Курсовая работа: Установление режима работы ШСНУ с учетом влияния деформации штанг и труб для скважины №796 Серафимовского месторождения
В отложениях живейского яруса нефтеносной является терригенная толщина муллинского горизонта.
На Серафимовском месторождении выделяют три гидрогеологических комплексов - верхний, средний и нижний. В верхний комплекс входят поверхностные и грунтовые воды, воды татарского, казанского и уфимского ярусов. В средний водоносный комплекс включаются водоносные горизонты пористо-кавернозных и трещиноватых карбонатных отложений карбона /2/.
1.4 Характеристика пластовых флюидов
1.4.1 Свойства нефти
Свойства и состав пластовых и разгазированных нефтей приведены в таблицах 2 – 5 /2/.
Таблица 2
Свойства пластовых нефтей
| Показатели | Горизонты | |
| Д-I | Д-II | |
| Давление насыщения, МПа | 9,22 | 9,00 |
| Удельный объем при Рнас | 1,0082 | 1,0087 |
| Коэффициент сжимаемости | 9,83 | 10,2 |
| Плотность, г/см | 0,788 | 0,779 |
| Вязкость , мПа с | 2,43 | 1,78 |
| Объемный коэффициент | 1,15 | 1,16 |
| Газосодержание, м3/м3 | 52,0 | 51,8 |
Таблица 3
Состав пластовой нефти
| Компоненты | Содержание | |
| Д-I | Д-II | |
| N2 | 4,46 | 3,91 |
| CH4 | 13,29 | 12,39 |
| C2H6 | 5,3 | 7,01 |
| C3H8 | 8,85 | 9,62 |
| С4Н10 | 1,34 | 1,73 |
| С5Н12 | 1,09 | 0,71 |
| С6Н14+ высшее | 9,4 | 8,08 |
Таблица 4
Свойства поверхностных нефтей
| Показатели | Горизонты | |
| Д-I | Д-II | |
| Удельный вес, гр/см3 | 0,853 | 0,848 |
| Кинематическая вязкость, мм2/с | 15 | 15 |
| Парафина, % | 4,46 | 4,88 |
| Асфальтенов, % | 8,9 | 8,4 |
| Селикогенов, % | 8,0 | 10,9 |
| Серы, % | 1,5 | 1,13 |
Таблица 5
Состав поверхностных нефтей
| Компоненты | Содержание | |
| Д-I | Д-II | |
| C2H6 | 0,34 | 0,58 |
| C3H8 | 2,60 | 0,70 |
| С4Н10 | 1,02 | 1,38 |
| С5Н12 | 0,91 | 0,52 |
| С6Н14+ высшее | 13,47 | 12,81 |
1.4.2 Свойства пластовой воды
Пластовая вода залежей Серафимовской группы месторождений насыщена растворимыми минеральных солей. Воды различных пластов по химическому составу и степени минерализации колеблются от 756 до 827 мг.экв/л.
Из микроэлементов в водах обнаружены: J2 , NH4 , К, Fe.
Удельный вес воды колеблется от 1,1745 до 1,1943 г/см3 , в среднем удельный вес воды пласта Д1 равен 1,1847 г/см3 , пласта ДII - 1,1889 г/см3 /2/.
Вязкость девонской воды в пластовых условиях равна 1,6 сПз, а плотность 1,18 г/см3 . По классификации Сулина эти воды относятся к хлоркальциевому типу.
1.4.3 Свойства и состав газа
Добываемый газ является попутным. Все газы относятся к категории жирных, содержат достаточное количество тяжелых углеводородов, газы девонских нефтей не содержат сероводорода и углекислоты.
Выход газа на Серафимовском месторождении сравнительно высок и составляет 8,9 - 9,8 % . Количество азота в девонских пластах сравнительно небольшое 12,9 - 9,9 %. Количество метана изменяется от 33,9 до 34,9 % /2/.
Состав газа приведен в таблице 6.
Таблица 6
Состав газа, растворенного в нефти
| Компоненты | Содержание | |
| Д-I | Д-II | |
| N2 | 12,86 | 9,9 |
| CH4 | 34,9 | 33,94 |
| C2H6 | 16,48 | 18,6 |
| C3H8 | 22,7 | 21,8 |
| С4Н10 | 1,6 | 2,42 |
| nС5Н12 | 0,73 | 1,0 |
| nС6Н14+ высшее | 3,22 | 4,2 |
1.5 Состояние разработки месторождения
Серафимовское месторождение разрабатывается с 1949 г. Разработка основного пласта Д1 в первое время осуществлялась по проекту составленному в 1951 году совместно с ВНИИ и УфНИИ. Принятая для разбуривания сетка скважин 30 га/скв. В 1953 году был составлен уточненный проект разработки Серафимовского месторождения. По этому документу предусматривалось сплошное разбуривание залежи по сетке 20 га/скв.
Характеристика фонда скважин представлена в таблице 7.
Таблица 7
Характеристика фонда нагнетательных и добывающих скважин
| Фонд добывающих скважин | Действующий фонд (всего) | 176 |
| ЭЦН | 4 | |
| ШГН | 172 | |
| Бездействующие (всего) | 6 | |
| В КРС и ожидании КРС | 1 | |
| Нерентабельные | 1 | |
| Прочие | 4 | |
| Эксплуатационный фонд | 182 | |
| В консервации | 16 | |
| В том числе нерентабельные | 15 | |
| Пьезометрические | 22 | |
| Ожидающие ликвидации | 2 | |
| Фонд добывающих скважин | Ликвидированные после бурения | 13 |
| Ликвидированные эксплуатационные | 9 | |
| В том числе наблюдательные | 2 | |
| Контрольные (всего) | 24 | |
| Итого в фонде добывающих | 246 | |
| Фонд нагнетательных скважин | Действующий фонд | 39 |
| В том числе внутриконтурные | 36 | |
| Эксплуатационный фонд | 39 | |
| Ликвидированные | 3 | |
| Водозаборные | 1 | |
| Итого в фонде нагнетательных | 43 | |
| Всего пробуренных скважин | 289 | |
| Средний дебит | 1 добывающая скважина: | 19,9 |
| Нефть/жидкость, т/сут | 6,1 | |
| 1 ЭЦН: нефть/жидкость, т/сут | 9/80,1 | |
| 1 ШГН: нефть/жидкость, т/сут | 1,7/4,4 |