Физико-химические свойства нефти, газа и воды

1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Физико-химические свойства нефти, газа и воды пашийского горизонта Д₁ Западно - Лениногорской площади были исследованы в “ТатНИПИ нефть” ГПК города Альметьевка. Параметры пластовых нефтей изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 7,41 до 9,32 МПа, среднее значение - 8,09 МПа, газосодержание от 46,4 до 78,9 м³/т, среднее значение 60,2 м³/т; объёмный коэффициент от 1,128 до 1,210 , среднее значение - 0,8048; вязкость от 2,3 до 5,05 МПа·с, среднее значение - 3,4 мПа·с.

Параметры поверхностных нефтей изменяются в следующих пределах: плотность нефти - 0,8578 г/см³; вязкость от 10,5 до 26,1 мПа·с; среднее значение - 14,6 при 20 ⁰С; содержание серы от 0,7 до 1,3;среднее значение - 1,1; смол семеногелевых от 26,0 до 28; среднее значение 27,0 параметров от 1,0 до 3,6, среднее значение 2,8; выход светлых фракций до 100 ⁰С- 7,3 % объёма; до 200 ⁰С - 26,2 % объёма; от 300 ⁰С - 48,2 % .

Таким образом, нефти горизонта Д₁ по своим свойствам могут быть отнесены к сернистым и парафинистым.

Анализ полученных данных свидетельствует о том, что среднее значение величины некоторых параметров нефти и газа изменилось по сравнению с принятыми на дату утверждения запасов ГКЗ в целом на Лениногорской площади. Это произошло в результате учета дополнительной информации по анализам, отобранным в следующие годы и исключения некачественных анализов при подготовки их к автоматизированной обработке.

Подземные воды терригенного девона Западно - Лениногорской площади по своему составу относятся к хлор - натриевому типу с высоким содержанием кальция, с незначительным количеством сульфатов и гидрокарбонатов. Общая минерализация воды от 252 до 280 г/м, в среднем 270 г/м. В ионно-солевом составе преобладают хлориды (в среднем 160 г/м³ и натрий 70,8 г/м³), плотность воды в среднем - 1,186 г/см³ , вязкость - 1,9 мПа·с.

В естественных, не нарушенных закачкой воды, условиях в подземных водах терригенного девона сероводород отсутствует. При закачке сульфатных вод, содержание сульфатвосстанавливающих бактерий в пластовых условиях проектируется сероводород в количестве 26 - 96 мг/л.

Газонасыщенность подземных вод 0,248 - 0, 368 м³/т, снижается по мере удаления от нефтяных залежей. В составе растворённого в воде газа преобладает метан.

1.6 Режим залежи

Разбуривание Западно-Лениногорской площади началось в 1962 году согласно технологической схеме разработки 1959 года с западной части по сетке 800x650 м.

В следующие годы разбуривания и ввод площади производится по отдельным участкам с одновременным бурением оценочных скважин на введенных в разработку зонах.

Эксплуатируется Западно-Лениногорская площадь в упруговодонапорном режиме. Напор вод создается путём искусственного нагнетания воды в 95 нагнетательных скважин. Первоначальное пластовое давление 175 атм.; текущее - 170 атм.; компенсация отбора жидкости - 0,5 % . Зона дисперсии, образовавшаяся в начале в непосредственной близости к забою скважин, постепенно распространяется на всю площадь и за её пределы, вызывая упругое расширение всё новых масс жидкости - сначала нефти, а затем воды, вытесняющей замещающей нефти.

На 1 января 1999 года пробурено всего 450 скважин, из которых 392 по проекту эксплуатационных и 58 нагнетательные.

Эксплуатирующихся на нефть на 1 января 1999 года 383 скважин, в том числе 27 фонтанных; - 279 СКН и 77 ЭЦН.

Средний дебит скважины по жидкости - 6,3 т/сут, по нефти - 4,1 т/сут. В настоящее время остались не введенными в разработку низко продуктивные зоны.

1.7 Конструкция скважин

На Западно-Лениногорской площади скважины имеют следующую конструкцию:

Таблица 3

324 245 146(168)

30-40 м

200 - 400 м

- 1700 м

Рис. 1 Схема конструкции скважины:

1 - направление

2 - кондуктор

3 - экс. колонна

Спуск направления на глубину 20 м вызван необходимостью перекрытия обваливающихся неустойчивых пород и подъёма цемента до устья. Для обеспечения вертикальности ствола предусматривается, применение системы центраторов: наддолотный и надтурбобурный.

Бурение под кондуктор производится после спуска и цементажа направления с глубины - 0 до 300 м. Спуск 245 мм кондуктора на глубину 300 м вызван необходимостью укрепления неустойчивости пород. Подъём цемента за кондуктором до устья.

Спуск - 146 (168) мм эксплуатационной колонны до устья - 1800 м. Подъём цементного раствора за эксплуатационной колонной производится от башмака до устья. Низ колонны имеет башмачную направленную пробку, башмак, патрубок, обратный клапан, упорное кольцо, цементирующие фонари, пружинные скребки. Для образования монолитного цементного камня вокруг обсадной колонны и предупреждения его разрушения при перфорации на каждую обсадную трубу устанавливают по 2 центратора и до 20 скребков в интервалах возможного поступления воды к продуктивной части разреза.

Похожие работы

Борьба с парафином в условиях НГДУ "Лениногорскнефть"

Скачать

69510

14

3

... , характеризуемой высокой обводненностью скважин, значительно изменяются условия и механизм доставки носителя парафина (нефти) в область формирования отложений, а механизм формирования самих отложений не меняется. 3.2 Основные методы борьбы с АСПО, используемые в НГДУ «ЛН» и анализ их эффективности В НГДУ «Лениногорскнефть» на 621 скважине, оборудованной УШГН, что составляет 95,2% ...

Эффективность методов борьбы с асфальтосмолистыми парафиновыми отложениями в условиях НГДУ Нурлатнефть

Скачать

107713

13

0

... на поздних стадиях начинают проявляться ряд факторов объективного, природного характера, осложняющие ситуацию в решении парафиновой проблемы и снижающие эффективность традиционных мероприятий.   3.3 Методы используемые в НГДУ “Нурлатнефть” по предотвращению отложений АСПО   3.3.1 Механические методы борьбы с АСПО и технология работ при их применении Группа механических методов борьбы с ...

Проект реконструкции цеха первичной переработки нефти и получения битума на ОАО «Сургутнефтегаз»

Скачать

316221

40

172

... расчет величины затрат необходимых для внедрения этого проекта в производство. Оценить изменение себестоимости продукции получаемой в цехе первичной переработки нефти и получения битума. В цехе установлено две печи: для нагрева нефти П-1 и для подогрева мазута и пара П-3, после реконструкции должна быть установлена печь, которая полностью заменит обе печи П-1 и П-3. Производительность печи по ...

Отчет о практике специальности Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений

Скачать

152031

0

0

... ухудшает процесс нефтеизвлечения, а в конечном итоге – снижает нефтеотдачу. Так по находящимся в эксплуатации 30…40 лет месторождения Зыбза-Глубокий, Яр, Холмское, Северо-Украинское, текущий коэффициент нефтеотдачи (КНО) не превышает 0,1. Для разработки таких месторождений в стране создано научно-производственное объединение «Союзтермнефть». Опыты, проведенные институтом «КраснодарНИПИнефтьь», ...