Дипломная работа: Применение соляно-кислотной обработки призабойных зон скважин
Запасы нефти в башкирско-серпуховских отложениях распределены неравномерно и, в основном, сосредоточены в серпуховских отложениях.
Коллекторские свойства по пористости и проницаемости представлены в таблице 1.
1.5 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.
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 – 23 °С. 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 20°С 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/м
, вязкость 1,03–1,84мПа×с. (табл. 2)
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/м, сепарированной – 906,8 кг/м3 , пластовая температура 23°С. По данным анализов поверхностных проб нефти серпуховского яруса относятся к группе тяжелых нефтей – плотность в поверхностных условиях составляет917,3
кг/м3 . По содержанию серы – 2,6% масс и парафина – 5% масс нефть является высокосернистой, парафинистой. Кинематическая вязкость при 200 С 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/м, вязкость 1,03–1,8 мПа×с. (табл. 4)
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 2–6, 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 2. Физические свойства пластовых вод 302 залежи
| Наименование | Диапазон изменения | Среднее значение |
| Газосодержание, м/т | 0,13 | 0,13 |
| в т.ч. сероводорода, м/т | 0,006 | 0,006 |
| Вязкость, мПа×с | 1,03–1,8 | 1,1 |
| Общая минерализация, г/л | 7,5587–158,605 | 56,689 |
| Плотность, кг/м | 1005–1180 | 1040 |
Таблица 3. Содержание ионов и примесей в пластовых водах 302 залежи
| Наименование | Диапазон изменения | Среднее значение |
CL | 55,16–4141,8 | 893,21 |
SO | 0,0–81,51 | 37,53 |
HCO | 0,4–13,4 | 5,39 |
Ca | 9,9–677,3 | 83,21 |
| Mg | 1,55–168,02 | 38,48 |
KNa | 93,82–3144,15 | 731,72 |
Таблица 4. Физические свойства пластовых вод 303 залежи
| Наименование | Диапазон изменения | Среднее значение |
| Газосодержание, м/т | 0,14 | 0,14 |
| в т.ч. сероводорода, м/т | 0,008 | 0,008 |
| Вязкость, мПа×с | 1,03–1,8 | 1,1 |
| Общая минерализация, г/л | 17,775–229,0226 | 47,105 |
| Плотность, кг/ м | 1009–1175 | 1036 |
Таблица 5. Содержание ионов и примесей в пластовых водах 303 залежи
| Наименование | Диапазон изменения | Среднее значение |
| CL | 164,58–3982,5 | 694,42 |
| SO | 0,03–90,89 | 50,41 |
| HCO | 0,0–14,26 | 5,76 |
| Ca | 13,06–600 | 66,44 |
| Mg | 11,29–162,13 | 34,84 |
| KNa | 218,26–3092,74 | 601,32 |
Таблица 6. Свойства пластовой нефти
| Наименование | Серпуховский ярус | Башкирский ярус | |
| Среднее значение | |||
| Давление насыщения газом, МПа | 1,3 | 1,4 | |
| Газосодержание, м3 /т | 4,72 | 5,9 | |
| Плотность, кг/м3 | в пластовых условиях | 883,8 | 877 |
| сепарированной нефти | 906,8 | 898,7 | |
| в поверхностных условиях | 917,3 | 908,6 | |
| Вязкость, мПа×с | 52,87 | 43,62 | |
| Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли единиц | 1,032 | 1,034 | |
| Содержание сероводорода в попутном газе, м3 /т | 0,008 | 0,006 | |
| Пластовая температура, °С | 23 | ||
1.6 Режим залежи
Энергетическое состояние залежи – главный фактор ограничивающий темпы ее разработки и полноту извлечения нефти и газа. Каждая залежь обладает запасом пластовой энергии, которая тем больше пластовое давление и размеры залежи. Пока залежь не вскрыта скважинами, нефть и газ в ней неподвижны. Запасы пластовой энергии до тех пор велики, пока не произойдет сообщение пласта со скважиной. Поэтому для характеристики преобладающей в процессе разработки
формы пластовой энергии введено понятие режима работы залежи. Для нефтяных месторождений принято выделять водонапорный, упругий, газонапорный, растворенного газа и гравитационный режимы.
Ромашкинское месторождение работает на водонапорном режиме. Водонапорный режим предполагает возникновение таких условий в залежи, когда нефть находится под постоянным воздействием контурных вод, в свою очередь имеющих постоянный источник питания. При этом происходит непрерывное замещение переместившегося в скважине объема нефти таким же объемом воды.
При учете объемов поступающей в пласт воды, можно добиться такого режима работы залежи, при котором скважины будут работать фонтанным способом в длительное время.
Учитывая, что характеристика нефтяных пластов, на которые воздействует вода неоднородно, то может возникнуть неравномерный характер продвижения воды и нефти на отдельных участках и нарушение режима работы залежи. В частности, величина давления ниже давления насыщения (предельная величина давления, при котором весь газ растворен в жидкости) и начнется интенсивное выделение газа в пласт. Это в свою очередь приведет к изменению режима работы залежи. Условиями, благоприятствующими осуществлению водонапорного режима является: а) хорошая сообщаемость нефтяной залежи с водяным резервуаром; б) небольшая вязкость нефти; в) однородность пласта по проницаемости; г) соответствие темпов отбора нефти и продвижения воды. Естественный водонапорный режим обеспечивает разработку месторождения медленными темпами и требует значительного притока подстилающих вод. Кроме того, он трудно регулируем. Наиболее эффективный искусственный водонапорный режим, разработанной заранее схеме и контролируя ее объемы, удается более эффективно вести разработку месторождения.