, состоящего из 1-2 прослоев-коллекторов.
В кровле пласты-коллекторы перекрываются одновозрастными плотными глинистыми породами.
На Катергинском поднятии установлена залежь нефти литологически ограниченная с юга зоной отсутствия коллекторов. Эффективная нефтенасыщенная толщина пласта в скв. № 932 равна 1,6 м. ВНК проведен по результатам ГИС и опробования на абсолютной отметке минус 1119,0м.
Размеры залежи составляют 0,7*0,62 км, этаж нефтеносности равен 1,9м.
Две самые большие по площади залежи нефти (р-н скв. № 1745 и 9273) вскрыты 102 и 32 скважинами соответственно. Залежи занимают центральную часть Нурлатского вала и имеют северо-западное простирание. Значительная часть площади залежей характеризуется отсутствием пласта-коллектора.
Размеры залежей составляют 8,4*2,8 км и 5,6*1,4 км. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 1,0 до 11,2 м и от 1,0 до 7,9 м соответственно. Различие в отметках контакта нефть-вода в западной и восточной частях залежей (от минус 1136,0 до минус 1141,0 м) может быть связано с существованием наклонного ВНК.
Однако авторы работы склоняются к версии блокового строения фундамента и образованием грабенообразных прогибов в осадочном чехле над разломами.
В процессе разбуривания Корнеевского поднятия было уточнено геологическое строение залежи нефти: пробурены четыре скважины, две из которых (скв. № 1847, 1055) вскрыли продуктивные отложения с нефтенасыщенными толщинами равными 1,2 и 12,8 м. В пределах контура нефтеносности, принятого на абсолютной отметке минус 1127 м, площадь залежи составляет 0,23 км 2 , высота равна-10,8 м.
В юго-восточной части месторождения установлены три залежи нефти (р-н скв. №1835, 9269, 1850) пластово-сводового типа с частичным литологическим ограничением. Площади небольшие, составляют 0,42; 2,0; 1,0 км 2 соответственно. ВНК изменяются от минус 1116,0 до минус 1152,0 м. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют от 2,2 до 7,2 м.
Вверх по разрезу на глубине 1004 м залегают карбонатные породы башкирско-серпуховского возраста, к которым приурочены четыре залежи нефти массивного типа.
Продуктивные породы сложены переслаиванием пористо-проницаемых пород и их плотных разностей. Толщины проницаемых прослоев и их количество от скважины к скважине меняется за счет замещения плотными известняками и доломитами. Число эффективных прослоев по разрезу достигает 17, нефтенасыщенных - 10. О большой неоднородности разреза свидетельствует величина коэффициента расчлененности, равная 4,98. Средняя общая толщина отложений равна 29,0 м, эффективная нефтенасыщенная составляет 6,9 м, эффективная- 12,0 м, поэтому доля коллекторов достигает лишь 0,36ед. В подошве башкирских пластов-коллекторов залегает пачка плотных карбонатных пород толщиной от 0,6 до 15,6 м.
Самая большая залежь нефти имеет вытянутую форму северо-западного простирания площадью около 50 км 2 . В пределах контура нефтеносности пробурены 206 скважин
Этаж нефтеносности составляет 52,3м. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют от 2,2 до 17,6м в зависимости от положения скважины на структуре. В двух скважинах № 40 и 1804 пласты-коллекторы замещены на плотные разности известняков.
На Катергинском (р-н скв. №932), Восточно-Узеевском (р-н скв. № 920) и Проселочном (р-н скв. № 1060) поднятиях выявлены залежи нефти небольших размеров. ВНК принят по данным опробования и ГИС на абсолютной отметке минус 864 м. Этажи нефтеносности равны 9,7 м, 5,3 м и 25 м соответственно. Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 4,0 до 19,7 м.
Покрышкой для залежей нефти служат плотные доломиты и известняки, залегающие в кровельной части башкирского яруса (до 19,6 м) и в подошвенной верейского горизонта .
Выше по разрезу на глубине 958 м залегают карбонатные породы верейского горизонта, к которым приурочены три залежи нефти пластово-сводового типа. Нефтеносность данных отложений связана с пластами, индексируемыми сверху вниз как С 2 вр-5, , С 2 вр-3 и С 2 вр-2. Пласты С 2 вр-6, С 2 вр-4, С 2 вр-1 являются коллекторами лишь в единичных скважинах. Они разделены друг от друга пачками аргиллитов и глинистых алевролитов толщиной до 6,0 м.
В 42 скважинах все шесть пластов фациально замещены уплотненными и глинистыми известняками. Наиболее выдержанным по всей площади месторождения является пласт-коллектор С 2 вр-3 .
Суммарные эффективные нефтенасыщенные толщины в среднем составляют 3,2. Непосредственный контакт нефть-вода не отмечен ни в одной скважине.
Самая большая залежь нефти вскрыта 188 скважинами. Она имеет удлиненную форму северо-западного простирания. В пределах контура нефтеносности, принятого на абс. отметке минус 853,0м, размеры залежи составляют 23,2 3,5 км.
Этаж нефтеносности равен 65,8м. Эффективные нефтенасыщенные толщины варьируют в интервале от 0,8 до 6,6м.
В северо-западной части месторождения выявлены две небольшие по площади залежи нефти на Катергинском (р-н скв. № 932) и Восточно-Узеевском (р-н скв.№ 920, 1065) поднятиях пластово-сводового типа с узкими водо-нефтяными зонами.
ВНК принят по данным опробования и ГИС на абсолютной отметке минус 853 м. Этажи нефтеносности равны 12,3м и 11,5м соответственно. Эффективные нефтенасыщенные толщины составляют 6,4м и 5,0-6,0м.
Покрышкой для верейских залежей служат глинисто-карбонатные пачки в верхней части верейского и подошвенной части каширского горизонтов.
Таким образом, отложения продуктивных горизонтов Нурлатского месторождения характеризуются:
- сложным строением и значительной фациальной изменчивостью;
- полным совпадением структурных планов по пермским и каменноугольным отложениям и частичным с девонским;
- наличием тектонических нарушений в кристаллическом фудаменте;
- достаточно большими размерами залежей нефти;
- размывом палеоповерхности турнейского яруса на Корнеевском поднятии и увеличением толщин терригенных отложений бобриковско-радаевского возраста, в результате компенсации ими размытых карбонатных отложений.
ВНК по залежам определялись по данным опробования и ГИС. Для кыновских, бобриковско-радаевских и верейских продуктивных отложений характерен поровый тип коллектора, а для турнейских и башкирских - трещинно-поровый.
Характеристика коллекторов Нурлатского месторождения изучена по результатам геофизических, гидродинамических исследований скважин и данным образцов керна.
Нижними по разрезу являются пласты-коллекторы До-б и До-в кыновского горизонта.
Пласт До-б представлен песчаниками и алевролитами и поэтому неоднороден по коллекторским свойствам. Песчаники коричневые и бурые от пропитки нефтью, кварцевого состава, слабо сцементированные, алевритистые, неравномерно глинистые. По данным гранулометрического анализа преобладает мелкозернистая (0,1-0,25 мм) фракция, составляющая 58,2-79,7 %. Содержание крупнозернистой алевролитовой фракции составляет 3,6-25,5 %, пелитовой- 2,4-35,4 %. Тип цемента контактовый, а также пойкилитовый. Состав цемента различен: наряду с глинистыми минералами присутствует сидерит.
Нефтенасыщенные алевролиты по структуре порового пространства близки к вышеописанным песчаникам и отличаются от них только гранулометрическим составом. Содержание песчанистой фракции колеблется от 4,7 до 46,5 %, а крупноалевритовой фракции (0,05-0,1 мм) возрастает до 49,7-89,2 %. В сильнозаглинизированных алевролитах пористость снижается до 4,9-7,2 %, проницаемость - до 0,01 мкм 2 и менее.
Породы-коллекторы пласта До-в сложены песчаниками и алевролитами, аналогичными или близкими по составу и коллекторским свойствам пласта До-б.
Емкостно-фильтрационные свойства пород определены по результатам геофизических, гидродинамических исследований скважин и лабораторных исследований керна.
Среднее значение открытой пористости пород-коллекторов по данным лабораторных исследований керна составляет 20,8% (36 определений), проницаемости-0,313 мкм 2 (24 определений), нефтенасыщенности- 83,7% (23 определения).
По данным геофизических исследований среднее значение пористости составляет 19 %, нефтенасыщенности - 78%. Проницаемость по гидродинамическим исследованиям имеет менее высокие значения и равна 0,194 мкм 2 .
Кондиционные пределы пород-коллекторов по пористости составляют 11,0-14,0 %, по проницаемости - 0,016 мкм 2 , по нефтенасыщенности - 54,5 %.
Рассматриваемые продуктивные отложения, согласно классификации Дахнова В.Н., можно отнести к высокоемким и высокопроницаемым коллекторам порового типа.
Продуктивные отложения состоят из одного - трех нефтенасыщенных прослоев, поэтому коэффициент расчлененности равен 2,32, доля коллекторов составляет - 0,66 .
Для проектирования разработки залежей нефти в отложениях кыновского возраста приняты параметры, рассчитанные по данным геофизических и гидродинамических исследований.
1.3 Физико - химические свойства нефти, газа и пластовой воды
На Нурлатском месторождении промышленные притоки нефти получены из продуктивных отложений верейского горизонта, башкирского яруса среднего карбона, тульского, бобриковского горизонтов, турнейского яруса нижнего карбона, кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона.
Физико-химические свойства нефтей изучались по поверхностным и глубинным пробам.
Отбор пластовых проб производился специальными глубинными пробоотборниками ПД-ЗМ и ПГМ 27.
Исследовались пластовые пробы на установках УИПК-2 и АСМ-300 по общепринятой методике.
Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ, плотность сепарированной нефти - пикнометрическим способом.
Анализы пластовых проб выполнены в секторе пластовых нефтей "ТатНИПИнефть" и группой физики пласта Геологопоисковой конторы.
Анализы поверхностных проб нефтей проводились в нефтесырьевых лаабораториях ВНИИУСа, согласно следующих ГОСТов: плотность - ГОСТ- 39-47, сера - ГОСТ - 377-49, разгонка по Энглеру - ГОСТ-2177-66. Определение концентрации ванадия в нефтях выполнены в лаборатории геологии и геохимии природных битумов ВНИГРИ методом рентгенофлуоресцентного анализа (РФА).
Ниже приведены физико-химические характеристики нефтей по горизонтам.
Нефть бобриковского горизонта исследована в пластовых и поверхностных условиях соответственно: 77 проб из 4 скважин и 5 проб из 5скважин. В пластовых условиях нефть имеет следующие параметры: давление насыщения 14,05 МПа при колебаниях 4,0?20,0 МПа, вязкость пластовой нефти - 40,41 мПа·с, при изменении значений 37,75?43,38 мПа·с. Плотность пластовой нефти изменяется от 0,877 до 0,882 г/см?, составляя в среднем 0,879 г/см?. Плотность сепарированной нефти - 0,898 г/см?, при изменениях 0,895?0,902 г/см?. Газовый фактор в среднем - 8,06 м?/т, при изменениях (2,76?13,0), объёмный коэффициент - 1,032 (1,015?1,058).
Нефть верейского горизонта изучалась в пластовых и поверхностных условиях. По данным анализов 4 проб из 2 скважин основные параметры физических свойств изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 22,0 до 39,2 МПа, в среднем составляет 31,22 МПа, объёмный коэффициент от 1,025 до 1,033, составляя в среднем 1,028, средний коэффициент сжимаемости - 7,972·10 -5 МПа, газовый фактор от7,51 до 8,77, составляя в среднем 8,38 м 3 /т, плотность пластовой нефти от 0,8899 до 0,902 г/см 3 , составляя в среднем 0,895 г/см 3 , плотность сепарированной нефти от 0,9088 до 0,9104 г/см 3 , составляя в среднем 0,910 г/см 3 . Динамическая вязкость пластовой нефти по 2 пробам составляет 42,87 мПа·с, вязкость дегазированной нефти 54,2 мкм 2
Растворённый в нефти газ, выделенный при разгазировании , содержит в своём составе (%% объёмный) азота в среднем 28,25 %, метана 7,83 %, этана 15,16 %, высших углеводородов 48,03 %.
Нефть верейского горизонта высокосернистая (содержание серы 3,73). Кинематическая вязкость нефти при 50°С изменяется от4,75 до 7,38 ВЭУ, средняя 5,88 ВЭУ. Содержание смол 60% указывает на смолистый характер нефти. Выход светлых фракций до 300° - 32,8%.
Тульский горизонт представлен тремя анализами пластовых проб отобранных из скважины № 9039. Нефть тульского горизонта имеет следующие физические свойства:
давление насыщения - 11,7 МПа, вязкость - 84,7мПа·с, плотность пластовой нефти - 0,904 г/см 3 , плотность сепарированной нефти - 0,916г/см 3 , коэффициент сжимаемости - 5,4·10 -5
МПа, газовый фактор - 1,37 м 3 /т, объёмный коэффициент - 1,018.
Нефть бобриковского горизонта исследована в пластовых и поверхностных условиях соответственно в 4 скважинах по 77 пробам и из 5 скважин по 5 пробам.
В пластовых условиях нефть имеет следующие средние параметры: давление насыщения - 14,05 МПа (2,76-13,0), вязкость пластовой нефти - 5,4 мПа·с (4,1-7,8), кинематическая вязкость сепарированной - 40,41 мкм 2 /с (10,62-95,01), плотность пластовой нефти 0,880 г/см 3 (0,863-0,907), сепарированной - 0,898 г/см 3 (0,884-0,929). Газовый фактор - 8,06 м 3 /т (2,76-13,0), объемный коэффициент 1,032 (1,015-1,058).
Газ, выделенный из нефти при однократном разгазировании, содержит в своем составе азота в среднем 22,41%, метана 12,9%, этана 22,41%, высших углеводородов 32,14%.
Физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях по 5 пробам из 5-ти скважин следующие: нефть сернистая (серы3,81%), парафинистая (парафина 3,17 %), асфальтенов - 8 %. Нефть тяжелая (плотность 0,9920 г/см 3 ).
Нефть турнейского яруса изучалась в пластовых и поверхностных условиях.
По данным 107 анализов пластовых проб, отобранных из 13 скважин в разное время, основные физические параметры следующие: давление насыщения изменяется от 3,0 до 10МПа, составляя в среднем 6,5 МПа, объемный коэффициент - от 1,014 до 1,097, составляя в среднем 1,034, газовый фактор от 1,19 м 3 /т до 34,73 м 3 /т, составляя в среднем 8,56 м 3 /т. Вязкость варьирует от 9,94 до 126,64 мПа·с, в среднем составляя 53,55 мПа/с. Плотность сепарированной нефти от 0,865 до 0,942 г/см 3 , в среднем - 0,907 г/см 3 .
Растворенный в нефти газ при однократном разгазировании содержит в своем составе в среднем (%% объемный), азота-23,52 %, метана-0,98%, этана 22,07 %, высших углеводородов-32,65 %. Это говорит о преобладании низших углеводородов над высшими, сероводорода 0 26 % .
По данным анализа 33 поверхностных проб из 24 скважин нефть турнейского яруса тяжелая, плотность колеблется от 0,9069 до 0,9530 г/см 3 , в среднем составляя 0,9210 г/см 3 ; вязкая - кинематическая вязкость при 50°С изменяется от 23,79 до 94,96 мкм 2 /сек, в среднем - 44,29 мкм 2 /сек; сернистая - серы от 1,5 до 4,0 % в среднем составляет 3,45%, парафинистая - парафина 3,5-4,2%, в среднем 3,53 %.
Содержание смол - от 19,9 до 74%, в среднем - 57,1%, указывают на смолистый характер нефти.
Выход светлых фракций до 300° при разгонке по Энглеру составляет 29-46%, в среднем - 31%.
Нефть кыновского горизонта исследована как в пластовых, так и поверхностных условиях.
По данным анализов 2 пластовых проб, отобранных в разное время из 1-ойскважины, основные физические параметры нефти следующие: давление насыщения изменяется от 35 до 63 МПа, составляя в среднем 49,0 МПа. Объемный коэффициент - от 1,153 до 1,183, в среднем - 1,168; газовый фактор - от 47,1 до 59,2 м 3 /т, составляя в среднем 53,15 м 3 /т; плотность пластовой нефти - 0,807 до 0,825 г/см 3 , в среднем - 0,816 г/см 3 ; сепарированной - от 0,870 до 0,870 г/см 3 , составляя в среднем - 0,870 г/см 3 ; вязкость пластовой нефти - 5,17 МПа·с.
Растворенный в нефти газ при разгазировании содержит в своем составе в среднем: метана - 41,8%, этана - 22,0%, пропана - 21,2%.
Приведенные данные свидетельствуют о преобладании низших углеводородов над высшими. Азота в газе содержится в среднем 3,5%.
По данным анализов 2 поверхностных роб, отобранных из 2-х скважин, нефть кыновского горизонта имеет следующую характеристику. Плотность нефти изменяется от 0,871 до 0,899 г/см 3 , составляя в среднем 0,885 г/см 3 , вязкость при 50°С составляет 17,29мкм 2 /с; нефть сернистая - содержание серы 1,8%, парафинистая - 4%, при колебании 3,7?4,3%. Нефть смолистая, смол - 42%, при изменении 40-44%.
Выход светлых фракций по Энглеру до 300°С составляет 36%.
2. АНАЛИ З ТЕКУЩЕГО СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ
Согласно схемы бобриковского горизонта утверждено для бурения 149 скважин, в том числе 145 добывающих, 4 нагнетательная.
По состоянию на 1.01.2005 года бобриковского горизонта пробурено 128 скважин, в том числе 124 добывающих, 4 нагнетательных.
По бобриковскому горизонту среднесуточная добыча нефти в декабре 2005 года составила 698 тонн, вместо 724 тонн в декабре 2004 года. Средний дебит нефти одной скважины по сравнению с прошлым годом не изменился и составил 3,1 тонн в сутки.
Таблица 1. Средний дебит по нефти и жидкости по способам эксплуатации.
Таким образом, за 2005 год при фонтанн
Эффективность методов борьбы с асфальтосмолистыми парафиновыми отложениями в условиях НГДУ Нурлатнефть дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Физика Реферат 11 Класс
Социально Трудовые Отношения В Рф Курсовая
Как Оформить Реферат Школьнику 3 Класс
Сочинение: «Страшный мир! Он для сердца тесен!» (По лирике А.Блока)
Реферат: Lost Colony Essay Research Paper The Lost
Отчет О Прохождении Практики В Коллегии Адвокатов
Число Эйлера Е Реферат
Образец Титульного Листа Курсовой Работы Гост
Реферат: Descriptive Essay Two Girls At A Mall
Контрольная Работа По Русскому Языку Шестой Класс
Ответственность профессиональных участников на рынке ценных бумаг
Доклад: Романсеро
Курсовая работа: Международное разделение труда. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат: Методические рекомендации для студентов барнаул 2003 Составители: Исаева Т. А., к пед н., доцент, Хмырова С. Р., старший преподаватель
Сочинение Рассуждение На Тему Роман Дубровский
Реферат: Population Growth Essay Research Paper POPULATION GROWTH
Реферат по теме Профилактика наркомании
Реферат: Имущество несовершеннолетних детей и его охрана в гражданском праве
Курсовая работа: Организация технологии работы магазина
Курсовая работа: Методы управления кредитным риском. Порядок формирования и учёта резерва на возможные потери по
Выбор и обоснование системы разработки шахтного поля - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа
Организационные аспекты бухгалтерского управленческого учета - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
Разработка мероприятий по повышению надежности эксплуатации подводного участка напорного трубопровода от дожимной насосной станции №5 до установки подготовки нефти "Ельниковка" через реку Кама Ельниковского месторождения нефти предприятия "Удмуртнефть" - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа