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