Курсовая работа: Применение новых технологий при проведении ремонтно-изоляционных работ
Именно этим и обусловлено существование таких понятий, при решении проблемы РИР во многих нефтяных районах нашей страны.
Изложенные в предлагаемой работе исследования выполнены в БашНИПИнефти под руководством и при непосредственном участии авторов и совместно с В,А. Стрижневым Е.И. Рубшювым, Э.М. Тимашевым и Р.З. Сайфутдиновой, Б.Я. Зарецким, Г.И. Третьяковой и К.Н. Соломеш.
В проведении лабораторных исследований по изысканию и разработке рецептуры изоляционных материалов принимал участие коллектив сектора капитального и текущего ремонта скважин БашНИПИнефти: Л.В. Торбеева, Н.С. Зеленчук, А.Б. Логинов, А.А. Галиева.
Исследования по изучению условий проведения ремонтно изоляционных работ в скважинах, разработке и совершенствованию методов и технологии ремонтных работ и внедрение их в скважинах месторождений Башкирии проводили при активном участии инженерно-технических работников НГДУ Южарланнефть: В.С. Асмоловского, Ф.Я. Исламова, М.И. Шулындина, Р.К. Шарафутдинова, Ф,И, Мухаметшина, К.Х Хайнуллина, И,Ф. Мазитова, А.В Годованкого, И.А. Корепанова, А.Д. Габдрахманова; НГДУ Туймазанефть: В.А. Кобелевой, П.И. Лоторева, Н.Ф. Разгоняева, Н.А. Хайдаровой, В.А. Сургучева, В.И. Ионова, З.С. Газиэова, Ф.М. Якупова, Р.Я. Ахтямовой.
Тема курсового проекта – применение новых технологий при проведении ремонтно-изоляционных работ.
1 Геологическая часть
1.1 Физико-химические свойства нефти, газа и воды, насыщающих продуктивные пласты
Характеристика нефти.
Нефти Арланского месторождении изучены по пробам, отобранным как в поверхностных так и глубинных условиях.
Характеристики нефти в поверхностных условиях изучались в лабораториях ЦНИПРов НГДУ «Башнефть», и лаборатории геохимии БашНИПИнефть. Результаты исследований отражены в таблице 1.
Таблица 1 - Свойства нефти в поверхностных условиях
| Показатель | Пласты | |||
| СIII | С IV | CVI | Совместно несколько пластов | |
| Удельный вес нефти, т / м 3 | 0,893 | 0,898 | 0,893 | 0,897 |
| Кинематическая вязкость, см 3 /с | 41,5 | 49,7 | 43,6 | 53,3 |
| Асфальтены | - | 7,4 | 6,8 | 6,9 |
| Смолы селикогелевые | 14,9 | 18,2 | 24,7 | 17,6 |
| Сера | 2,32 | 2,78 | 2,69 | 2,76 |
| Парафины | 1,87 | 3,2 | 1,77 | 2,13 |
| Температура плавления парафина, 0 С | 55 | 54 | 54 | 54 |
| Температура начала кипения нефти, 0 С | 75 | 74 | 69 | 75 |
| Содержание светлых фракций (% весовых) при температуре 200 0 С | 18 | 18 | 22 | 19 |
Глубинных проб нефти отобрано всего 62, из них 46 проб – из скважин, в которых продуктивный пласт перфорирован раздельно. Наиболее полно изучен продуктивный пласт С IV.
Плотность нефти по глубинным пробам и по разгазированным пробам из отложений терригенной толщи нижнего карбона изменяется от 0,889 до 0,896 г/см 3, составляя в среднем 0,890 г/см 3. Свойства нефти в пластовых условиях приведены в таблице 2.
Вязкость по терригенной толщи при среднем давлении насыщения 5,9 мПа*с равна 24,1 мПа*с, газонасыщенность в среднем равна 14,0 м3 /т.
Таблица 2 - Свойства нефти в пластовых условиях
| Показатель | Пласты | |||
| СIII | С IV | C VI | Совместно несколько пластов | |
| Давление насыщения, МПа | 5,7 | 6,6 | 5,9 | 5,2 |
| Коэф-т объемной упругости * 10 –4 МПа-1 | 6,6 | 6,4 | 6,6 | 6,0 |
|
Температурный коэффициент объемного расширения * 10 –4 / 0 С | 7,3 | 7,43 | 7,23 | 7,33 |
| Плотность нефти, т/м 3 при | ||||
| Р пл, МПа | 0,889 | 0,880 | 0,880 | 0,885 |
| Р нас, МПа | 0,883 | 0,874 | 0,874 | 0,877 |
| Р атм, МПа | 0,894 | 0,892 | 0,889 | 0,893 |
| Вязкость нефти, МПа * с, при | ||||
| Р пл, МПа | 33,9 | 25,8 | 28,0 | 25,6 |
| Р нас, МПа | 28,6 | 21,3 | 24,1 | 19,6 |
| Р атм, МПа | 44,4 | 35,4 | 44,1 | 38,4 |
| Усадка нефти от Р пл | 3,2 | 3,77 | 2,52 | 3,44 |
| Объемный коэффициент | 1,030 | 1,041 | 1,026 | 1,036 |
| Газовый фактор, м3 / т | 19,8 | 13,2 | 11,9 | 8,3 |
В поверхностных условиях изучены 142 пробы нефти; 121 проба отобрана из отложений терригенной толщи и 21 проба из карбонатных отложений. Нефти исследованы как раздельно по каждому продуктивному пласту, так и в целом по разрезу, так как продуктивные пласты работают в основном совместно. Нефти по пробам терригенной толщи тяжелые, средняя плотность по терригенной толщи составляет 0,899 г/см3 , вязкие (терригенная толща – 62мм2 /с). Массовая доля смол составляет для ТТНК – 20,7%, асфальтенов - 7,5%. Нефти парафиновые – 2,4 % и высокосернистые - 2,7% . Нефти терригенной толщи изучались на содержание редких металлов – среднее содержание ванадия равно 150г/т и никеля – 50 г/т.
Характеристика попутного газа.
Состав попутного газа изучен по пробам пластовой нефти, отобранным из отложений нижнего карбона, из которых выделен растворенный в ней газ.
Попутные газы Арланского месторождения жирные, в своем составе содержат бензиновые фракции. Содержание азота составляет 35%. Состав попутного газа отражен в таблице 3.
В углеводородной части преобладающими являются метан и пропан. Содержание этана почти в 2 раза ниже, чем содержание бутанов, содержание бутанов, содержание которых приблизительно равно половине содержания метана. В целом содержание углеводородной части составляет 64%. Сероводорода в попутном нефтяном газе не обнаружено.
Плотность газа по пробам из отложений терригенной толщи изменяется от 1,036 до 1,224 г/см3 . Газонасыщенность по всем пробам терригенной толщи нижнего карбона изменяется от 3,6 до 19,84 м3 /т и составляет в среднем – 14,0 м3 /т.
В компонентных составах газов разгазированной и пластовой нефти выделены углеводородные соединения от метана до гексана. Доля метана по объему равна 19,13%, пропана- 20,86%, содержание азота – 35,24% по объему. Сероводород обнаружен лишь в двух скважинах в небольших количествах. Содержание углекислого газа составляет в среднем 1,02%. Гелий исследован по пяти пробам, в двух случаях он не обнаружен, в трех – среднее значение равно 0,022%, т.е. содержание гелия некондиционное.
Характеристика пластовых вод.
Водоносными в терригенной толще нижнего карбона являются песчаные и песчано-алевролитовые пласты, залегающие среди аргиллитов и глинистых сланцев. Пробы пластовой воды отбирались из разведочных, а в процессе разработки – из эксплуатационных скважин.
Пластовые воды терригенной толщи нижнего карбона представляют собой минерализованные растворы, содержащие в основном хлориды кальция, магния и натрия. По классификации Сулина В.А. они относятся к хлоркальциевому типу. Во многих пробах пластовой воды присутствуют редкие компоненты – йод, бром, двуокись бора, аммиак, окислы железа. Плотность вод в среднем равна 1,17 – 1,18 г/см3 , общая минерализация изменяется в пределах 592 до 998 мг/экв на 100г.
Таблица 3 – Компонентный состав нефтяного газа
| Наименование | Значение | |
| % мольн.. | % массов. | |
| Сероводород | - | - |
| Углекислый газ | 1,02 | 1,27 |
| Азот | 35,24 | 27,87 |
| Гелий | 0,022 | - |
| Метан | 19,13 | 8,67 |
| Этан | 6,78 | 5,74 |
| Пропан | 20,86 | 25,91 |
| Изобутан | 3,72 | 6,09 |
| Н-бутан | 7,85 | 12,82 |
| Изопентан | 2,26 | 4,58 |
| Н-пентан | 1,81 | 3,69 |
| Гексан + высшие | 1,36 | 3,39 |
1.2 Динамика основных показателей скважин
Запасы нефти в процессе разбуривания существенно увеличились от проектных, в основном, за счет расширения площади нефтеносности и ввода в разработку новых площадей, запасы которых были выведены за баланс.
Арланское месторождение с самого начала в основном было разбурено с плотностью сетки 12,5 га/скв., кроме того, было осуществлено раздельное разбуривание залежи в мощном VI пласте. Эти меры позволили существенно увеличить темпы разработки, которые составляли в максимуме 5,6% от наименьшего извлекаемого запаса.
Динамика разработки Арланского месторождения во времени приведена на рисунке 1.