Дипломная работа: Выбор и расчет оборудования для депарафинизации нефтяных скважин в условиях НГДУ "ЛН"

В пределах площади изучение тектоники проводилось по структурной карте, построенной по кровле пашийского горизонта (подошва ренеры “Верхний известняк”). Абсолютные отметки этой поверхности колеблются от 1955 м на севере площади (зона Южно - Ромашкинского разрежающего ряда, участки скважин 2081, 1085, 2087, 1077 а, 2096) до 1497,8 (скв 3542, южно- восточная часть). Западно - Лениногорская площадь вытянута в субтронном направлении, в основном по простиранию поверхности “верхнего известняка.

Общая картина моноклинальности осложняется отдельными небольшими выступами в субмеридиальном направлении. Из них важнейшими прогибы на западной границе площади (по линии скважин 2080, 3551, 6243, 6443, 6427 амплитуда до 13 м). С запада выступ ограничивается прогибом по линии скважин 2094 - 6444, на востоке он постепенно переходит в моноклинальный склон. Меньшие размеры имеют выступ в юго-восточной части площади (скважины 6456, 8723, 8761) прогибы по линии скважин 6224- 6388, 6161, 6162, 6392. Все перечисленные структуры являются по отложению к моноклинальному склону в пределах площади структурами 2-го подряда.

Из структур 3-го подряда можно отметить небольшие выступы (скважины 6215, 6215а, 6079) и прогибы (6017, 6224, 6313) осложняющие структуры 2-го порядка, имеющие обычную форму, близкую к изотермической и зафиксированы в 1-2-х скважинах. Углы падения на площади не превышают 1⁰ , обычно составляя несколько минут (0,7^° ). Более резким он является в центре площади, на линии скважины 697- 3542, где достигает величины 0^° 12^´ .

Структурные планы продуктивных пластов горизонты Д₁ (а; б 1,2;б₃ ; в; г; д.) в основном совпадают со структурным планом поверхности рапера “ верхний известняк “. Расхождение в деталях объясняются особенностями составления структурных карт по поверхностям продуктивных пластов, когда стратиграфическая поверхность может местами заменяться поверхностью литологической.

1.3 Стратиграфия

Наиболее древними образованьями, которые вскрыты скважинами, являются породы кристаллического фундамента, возраст которых определён как - архейский. Сложены они либо метаморфизованными породами, представленными бионито - гранитовыми, бионито - платопладовыми и бионито - склинятовыми гнейсами, либо изверженными породами, внедрившимся в толщу гнейсов. К древним гранитам относятся платоплодовые гранито-гнейсы, кварцевые диориты, габурдиайоды. Зона развития магматических пород характеризуется полосовыми аномалиями, гравитационными и магнитными полями. Для них характерна узкая линейная протяженность.

В состав осадочной толщи Ромашкинского месторождения входят отложения девонской, каменноугольной, пермской и четвертичной систем. Породы палеозойского осадочного комплекса залегают на метаморфизованном первично- осадочном кристаллизационном фундаменте.

Девонские образования в пределах Ромашкинского нефтяного месторождения представлены двумя отделами - средними и верхними. В среднем отделе выделяются два яруса эйфельский и алевролито - глинистыми породами.

Пашийский горизонт является основным промышленным объектом данного месторождения. Нижняя его граница - кровля аргелитовой пачки (репер “глина “) над пластом Д₂ . Верхняя граница пашийского горизонта производится по подошве карбонатной пачки “ верхний известняк “. Мощность горизонта колеблется от 24 м (северо-восточная часть) до 52 м (юго-западная часть месторождения).

Пашийский горизонт представлен пятью алевролито - песчаными пачками (пласт Д₁ - а, Д₁ - б, Д₁ - в, Д₁ - г, Д₁ - д.), подразделенными алевролито - глинистыми отделами. К пашийским отложениям (горизонта Д₁₎ нижнефранского подъяруса приурочена основная залежь Ромашкинского месторождения. Нефть относится к типу смолистых, сернистых и парафинистых. Удельный вес смол 27 - 37 %, парафина 53 %, средняя вязкость нефти по месторождению составляет 30 сП.

Начальный статический уровень подземных вод, терригенной части девона Ромашкинского месторождения (до его разработки) находилась на абсолютных отметках минус 15 - 25 м. Пластовое давление на контуре нефтеносности горизонта Д₁ = 17,5 Па.

Сейчас движение жидкости в горизонте Д₁ переходит от нагнетательных рядов и эксплуатационным. Скорость движения пластовых вод в горизонте Д₁ повышается по сравнению с естественной, существовавшей до начала разработки месторождения, в сотни тысяч раз. В пьезометрических скважинах на горизонтах Д₁ и Д₂ статический уровень измеряется сейчас в пределах отметок минус 292 м. плюс 217 м; пластовое давление 14,5 – 21,0 Па.

В связи с увеличением закачкой холодной воды в участки горизонта Д₁ , геотермические условия его также несколько изменяются в сторону некоторого снижения пластовой температуры.

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 %	« 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 » К-во Просмотров: 1136 Бесплатно скачать Дипломная работа: Выбор и расчет оборудования для депарафинизации нефтяных скважин в условиях НГДУ "ЛН" >>> Скачать <<< Меню Поиск