Анализ применения малогабаритных ЭЦН в скважинах после ЗБС Самотлорского месторождения. ДИПЛОМ БАКАЛАВРА 228. тюменский индустриальный университет филиал тиу в г. Нижневартовске

• Название: тюменский индустриальный университет филиал тиу в г. Нижневартовске
• Анкор: Анализ применения малогабаритных ЭЦН в скважинах после ЗБС Самотлорского месторождения
• Дата: 11.06.2022
• Размер: 6.42 Mb.
• Имя файла: ДИПЛОМ БАКАЛАВРА 228.docx
• Тип: Пояснительная записка; #585574
• страница: 4 из 10

1.3 Свойства и состав пластовых флюидов

Распределение начальных извлекаемых запасов по объектам разработки представлено на рисунке 1.6 (в группу «остальные» отнесены мелкие объекты

разработки, вносящие небольшой вклад в общие запасы месторождения – АВ6-8.

БВ0-4, БВ7, БВ16-22, ЮВ1. На данном рисунке естественно выделяется объект БВ8, коэффициент извлечения нефти которого является наивысшим, среди всех объектов Самотлорского месторождения, и составляет 35%.

Объекты группы АВ так же характеризуются высокими показателями начальных извлекаемых запасов, суммарно, доля НИЗ для объектов группы АВ составляет 56% .

На долю каждого из остальных объектов разработки приходится менее 10% начальных извлекаемых запасов. НИЗ – 1 932 773,0 тысяч тонн.







Рисунок 1.6 – Распределение начальных извлекаемых запасов по объектам Самотлорского месторождения.

Распределение остаточных извлекаемых запасов нефти по объектам Самотлорского месторождения приведено на рисунке 1.7.

Наибольшие остаточные запасы сосредоточены на группе объектов категории АВ, они составляют порядка 73% от общих остаточных запасов месторождения, из этого следует, что именно на эту группу пластов будет сосредоточена основная часть технологических мероприятий по извлечению остаточных запасов нефти.

На долю пластов категории БВ, относятся 23% остаточных запасов нефти Самотлорского месторождения, это объясняется достаточно высокими показателями выработки начально извлекаемых запасов.




Рисунок 1.7 - Распределение остаточных извлекаемых запасов по объектам разработки Самотлорского месторождения

По содержанию парафина нефти всех горизонтов, за исключением АВ4-5 относятся к типу высокопарафинистых, нефти горизонта АВ4-5 умеренно парафинистые. Пластовые нефти горизонтов БВ8 и БВ10 характеризуются сравнительно низким давлением насыщения, которое меньше первоначального пластового в два раза.

Газонасыщенность пластовых нефтей по глубинным пробам составляет 104 – 107 м3/м3 . Вязкость их в пластовых условиях практически равна 1,7 мПа∙с.

Пластовые воды продуктивных горизонтов Самотлорского месторождения относятся к хлоркальциевому типу с высоким содержанием ионов кальция и относительно низким содержанием гидрокарбонатов.

Для целей поддержания пластового давления на месторождении используют поверхностные воды, что привело к формированию нестабильных вод. В результате чего на подземном и наземном оборудовании и в системах подготовки нефти наблюдается отложение карбонатных солей [1].

В таблицах 1.1, 1.2, 1.3 представлены общие характеристики составов нефти, газа и воды и их особенности.

Таблица 1.1 – Физико-химические свойства пластовой нефти и фракционный состав разгазированной нефти

Название	АВ1	АВ11-2	АВ13	АВ2-3	АВ4-5	АВ6-7	БВ80	БВ81-2	БВ83	БВ100	БВ101-2	ЮВ1
Плотность при 25℃, кг/м3	826	827	831	893	732	754	684	742	763	783	812	834
Вязкость при 25℃, мПас	7,3	4,5	6,6	6,4	15,6	12,5	12,5	5,3	4,2	5,1	5,3	6,2
Газовый фактор, м3/т	58,2	57,4	69,9	62,3	52,8	-	65,8	53,5	72,6	68,4	73,2	65,3
Давление насыщения, МПа	11,2	7,3	12,5	12,3	11,5	-	11,3	12,4	12,7	11,5	9,4	8,8
Содержание, %
Серы	1,2	1,3	1,1	1,2	1,4	-	1,1	1,2	1,3	1,1	1,2	0,98
Смол	4,3	4,9	4,8	5,7	4,9	2,12	3,8	4,9	5,4	3,9	5,1	7,1
Асфальтенов	1,2	1,8	1,5	1,9	2,3	1,0	1,1	1,5	1,1	1,3	1,2	2
Парафина	1,1	2,8	4,2	4,1	2,1	3,1	5,1	4,2	4,1	4,1	4	2,9
Начало кипения, ℃	49	61	55	48	69	82	51	53	59	49	51	79
Фракционный состав, %, до ℃:100	5	4,5	7	6,3	2,6	2	6,4	6,3	6,2	6,4	6,12	2,9
200	26	27,6	26,3	25,3	19,9	28	27	29	27	29,1	28,3	31
300	49,1	52,5	44,5	48,9	46,3	44,5	45	43	46	48	35	48

Таблица 1.2 – Свойства и компонентный состав газа

Наименование	АВ1	АВ11-2	АВ13	АВ2-3	АВ4-5	БВ80	БВ81-2	БВ83	БВ10	ЮВ1
Относительная плотность	0,84	0,93	0,87	0,86	0,756	0,94	0,93	0,92	0,91	0,89
Молекулярная масса	20	22	20,6	20,6	18,2	22	22	22	21,9	21,3

Продолжение таблицы 1.2

Диоксида углерода	0,12	0,15	0,13	0,2	1,31	0,31	0,4	0,35	0,32	0,53
Азота	1,23	1,31	1,14	0,74	0,31	1,14	1,54	1,42	1,56	3,25
Метана	82,1	81,5	83,56	73,21	82,3	66,7	66,9	67,4	67,6	72,4
Этана	3,4	4,19	3,69	3,67	1,24	5,7	6,67	5,64	6,17	4,58
Пропана	4,14	5,25	5,33	4,72	1,58	8,62	7,66	7,4	6,63	5,42

Таблица 1.3 – Свойства и состав воды по пластам

Параметр	АВ1	АВ2-3	АВ4-5	АВ6-7	БВ8	БВ10	ЮВ1
Плотность в пластовых условиях, кг/м³	1002	1006	1008	1007	1013	1012	992
Общая минерализация, г/л	18,4	24,1	24,5	21,8	26,3	28,3	25,5
Вязкость в пластовых условиях, мПа·с	0,46	0,47	0,48	0,49	0,35	0,43	0,3
Газосодержание, м³/т	2,18	2,23	2,25	2,13	2,34	2,33	2,32

В таблице 1.4 представлены основные геолого-физические параметры продуктивных отложений месторождения.

Таблица 1.4 – Геолого-физические параметры продуктивных отложений месторождения

Показатели	Пласты
	АВ1 1	АВ1 3	АВ2-3		АВ4-5	БВ8		БВ10
Стратиграфия	Алымская свита аптского яруса		Вартовская свита готерив-барремского яруса нижнего мела				Мегионская свита валанжинского яруса
Глубина залегания Площадь нефтеносности, км2 Тип залежи	1560 1135	1590 1063,5	1699 1042,75	1780 390,25		1990 690,5			2100 492,63 Пластовосводовый с литологическим экраном
	Пластовосводовый
Нефтенасыщ-енная толщина пласта, м	Смешанный (Терригенный и Карбонатный)

2 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ