Дипломная работа технология ремонтноизоляционных работ на примере снпх9633 2006 содержание введение
 Скачать 160.74 Kb.
|
|
Таблица 1 Геолого-промысловые параметры залежи 302-303
2.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды Исследование физико-химических свойств пластовых нефтей проводилась по пластовым пробам в отделе исследования нефтей ТатНИПИнефть и в аналитической лаборатории ТГРУ. Пробы отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-3 и исследовались на установках УИПН-2 и АСМ-300 по общепринятой методике. Вязкость нефти определялась вязкозиметром ВВДУ (вязкозиметр высокого давления универсальный) и капилярным типа ВПЖ. Плотность сепарированной нефти определялась пинкометрическим способом. Состав нефти и газа после однократного разгазирования пластовой пробы нефти анализировался на хромотографах типа ЛХМ-8М, ХРОМ-5. Поверхностные пробы исследовались в нефтесырьевой лаборатории ВНИИУСа согласно следующим ГОСТам: плотность нефти-ГОСТ-3900-85, сера-ГОСТ-377-75, вязкость-ГОСТ-377-66, содержание в нефти парафина определялось по методике ВНИИНП. Всего по залежам по состоянию на 2002 год отобрано и проанализировано: пластовых - 239 проб, поверхностных - 59 проб. По горизонтам отобранные пробы распределились следующим образом. (табл.2) Таблица 2 Распределение отбора проб по залежи
При расчете средних значений параметров проводилось отбраковка данных анализов в результате некачественного отбора проб. Ниже приводится краткая характеристика нефти, воды и газа по ярусам. Башкирский ярус Исследование свойств нефти башкирского яруса в пластовых условиях проводилось по 148 пробам, отобранным из 38 скважин. Среднее значение основных параметров нефти, полученных по результатам анализов проб следующие: давление насыщения - 1,4МПа, газосодержание – 5,9 м3/т, объемный коэффициент – 1,034, динамическая вязкость составляет 43,63 мПа*с. плотность пластовой нефти – 877 кг/м3, пластовая температура – 230С. По данным анализов поверхностных проб нефти башкирского яруса относятся к группе тяжелых нефтей – плотность в поверхностных условиях составляет 908,6 кг/м3. По содержанию серы – 3,11%масс и парафина – 3,0%масс нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 200С составляет 109,9 мПа*с. По химическому составу подземные воды башкирских отложений хлоркальциевого типа. Общая минерализация вод колеблется от 7,5 до 258,6 г/л, плотность 1005,0-1180,0 кг/м3,вязкость 1,03-1,84мПа*с. (табл.3) Состав газа – азотный. Газонасыщенность 0,08-0,9 м3/т. Присутствует сероводород в количестве 0,006 м3/т, объемный коэффициент – 1,0001. Серпуховский ярус Исследования свойств нефти серпуховского яруса в пластовых условиях проводилось по 91 пробам, отобранным из 22 скважин. Среднее значение основных параметров нефти, полученных по результатам анализов проб следующие: давление насыщения – 1,3 МПа, газосодержание – 4,72 м3/т, объемный коэффициент – 1,032, динамическая вязкость составляет 52,87 мПа*с. Плотность пластовой нефти – 883,8 кг/м3, сепарированной – 906,8 кг/м3, пластовая температура 230С. По данным анализов поверхностных проб нефти серпуховского яруса относятся к группе тяжелых нефтей – плотность в поверхностных условиях составляет 917,3 кг/м3. По содержанию серы – 2,6%масс и парафина – 5%масс нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 200С составляет 109,4 мПа*с. Подземные воды серпуховских отложений представлены двумя типами: сульфатно-натриевыми и хлоркальциевыми (по В.А.Сулину). Сульфатные воды в основном связаны с процессами выщелачивания гипсов и ангидритов. Общая минерализация колеблется от 12,6 до 23,0 г/л, плотность 1009,6-1175,0 кг/м3, вязкость 1,03-1,8 мПа*с. (табл.5) Также присутствует сероводород в количестве 0,008 м3/т. Состав газа – азотный. Газонасыщенность 0,09-0,12 м3/т. объемный коэффициент – 1,0003. Из-за наличия в водах серпуховских и башкирских отложений серы и сероводорода необходимо предусмотреть защиту нефтепромыслового оборудования от коррозии. Наиболее полные результаты исследований свойств нефти в пластовых и поверхностных условиях, физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти, физико-химические свойства пластовых вод, содержание ионов и примесей в пластовых водах представлены в таблицах 3-7, по каждому из горизонтов даны средние значения параметров, диапазон их изменения. Общая минерализация подземных вод серпуховских и башкирских отложений изменяется в течение года от 0,7 до 258 г/л, удельный вес – с 1005,0 до 1180,0 кг/м3. Из всего вышеизложенного можно сделать вывод, что пластовые воды этих залежей неоднородны. Свойства пластовых нефтей и газа практически не оказывают влияния на выбор марки реагента по ограничению водопритока. При выборе состава закачиваемого реагента наиболее важным является пластовая температура, минерализация (плотность) попутно извлекаемой воды. Из-за отсутствия результатов поверхностных и пластовых проб воды отобранных на изучаемых участках, нет возможности обнаружить различие между ними. Таблица 3 Физические свойства пластовых вод 302 залежеи
Таблица 4 Содержание ионов и примесей в пластовых водах 302 залежи
Таблица 5 Физические свойства пластовых вод 303 залежеи
Таблица 6 Содержание ионов и примесей в пластовых водах 303 залежи
Таблица 7 Свойства пластовой нефти
2.6 Режим залежи Подземные воды серпухово-башкирских отложений приурочены в основном к пористым и трещиновато-кавернозным породам. Водоупором в пределах этого комплекса служат глины и аргиллиты башкирского яруса и нижней части верейского горизонта. В этом комплексе начинается смена хлоридных вод на сульфатные. Глубина залегания водоносных горизонтов колеблется в пределах 640-1000 м. Статические уровни устанавливаются на положительных абсолютных отметках, дебиты скважин, давших при опробовании воду, в основном составляют 0,7-20 м3/сут., начальное пластовое давление – 6,8-7,9 МПа. По данным многих исследователей описываемая территория относится в геоморфологическом отношении к Бугульминско-Шугуровскому плато и является областью питания не только пермских, но и каменноугольных отложений. Тектонические движения и зоны разломов обусловили глубокую инфильтрацию поверхностных вод (вплоть до протвинских отложений). По некоторым оценкам, влияние инфильтрации сказывается на глубине 800-900 м. Это подтверждается значительно меньшей минерализацией подземных вод среднекаменноугольных и серпуховских отложений, более низким положением верхней границы зоны распространения рассолов хлоркальциевого типа, меньшим содержанием микрокомпонентов (кроме сероводорода) по сравнению с водами тех же отложений близлежащих районов и другими данными. Раскрытость структур в этом районе подтверждается и преобладанием азота в составе водорастворенного газа. По данным К.Н.Доронкина, распределение пластового давления в палеозойских отложениях Татарстана с глубиной близко к линейному. Это свидетельствует об отсутствии в разрезе аномально высоких или низких давлений. Тектонические движения и зоны разломов, вероятно, послужили причиной стравливания избыточного давления и тем самым проникновения хлорид кальциевых вод из отложений девона и карбона. Поднятие хлорид кальциевых вод так же возможно по затрубному пространству скважин при отсутствии цементного камня за колонной. Некоторые исследователи считают, что хлорид кальциевые рассолы проникли в серпуховско-башкирские отложения снизу вместе с нефтью, в процессе формирования этих залежей и залегают линзами среди сульфатных вод, не перемешиваясь с ними. Этому способствует наличие вязких нефтей, невыдержанность коллекторских свойств пород, а также наличие сильно развитой, в основном вертикальной, системы трещин. Из вышеизложенного можно сделать вывод, что вода на участках может быть различна по составу, а это должно повлиять на выбор марки реагента по ограничению водопритока. В пределах Бугульминского плато, по данным В.Г.Герасимова, областью разгрузки подземных вод пермских, верхне- и нижнекаменноугольных отложений является долины реки Шешмы и ее притоков. Региональный сток направлен в сторону Камско-Кинельской системы прогибов. Таким образом, существует гидродинамическая связь водоносных горизонтов серпуховско-башкирских отложений как между собой, так и с выше и ниже лежащими водоносными горизонтами. Степень этой гидродинамической связи на разных участках различна, что подтверждается разнообразием вод по общей минерализации и содержанию основных компонентов, и зависит от степени трещиноватости и кавернозности карбонатных пород, наличия водоупоров и других причин. Приуроченность залежей нефти к областям питания подземных вод, высокие коллекторские свойства продуктивных пластов, гидродинамическая связь серпуховских и башкирских отложений предопределили водонапорный характер их режима, а также интенсивное обводнение скважин. Несмотря на продолжительный период эксплуатации месторождения, пластовое давление изменилось незначительно (6,6-7,0 МПа). | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||