Дипломная работа: Выбор и расчет оборудования для депарафинизации нефтяных скважин в условиях НГДУ "ЛН"
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 0 С; 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 0 С- 7,3 % объёма; до 200 0 С - 26,2 % объёма; от 300 0 С - 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