курсовая 6. И. Е. Пахомов Е. С. Калинушкина
 Скачать 2.14 Mb.
|
 Министерство образования и науки Республики Башкортостан государственное бюджетное профессиональное образовательное учреждение Октябрьский нефтяной колледж им. С. И. Кувыкина АНАЛИЗ ОСЛОЖНЕНИЙ, ВОЗНИКАЮЩИХ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН НИВАГАЛЬСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ КП 21.02.01 01 ПМ.01 07 02 ПЗ
2023 ЗАДАНИЕ Задание буду печатать отдельно Содержание
ВВЕДЕНИЕРазработка нефтяных и газовых месторождений является крайне разноплановым мероприятием, где одновременно с обустройством месторождения (строительство системы сбора и подготовки скважинной продукции, строительство системы поддержания пластового давления и т.д.), бурением и вводом в эксплуатацию добывающих и нагнетательных скважин, необходимо проводить различные мероприятий по повышению конечной нефтеотдачи и борьбы с различными осложнениями в добычи нефти или газа. Так или иначе все осложнения приводят к различным поломкам добывающего оборудования, снижению производительности скважин, переводу их ремонтный фонд и т.д., что в свою очередь увеличивает среднегодовые затраты на добычу и обслуживание месторождения. Поэтому правильный контроль за работой добывающего оборудования, анализ причин его поломок и дальнейших подбор необходимых методов борьбы с осложнениями в эксплуатации оборудования является важной задачей для инженерного состава на месторождении Целью данной работы является определение возникающих осложнений при эксплуатации скважин Нивагальского месторождения и причин их возникновения, а также анализ наиболее перспективных методов борьбы с осложнениями, определение их эффективности на практическом опыте использования ООО «ЛУКОЙЛ - Западная Сибирь». 1 гЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ1.1 Общие сведения о районе месторождения Нивагальское месторождение расположено в центральной части Западно-Сибирской равнины и приурочено к Нижневартовскому нефтегазоносному району Среднеобской нефтегазоносной области. В административном отношении месторождение находится на территории Нижневартовского района Ханты-Мансийского автономного округа - Югра Тюменской области, в 160 км к северо-западу от города Нижневартовск. Лицензия на право пользования недрами № ХМН 00508 НЭ от 22.04.1997. принадлежит ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь». Ближайшими крупными нефтяными месторождениями, находящимися в промышленной эксплуатации, являются Урьевское, Лас-Еганское, Южно-Покачевское, Покачевское, Ключевое, Кечимовское (рисунок 1).  Рисунок 1 - Обзорная схема расположения месторождений ТПП «Лангепаснефтегаз» Территория месторождения представляет собой слабо всхолмленную равнину, на возвышенных участках - залесенную, на низинных - заболоченную с множеством малых и больших озер. Основными элементами рельефа являются плоские равнинные междуречья, расчлененные неглубокими балками и водотоками. Максимальные абсолютные отметки достигают плюс 50 м над уровнем моря. Гидрографическая сеть представлена реками Аган, Тромъеган, Егуръеган, Ласьеган, Мохтикъеган, Нонгъеган и др., небольшими озерами термокарстового и пойменного происхождения Неримлор, Коттымлор, Соромлор, Латьяунлор. Климат района резко континентальный, с суровой продолжительной зимой и коротким теплым летом. Средняя температура января изменяется от минус 26 0С до минус 36 0С (минимальная - минус 58 0С), июля - от плюс 4 0С до плюс 22 0С (максимальная плюс 34 0С), среднегодовая температура составляет минус 3,1 0С. Преобладающее направление ветров зимой - западное, юго-западное, летом - северное, северо-западное. Среднегодовое количество осадков составляет 400-676 мм, основное их количество (до 467 мм) выпадает в период с апреля по октябрь. Продолжительность снежного периода - с конца октября до начала мая. Высота снежного покрова достигает 1-1,5 м, глубина промерзания грунта - до 2-4 м. Реки замерзают в октябре, длительность ледостава 190-210 дней. Толщина льда на реках и озерах составляет 80-120 см, малые реки промерзают до дна. Характерной особенностью является наличие сезонно- и многолетнемерзлых пород, залегающих на глубине 120-229 м в отложениях атлымской и новомихайловской свит в виде линз толщиной от 20 м до 60 м. Основными видами транспорта в районе являются железнодорожный и автомобильный. С городом Лангепас месторождение связано бетонной автотрассой местного значения. По юго-западной части территории месторождения проходит железная дорога Тюмень-Сургут-Нижневартовск. Перевозки грузов возможны также водным транспортом по р. Тобол, Иртыш, Обь, Аган до поселка Варьеган в первой половине лета. В зимний период широко используются зимники. В городах Нижневартовск, Когалым и Сургут имеются аэропорты. Энергоснабжение района осуществляется Сургутской ГРЭС по линии электропередач Тюмень - Сургут - Нижневартовск. По территории месторождения проходят ЛЭП-500 и ЛЭП-200. В южной части месторождения проходит нефтепровод Нижневартовск - Сургут - Омск, западнее - газопровод Уренгой-Челябинск. 1.2 Нефтегазоносность По нефтегеологическому районированию Нивагальское месторождение относится к Нижневартовскому нефтегазоносному району (НГР) Среднеобской нефтегазоносной области (НГО). Параметры нефтегазоносности Нивагальского месторождения приведна в таблице 1 Таблица 1 - Параметры нефтегазоносности Нивагальского месторождения по пластам
Таким образом, Нивагальское месторождение по строению относится к сложным, по геологическим запасам - к крупным. На дату составления проектного документа выявлено 27 залежей нефти по восьми продуктивным пластам, из них: по пласту АВ13 - 2 залежи, по АВ2 - 6, БВ5 - 2, БВ6 - 4, БВ8 - 3, Ач.т. - 2, ЮВ1 - 8. Промышленная нефтегазоносность в Нижневартовском НГР установлена в отложениях верхнеюрского, ачимовского и неокомского нефтегазоносных комплексов (НГК). Основные запасы нефти и резервы их прироста связаны со структурными, структурно-литологическими и комбинированными ловушками в неокомских и верхнеюрских отложениях. На Нивагальском месторождении было произведено 83 замера температур всех испытанных объектов. Замеренные пластовые температуры по основным продуктивным пластам изменяются следующим образом: по пластам группы АВ - 56-69 0С, по пластам группы БВ - 73-78 0С, в ачимовской толще - 80-81 0С, по пластам ЮВ, единичный замер температуры в пласте ЮВ2 - 90 0С. Средние температуры продуктивных пластов на Нивагальском месторождении приняты по аналогии с геотермограммой, записанной в скважине 25Р Покачевского месторождения. Залежи пластов группы АВ (пласты АВ13, АВ2) характеризуются наибольшей площадью распространения по сравнению с нижезалегающими продуктивными пластами. Пласты АВ13 и АВ2 представляют единый нефтесодержащий резервуар, характеризующийся непрерывным распространением на всей площади Нивагальского месторождения, соединяясь с залежами Кечимовского, Ключевого, Покачевского, Южно-Покачевского, Лас-Еганского месторождений. Пласт АВ13. Средняя глубина залегания пласта составляет 1969,0 м (абс.отм. - 1801,0 м). Общая толщина пласта в пределах залежи в среднем составляет 7,2 м, при изменении в интервале 4,0-15,3 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,7 до 9,2 м, в среднем - 3,8 м. Увеличение толщины происходит в направлении к сводовой части поднятий. Среднее значение песчанистости - 58,5 %, расчлененности - 2. Пласт АВ2 выделяется в кровле верхней подсвиты ванденской свиты, отличается высокой литологической неоднородностью, обусловленной чередованием глинистых и песчано-алевритовых слоев разной толщины. Средняя глубина залегания пласта 1976 м (абс.отм. -1808,5 м). Общая толщина пласта АВ2 составляет в среднем 22,1 м, изменяется в широком диапазоне - 16,0-42,2 м. Эффективная толщина изменяется от 1,1 м до 22,3 м, при среднем значении - 9,2 м. Нефтенасыщенная толщина варьирует от 0,6 м до 14,5 м, составляя в среднем 3,2 м. Среднее значение песчанистости - 42,0 %, расчлененности - 5. Среди пластов группы БВ на Нивагальском месторождении продуктивными являются пласты БВ5, БВ6 ванденской свиты и пласт БВ8, приуроченный к верхней подсвите мегионской свиты. Пласт БВ5 развит на всей площади месторождения, средняя глубина залегания - 2387 м. (абс.отм. - 2232 м). Общая толщина пласта в пределах залежи составляет 30,7 м при изменении в интервале 24,7-36,6 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 1,2 м до 5,4 м, средняя по пласту принята 2,3 м. Среднее значение песчанистости - 27,9 %, расчлененности - 5. Пласт БВ6 распространен по площади всего месторождения и характеризуется наиболее выдержанной по разрезу общей толщиной. Средняя глубина залегания пласта составляет 2418,0 м (абс.отм. - 2263,0 м). Общая толщина пласта изменяется от 28,8 до 36,4 м, в среднем составляя 32,8 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется в диапазоне 0,8-6,4 м, при среднем значении 2,5 м. Среднее значение песчанистости - 34,9 %, расчлененности - 5. Пласт БВ8 стратиграфически приурочен к верхней подсвите мегионской свиты, средняя глубина залегания составляет 2507,0 м (абс.отм. - 2358,7 м). Общая толщина изменяется от 28,4 м до 49,6 м, в среднем составляя 34,4 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется по скважинам от 1,3 м до 9,3 м, среднее значение принято равным 3,2 м. Среднее значение песчанистости - 47,2 %, расчлененности - 9. На территории Нивагальского ЛУ нефтеносность ачимовских отложений связана с песчаными пластами в нижней части разреза толщи. Продуктивность была установлена в залежи 1, приуроченной к Шаманному поднятию, в восточной части месторождения в районе скважины № 134Р, и имеет продолжение на Лас-Еганском ЛУ. Ачимовская толща выделяется в нижней части мегионской свиты, средняя глубина залегания 2800 м (абс.отм. - 2594 м). Общая толщина пласта изменяется от 21,8 до 40,6 м, в среднем составляя 30,6 м. Нефтенасыщенная толщина изменяется в интервале 1,1-11,6 м, средневзвешенное 2,7. Пласты ЮВ10 и ЮВ11 стратиграфически приурочены к верхней части васюганской свиты. Пласт ЮВ10 на месторождении выделяется в единичных скважинах, средняя глубина залегания составляет 2895,0 м (абс.отм. - 2745,0 м). Общая толщина пласта изменяется от 2,2 м до 5,1 м, составляя в среднем 3,3 м. Нефтенасыщенная толщина пласта принята равной 1,3 м, при изменении от 0,7 м до 3,0 м. Среднее значение песчанистости - 56,0 %, расчлененности - 1. Пласт ЮВ11 распространен повсеместно по площади месторождения, средняя глубина залегания составляет 2846,0 м (абс.отм. - 2685,0 м).Общая толщина пласта изменяется от 16,1 м до 33,4 м, составляя в среднем 27,0 м. Нефтенасыщенная толщина по скважинам изменяется от 0,8 м до 17,1 м, средняя принятая по пласту 6,7 м. Среднее значение песчанистости - 46 %, расчлененности - 5. 1.3 Характеристика пластовых флюидов Физико-химическая характеристика пластовой нефти произведена на основании анализа результатов лабораторных исследований поверхностных (устьевых) и глубинных проб пластовых флюидов. Определялись такие основные параметры нефти, как давление насыщения, газосодержание, коэффициент усадки, объемный коэффициент, вязкость и плотность нефти. Фракционный и углеводородный состав нефти изучался, как на образцах сепарированных глубинных проб, так и на большом количестве поверхностных проб. Сведения о свойствах дегазированной и пластовой нефти Нивагальского месторождения представлены в таблице 2. Таблица 2 - Свойства пластовой нефти продуктивных пластов Нивагальского месторождения
По результатам анализов устьевых (разгазированных) проб, нефть по всему разрезу месторождения характеризуется, как: среднесернистая (0,48-1,77 %, среднее значение - 0,97 %), смолистая (2,62 - 10,47 %, среднее значение - 6,5 %), парафинистая (1,32 - 6,20 %, среднее значение - 2,55 %). Плотность нефти изменяется от 818,0 до 882,0 кг/м3 и в среднем составляет 860,0 кг/м3, динамическая вязкость в пластовых условиях варьирует от 0,47 до 3,9 мПа∙с, средняя величина по разрезу составляет 1,4 мПа∙с. Полученные параметры позволяют охарактеризовать нефти в целом по месторождению, как средние по плотности с незначительной вязкостью. Далее проведен анализ полученных результатов нефти и газа по выделенным продуктивным пластам Нивагальского месторождения. Пласт АВ13. По результатам исследования поверхностных проб нефти и газа плотность нефти при 20 0С - 867,0 кг/м3, средняя величина кинематической вязкости при 20 0С - 13,40 мм2/с, при 50 0С - 5,30 мм2/с, молярная масса - 220,0 г/моль. Выход светлых фракций до 300 0С составляет в среднем 46,3 %, среднее содержание серы - 0,87 %, смол - 6,44 %, асфальтенов - 2,74 %, парафинов - 2,74 %. При однократном разгазировании среднее значение плотности нефти в пластовых условиях - 803,0 кг/м3; после сепарации - 868,0 кг/м3; динамической вязкости в пластовых условиях - 2,46 мПа∙с; газосодержание - 42,7 м3/т. При однократном разгазировании глубинных проб нефти среднее содержание углеводородов в растворенном в нефти газе составляет: метана - 81,67 %, этана - 2,64 %, пропана - 3,98 %, бутанов - 7,18 %, плотность газа - 0,941 кг/м3; из неуглеводородных компонентов присутствуют СО2 - 0,18 %, N2+редкие - 1,14 %, молярная масса газа - 22,64 г/моль, сепарированной нефти - 237,0 г/моль. По результатам ступенчатой сепарации растворенный газ в своем составе в среднем содержит: метана - 89,62 %, этана - 2,86 %, пропана - 3,90 %, бутанов - 4,87 %; из неуглеводородных компонентов присутствуют СО2 - 0,18 %, N2+редкие - 1,24 %; плотность газа - 0,796 кг/м3, газовый фактор - 40,0 м3/т, плотность сепарированной нефти - 861,0 кг/м3. По компонентному составу пластовая нефть в среднем содержит: СН4 - 24,32 %, среднее суммарное количество углеводородов С2Н6+С5Н12 - 10,21 %, диоксида углерода - 0,05 %, азот+редкие - 0,34 %, молярная масса пластовой нефти - 173,0 г/моль. Пласт АВ2. По результатам исследования поверхностных проб нефти и газа плотность нефти при 20 0С - 867,0 кг/м3, средняя величина кинематической вязкости при 20 0С - 13,60 мм2/с, при 50 0С - 5,30 мм2/с, молярная масса - 226,0 г/моль. Выход светлых фракций до 300 0С составляет в среднем 47,7 %, среднее содержание серы - 0,89 %, смол - 6,14 %, асфальтенов - 2,81 %, парафинов - 2,75 %. При однократном разгазировании, средняя плотность нефти в пластовых условиях - 807,0 кг/м3; после сепарации - 863,0 кг/м3; динамическая вязкость в пластовых условиях - 1,98 мПа∙с; газосодержание - 50,5 м3/т. При однократном разгазировании глубинных проб нефти среднее содержание углеводородов в растворенном в нефти газе составляет: метана - 79,20 %, этана - 2,78 %, пропана - 6,17 %, бутанов - 7,73 %, плотность газа - 0,976 кг/м3; из неуглеводородных компонентов присутствуют СО2 - 0,14 %, N2+редкие - 0,70 %, молярная масса газа - 23,48 г/моль, сепарированной нефти - 228,0 г/моль. По результатам ступенчатой сепарации растворенный газ в своем составе в среднем содержит: метана - 90,29 %, этана - 1,88 %, пропана - 2,21 %, бутанов - 3,78 %; из неуглеводородных компонентов присутствуют СО2 - 0,15 %, N2+редкие - 0,80 %; плотность газа - 0,796 кг/м3, газовый фактор - 43,0 м3/т, плотность сепарированной нефти - 855,0 кг/м3. По компонентному составу пластовая нефть в среднем содержит: СН4 - 25,77 %, среднее суммарное количество углеводородов С2Н6+С5Н12 - 14,82 %, диоксида углерода - 0,04 %, азот+редкие - 0,23 %, молярная масса пластовой нефти - 163,7 г/моль. Пласты БВ5 и БВ6 глубинными пробами нефти не охарактеризованы, отобрана лишь одна поверхностная проба по пласту БВ6 в скважине 6601. Параметры приняты в соответствии с предыдущим подсчетом запасов (по аналогии с Покачевским и Южно-Покачевским месторождениями). По результатам исследования поверхностных проб нефти и газа плотность нефти при 20 0С - 863,0 кг/м3, средняя величина кинематической вязкости при 20 0С - 11,0 мм2/с, при 50 0С - 4,50 мм2/с, молярная масса - 227,0 г/моль. Выход светлых фракций до 300 0С составляет в среднем 41,4 %, среднее содержание серы - 1,05 %, смол - 6,97 %, асфальтенов - 1,01 %, парафинов - 2,96 %. При однократном разгазировании средняя величина плотности нефти в пластовых условиях - 784,0 кг/м3, после сепарации - 859,0 кг/м3, динамической вязкости в пластовых условиях - 1,38 мПа∙с, газосодержания - 55,0 м3/т. При однократном разгазировании глубинных проб нефти среднее содержание углеводородов в растворенном в нефти газе составляет: метана - 64,65 %, этана - 4,46 %, пропана - 10,09 %, бутанов - 12,83 %, плотность газа - 1,198 кг/м3; из неуглеводородных компонентов присутствуют: СО2 - 0,12 %, N2+редкие - 1,77 %, молярная масса газа - 28,82 г/моль, сепарированной нефти - 220,0 г/моль. По результатам ступенчатой сепарации растворенный газ в своем составе в среднем содержит: метана - 74,34 %, этана - 4,83 %, пропана - 8,43 %, бутанов -7,64 %; из неуглеводородных компонентов присутствуют СО2 - 0,13 %, N2+редкие - 2,01 %; плотность газа - 1,003 кг/м3, газовый фактор - 47,0 м3/т, плотность сепарированной нефти - 853,0 кг/м3. По компонентному составу пластовая нефть в среднем содержит: СН4 - 21,68 %, среднее суммарное количество углеводородов С2Н6+С5Н12 - 19,65 %, диоксида углерода - 0,04 %, азот+редкие - 0,59 %, молярная масса пластовой нефти - 156,1 г/моль. Пласт БВ8. По результатам исследования поверхностных проб нефти и газа плотность нефти при 20 0С - 851,0 кг/м3, средняя величина кинематической вязкости при 20 0С - 10,1 мм2/с, при 50 0С - 4,6 мм2/с, молярная масса - 207,0 г/моль. Выход светлых фракций до 300 0С составляет в среднем 49,0 %, среднее содержание серы - 0,77 %, смол - 8,63 %, асфальтенов - 0,65 %, парафинов - 2,40 %. При однократном разгазировании средняя плотность нефти в пластовых условиях - 798,0 кг/м3; после сепарации - 847,0 кг/м3; динамическая вязкость в пластовых условиях - 1,14 мПа∙с; газосодержание - 85,0 м3/т. При однократном разгазировании глубинных проб нефти среднее содержание углеводородов в газе, растворенном в нефти, составляет: метана - 71,17 %, этана - 6,03 %, пропана - 11,69 %, бутанов - 6,46 %, плотность газа - 1,15 кг/м3; из неуглеводородных компонентов присутствуют СО2 - 0,14 %, N2+редкие - 1,20 %; молярная масса газа - 25,27 г/моль, сепарированной нефти - 195,7 г/моль. По результатам ступенчатой сепарации растворенный газ в своем составе в среднем содержит: метана - 75,93 %, этана - 6,31 %, пропана - 9,99 %, бутанов - 4,83 %; из неуглеводородных компонентов присутствуют СО2 - 0,07 %, N2+редкие - 1,05 %; плотность газа - 0,954 кг/м3, газовый фактор - 91,0 м3/т, плотность сепарированной нефти - 829,0 кг/м3. По компонентному составу пластовая нефть в среднем содержит: СН4 - 20,13 %, среднее суммарное количество углеводородов С2Н6+С5Н12 - 21,43 %, диоксида углерода - 0,04 %, азот+редкие - 0,34 %, молярная масса пластовой нефти - 144,0 г/моль. Ачимовская толща. По результатам исследований поверхностных проб нефти и газа плотность нефти при 20 0С - 857,0 кг/м3, средняя величина кинематической вязкости при 20 0С - 9,1 мм2/с, при 50 0С - 3,9 мм2/с, молярная масса - 220,0 г/моль. Выход светлых фракций до 300 0С в среднем составляет 47,5 %, серы - 1,05 %, смол - 5,65 %, асфальтенов - 1,45 %, парафинов - 2,20 %. Глубинными пробами ачимовская толща не охарактеризована, параметры нефти приняты по аналогии с пластом ЮВ1. Пласт ЮВ1. По результатам исследований поверхностных проб нефти и газа плотность нефти при 20 0С - 855,0 кг/м3, средняя величина кинематической вязкости при 20 0С - 6,8 мм2/с, при 50 0С - 3,3 мм2/с, молярная масса - 210,0 г/моль. Выход светлых фракций до 300 0С в среднем составляет 51,0 %, среднее содержание серы - 1,18 %, смол - 5,18 %, асфальтенов - 0,55 %, парафинов - 2,27 %. При однократном разгазировании параметры в среднем следующие: плотность нефти в пластовых условиях - 735,0 кг/м3; после сепарации - 845,0 кг/м3; динамическая вязкость в пластовых условиях - 0,72 мПа∙с; газосодержание - 96,0 м3/т. При однократном разгазировании глубинных проб нефти среднее содержание углеводородов в растворенном в нефти газе составляет: метана - 60,73 %, этана - 8,03 %, пропана - 14,31 %, бутанов - 9,79 %, плотность газа - 1,192 кг/м3; из неуглеводородных компонентов присутствуют СО2 - 1,24 %, N2+редкие - 1,19 %, молярная масса газа - 28,70 г/моль, сепарированной нефти - 196,0 г/моль. По результатам ступенчатой сепарации растворенный газ в своем составе в среднем содержит: метана - 66,76 %, этана - 8,44 %, пропана - 13,19 %, бутанов - 6,93 %; из неуглеводородных компонентов присутствуют СО2 - 1,37 %, N2+редкие - 1,32 %; плотность газа - 1,064 кг/м3, газовый фактор - 85,0 м3/т, плотность сепарированной нефти - 836,0 кг/м3. По компонентному составу пластовая нефть в среднем содержит: СН4 - 26,50 %, среднее суммарное количество углеводородов С2Н6+С5Н12 - 21,75 %, диоксида углерода - 0,55 %, азот+редкие - 0,52 %, молярная масса пластовой нефти - 123,0 г/моль. При установившемся составе пластовых вод глубинные пробы отбирались пробоотборниками типа ПД-3М, ВПП-300, КИИ-2М-146, КИИ-2М-95, КИИ-М-65 с глубины максимально приближенной к интервалу испытания. Пробы воды отбирались различными способами: из нефтенасыщенного пласта при совместном притоке воды с нефтью, из полностью водонасыщенного пласта при его опробовании, на устье скважины при обратной промывке. Химический состав и свойства пластовых вод изучались на этапе разведочных работ на этапе испытания и освоения пластов и в период разработки месторождения. Характеристика пластовых вод приведена в таблице 3. Таблица 3 - Свойства и химический состав пластовых вод Нивагальского месторождения
Пласт АВ13. Пластовые воды пласта АВ13 преимущественно хлоридно-кальциевого типа с минерализацией 21,12 г/л. Плотность воды в пластовых условиях 1,002 г/см3, в поверхностных - 1,014 г/см3; вязкость воды - 0,47 мПа∙с. Содержание ионов натрия+калия в среднем составляет 7386,64 мг/л, ионов кальция - 746,36 мг/л, магния - 150,32 мг/л, хлор-ионов - 12530,3 мг/л, гидрокарбонат-ионов - 285,35 мг/л. По величине рН=6,67 пластовые воды относятся к нейтральным. Содержание ионов аммония в воде составляет 25,20 мг/л, брома - 57,90 мг/л, йода - 12,11 мг/л, фтора - 1,81 мг/л. Пласт АВ2. Пластовые воды пласта АВ2 преимущественно хлоркальциевого типа с минерализацией 22,82 г/л. Плотность воды в пластовых условиях 1,005 г/см3, в поверхностных - 1,014 г/см3; вязкость воды - 0,49 мПа∙с. Содержание ионов натрия+калия в среднем составляет 8006,68 мг/л, кальция - 793,95 мг/л, магния - 156,20 мг/л, хлор-ионов - 13495,27 мг/л, гидрокарбонат-ионов - 362,96 мг/л. По величине рН=6,66 воды относятся к нейтральному типу. Содержание ионов аммония в воде - 30,0 мг/л, брома - 66,08 мг/л, йода - 3,75 мг/л, фтора - 1,15 мг/л. Пласт БВ5. Пластовые воды преимущественно хлоркальциевого типа, с минерализацией 24,43 г/л. Плотность воды в пластовых условиях 0,992 г/см3, в поверхностных - 1,016 г/см3; вязкость воды в пластовых условиях - 0,38 мПа∙с. Содержание ионов натрия+калия в среднем - 8378,40 мг/л, ионов кальция - 1142,28 мг/л, ионов магния - 81,07 мг/л, хлор-ионов - 14403,53 мг/л, гидрокарбонат-ионов - 429,18 мг/л. По величине рН=5,93 относятся к слабокислым. Пласт БВ6. Пластовые воды преимущественно хлоркальциевого типа, с минерализацией 23,52 г/л. Плотность воды в пластовых условиях 0,992 г/см3, в поверхностных - 1,015 г/см3; вязкость воды в пластовых условиях - 0,38 мПа∙с. Содержание ионов натрия+калия в среднем составляет 8199,78 мг/л, кальция - 940,78 мг/л, магния - 95,88 мг/л, хлор-ионов - 13717,62 мг/л, гидрокарбонат-ионов - 468,3 мг/л. По величине рН=6,07 относятся к слабокислым. Пласт БВ8. Пластовые воды преимущественно хлоркальциевого типа с минерализацией 25,47 г/л. Плотность воды в пластовых условиях 0,989 г/см3, в поверхностных - 1,016 г/см3; вязкость воды в пластовых условиях - 0,36 мПа∙с. Содержание ионов натрия+калия в среднем - 8929,80 мг/л, ионов кальция - 996,69 мг/л, ионов магния - 79,53 мг/л, хлор-ионов - 14846,10 мг/л, гидрокарбонат-ионов - 619,36 мг/л. По величине рН=6,49 относятся к слабокислым. Содержание ионов аммония в воде - 75,00 мг/л, брома - 57,12 мг/л, йода - 13,12 мг/л, фтора - 0,95 мг/л. Пласт ЮВ1. Пластовые воды преимущественно хлоркальциевого типа с минерализацией 30,01 г/л. Плотность воды в пластовых условиях 0,987 г/см3, в поверхностных - 1,021 г/см3; вязкость воды - 0,32 мПа∙с. Содержание ионов натрия+калия в среднем - 9551,12 мг/л, ионов кальция - 426,80 мг/л, магния - 164,72 мг/л, хлор-ионов - 14314,8 мг/л, гидрокарбонат-ионов - 1183,51 мг/л. По величине рН=6,55 относятся к нейтральному типу. Содержание ионов аммония в воде - 32,50 мг/л, брома - 45,17 мг/л, йода - 2,33 мг/л, фтора - 1,52 мг/л. 2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Состояние разработки месторождения Месторождение находится в эксплуатации 32 года. На сегодняшний день в разработке пять объектов: АВ1-2, БВ5, БВ6, БВ8, ЮВ1. Объект АВ1-2 находится в эксплуатации с 1985 года, объект ЮВ1 - с 1987 года. Объекты БВ5, БВ6, БВ8 введены в разработку скважинами возвратного фонда в 1987, 1988 и 2000 гг. соответственно. Объект Ачимовская толща на дату анализа не разрабатывается. С начала разработки из продуктивных пластов месторождения отобрано 33394 тыс.т нефти или 39,1 % от НИЗ (таблица 4), текущий КИН (категория АВ1) - 0,120. Жидкости с начала разработки добыто 164329 тыс.т, накопленный водонефтяной фактор - 3,9. Основными объектами разработки являются АВ1-2, обеспечивший 70,2 % накопленной добычи и ЮВ1 - 27,5 % добычи нефти месторождения (рисунок 2). | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||