24867 (Выбор и расчет оборудования для депарафинизации нефтяных скважин в условиях НГДУ "ЛН"), страница 2
Описание файла
Документ из архива "Выбор и расчет оборудования для депарафинизации нефтяных скважин в условиях НГДУ "ЛН"", который расположен в категории "". Всё это находится в предмете "геология" из , которые можно найти в файловом архиве . Не смотря на прямую связь этого архива с , его также можно найти и в других разделах. Архив можно найти в разделе "остальное", в предмете "геология" в общих файлах.
Онлайн просмотр документа "24867"
Текст 2 страницы из документа "24867"
1.4 Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
Коллекторские свойства эксплуатационного объекта охарактеризованы в таблице 1.
Таблица 1
| Метод исследования | Наименование | Проницаемость мкм2 | Пористость | Начальная | |
| нефтенасыщенность | Газонасыщенность | ||||
| Лабораторные исследования керна | Количество скважин Количество определений Среднее значение Коэффициент вариации | 29 505 0,384 67,3 % | 30 605 20,9 16,6 % | 18 400 0,818 14,2 % | - - - - |
| Лабораторные исследования керна | Интервал изменения параметров | 0,001 - 1,3 | 3,2 - 28,2 | 0,228 - 0,967 | - |
| Геофизические исследования керна | Количество скважин Количество определений Среднее значение | 212 389 0,283 | 454 1270 18,8 | 451 1248 0,805 | - - - |
Они получены на основании достаточно представленных лабораторных исследований кернов и результатов исследований геофизическими методами.
Обращает на себя внимание как значительно меньшее количество скважин, по которым отобран керновый материал, так и более высокие значения параметров, по сравнению с результатами геофизических исследований. Интервалы измерения параметров довольно значительны и особенно по керновым данным, что указывает на значительную неоднородность коллекторов, слагающих продуктивные пласты. Общая толщина горизонта изменяется в пределах площади от 26,0 до 56,0м составляя в среднем 39 м, нефтяная в среднем равна 9,8 м изменяясь в пределах от 2,0 до 30 м её средняя эффективная толщина равна 18,6 м изменяясь от 4,0 до 38,0 м.
Поскольку в пределах водонефтяной зоны рассматриваются пласты с подошвенной водой, то их общая и эффективная толщина равна. Свойством сложённости строения эксплуатационного объекта площади могут служить данные, приведённые в таблице 2.
Таблица 2
| Количество скважин используемых для определения | Коэффициент песчанности, К п | Коэффициент расчленности, К р | ||
| Среднее значение | Коэффициент вариации | Среднее значение | Коэффициент вариации | |
| 235 | 0,35 | 40,0 | 4,5 | 28,0 |
По данным можно сделать вывод о наличии в разрезе объекта значительного количества пластов, соотношение эффективной толщины продуктивной части и общей толщины горизонта Д1 в пределах Западно - Лениногорской площади.
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
| Наименование обсадных колонн | Диаметр обсадных колонн, мм | Глубина спуска, м | Диаметр долота, мм | Высота подъёма цемента |
| Направление | 324 | 20 | 393,7 | до устья |
| Кондуктор | 245 | 300 | 295,3 | до устья |
| Экспл. колонна | 146 (168) | 1800 | 215,9 | до устья |
324 245 146(168)
3
0-40 м
2 00 - 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.
2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Характеристика фонда скважин применяемого в ЦДН и Г № 1 НГДУ «ЛН»
Эксплуатационный фонд скважин в ЦДН и Г № 1 НГДУ «ЛН” составляет 697 скважин. Ниже приведены основные данные по фонду скважин.
