Применение износостойких электроцентробежных насосов
Дипломная работа - Разное
Другие дипломы по предмету Разное
восточному и северному - 160 метров.
.4 Коллекторские свойства продуктивных пластов
В Нижневартовском нефтегазоносном районе (НГР) залежи нефти и газа выявлены в отложениях тюменской, васюганской, мегионской, ванденской и покурской свит. Наибольшая часть выявленных залежей и разведанных запасов сосредоточена в продуктивных пластах верхней юры, валанжина, готеривбаррема и нижнего апта. На Самотлорском месторождении выявлены залежи нефти промышленного значения в пластах ЮB1, БВ19-20, БВ10, БB8, БB80?2, АВ6-8, АВ4-5, АВ2-3, AB1-2.
В пределах всего геологического разреза Самотлорского месторождения относительно простое строение имеет лишь залежь горизонта БB81?3, остальные - AB13, АВ2-3, АВ4-5, АВ6. АВ7, AB8, БВ0-2, БВ80, БВ10, IOB1 -сложное, и очень сложное - пласты AB11-2 и БВ19-22.
Основные запасы нефти сосредоточены в продуктивных пластах AВ1, АВ2-3, АВ4-5, БВ8 и БВ10. Основные характеристики и параметры залежей приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1
Коллекторские свойства продуктивных пластов
ПараметрыОбъектыAB11-2AB13АВ2-3AB4-5БВ8БВ81-2БВ10ЮВ1Средняя глубина залегания, м16701680170017202060210021752500Тип залежиПластово-сводоваяТип коллектораТерригенный поровыйПлощадь нефтегазонасыщенности, тыс. м2510366422513235076162509500015520712200047157Средняя общая толщина,м24,87,4823,016,028,8415,115,810,7Средняя нефтенасыщенная толщина, м12,015,236,913,53,9911,37,065,7Пористость, д.ед.0,22-0,270,24-0,260,26-0,270,250,21-0,22-0,21-0,220,17-0,19Средняя нефтенасыщенность ЧНЗ, д.ед.0,640,6260,893-0,5530,690,5580,64Средняя нефтенасыщенность ВНЗ, д.ед.0,490,440,5270,5530,5260,6070,5260,477Проницаемость, мкм20,011-0,4390,5150,5150,8680,2060,5060,1650,011-0,085Коэффициент пеiанистости, д.ед-0,515-0,6980,333-0,4210,327--0,38-0,62-Начальная пластовая температура, С6061606071717582Начальное пластовое давление, МПа16,316,316,316,721,021,021,624,5Средняя продуктивность х10?м3/(сутМПа)0,372,0-21,34,9312,1-15,31,950,62
Лучшими коллекторскими свойствами обладают пеiаные пласты: АВ2-3, АВ4-5, БВ80, так как у пласта АВ1-3 - большая нефтенасыщенность, а у пластов АВ2-3 и АВ4-5 - большая проницаемость и пористость и у пласта БВ80 -большая проницаемость.
.5 Свойства нефти, газа, воды в пластовых условиях
Согласно ГОСТ 9965-76 нефти исследуемых пластов по плотности относятся к легким (842-855 кг/м3), маловязкие, смолистые (4,4-6,8 %), парафинистые (3,5-4,6%). Нефти пластов и горизонтов AВ1, АВ2-3, БB8, БВ10 и ЮB1 довольно близки по составу. Молярная масса метана в них колеблется от 27 до 34 %, также близки молекулярные массы (123-130). Содержание легких углеводородов (CH4-C5H12) изменяется от 7,8 до 12,7 %./1/
Максимальная плотность нефти при 20С отмечается по пласту АВ2-3 (855 кг/м3), минимальная - по пласту БВ10 (841 кг/м3). По содержанию серы нефти сернистые (2 класс) - серы от 0,9% до 1,1%. По содержанию парафина нефти парафинистые - парафина от 2,5% (пласт AB1-3) до 3,5% (пласт АВ2-3). По своему составу несколько отличается нефть пластов АВ4-5, молярная доля метана в ней достигает 33,18 %, а в разгазированной нефти содержание легких углеводородов состава СН4-С5Н12 незначительно меньше и составляет 4,43 %. Молекулярная масса нефти 236. Нефтяной газ при стандартной сепарации состоит, в основном, из метана (78-86%).
Химический состав пластовой воды в %: углекислый газ - 0,02; азот -
,68; метан - 25,3; этан - 1,26; пропан - 1,26; изопентал - 1,27; изобутан - 1,27; гексан - 5,06; гептан - 5,34; остаток (С и выше) - 55,4.
Важнейшей характеристикой жидкостей и газов, показывающих их способность оказывать сопротивление перемещению одних частиц или слоев относительно других, является динамическая вязкость m. Вязкость нефти Самотлорского месторождения больше 1.
Таблица 1.2
Свойства нефти, газа в пластовых условиях
ПараметрыОбъектыАВ11-2AB13АВ2-3АВ4-5БB8БВ8-БВ10ЮB1Плотность в пластовых условиях, кг/м3789766755773744744742740Плотность нефти при условиях сепарации, кг/м3844844843849841841846837Газосодержание, м3/т8492867597979788Объемный коэффициент, д.ед.1,1531,21,21,1821,2191,2641,2491,178Объемный коэффициент при условиях сепарации, д.ед.1,1771,1851,191,152-1,2191,231,151Вязкость пластовой нефти, мПас1,531,481,491,821,141,141,231Содержание серы, % весовой1,081,01,11,31,01,00,90,6Содержание парафинов, % весовой2,82,53,51,93,33,33,03,4Содержание смол, % весовой5,45,15,56,65,15,14,43,2Содержание, % молярной концентрацииЭтана4,43,663,851,296,756,756,375,94Бутана8,327,557,741,8211,7311,7310,498,77Пропана5,875,135,272,096,316,316,045,23
Таблица 1.3
Свойства пластовой воды
Свойства водыAB1-3AB2-3AB4-5БВ10БВ8Предельное газосодержание, мЗ/т2,222,122,142,442,43Объемный коэффициент1,0121,0081,0081,0161,016Вязкость в пластовых условиях, мПас0,510,510,510,430,44Общая минерализация, г/л19,32525,62927,4Плотность в поверхностных условиях, кг/м31,0141,0151,0151,021,018Плотность в пластовых условиях, кг/мЗ1,0141,0081,0091,0041,004
2. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ
2.1 Краткая характеристика механизированного фонда скважин в СНГДУ-2 ОАО СНГ
Действующий фонд скважин, оборудованных УЭЦН на 01.01.2009г. в СНГДУ-2 составил 2177 скважины. Доля действующего фонда УЭЦН составила 72% от общего действующего фонда скважин.
Происходит рост действующего фонда за iет вывода скважин из бездействия: 2006год-1774 скважины, 2007год-1999 скважин, на 01.01.09 года - 2177 скважин.
Таблица 2.1
Фонд скважин УЭЦН СНГДУ-2
Фонд УЭЦН2007г.2008г.(+/-) к началу года%Эксплуатационный29633096133104Действующий19992177178109Дающий продукцию19192074155108Бездействующий964919-4595Простаивающий8010323129
Рисунок 2.1 - Структура действующего фонда УЭЦН по СНГДУ-2
В действующем добывающем фонде СНГДУ-2 на 1.01.2009 г. на пласте АВ11-2 числится 682 скважины, оборудованные УЭЦН.
Рисунок 2.2 - Распределение действующего фонда скважин оборудованных УЭЦН по среднему дебиту нефти
Среднегодовые дебиты жидкости за весь период разработки изменялись от 3,3