Онлайн поддержка
Все операторы заняты. Пожалуйста, оставьте свои контакты и ваш вопрос, мы с вами свяжемся!
ВАШЕ ИМЯ
ВАШ EMAIL
СООБЩЕНИЕ
* Пожалуйста, указывайте в сообщении номер вашего заказа (если есть)

Войти в мой кабинет
Регистрация
ГОТОВЫЕ РАБОТЫ / КУРСОВАЯ РАБОТА, ПОЧВОВЕДЕНИЕ

Оценка эффективности закачки пара на карбонатных коллекторах Аканского месторождения

cool_lady 480 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 40 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 15.01.2021
В данной работе мы в лабораторных условиях рассмотрим эффективен ли метод закачки пара на карбонатных коллекторах Аканского месторождения, и стоит ли его применять на практике.
Введение

Вызванный интерес к месторождениям с тяжелой нефтью можно объяснить постепенным истощением запасов традиционной легкой нефти. Так и запасы Аканского месторождения относятся к тяжелым и высоковязким. Поэтому здесь актуальная проблема добычи трудноизвлекаемых углеводородов. Добыча такой нетрадиционной нефти требует уникальных решений. Существуют различные технологии и способы разработки залежей трудноизвлекаемых нефтей, но мы рассмотрим тепловой метод добычи, а именно закачка пара в пласт. Нагнетание пара в пласт является одним из методов повышения нефтеотдачи. Данный метод основан на внесении в пласт тепловой энергии через специальную паронагнетательную скважину с целью повышения температуры в пласте, снижения вязкости нефти и интенсификации добычи. Так как пар обладает высокой теплоемкостью, он вносит большое количество тепловой энергии в пласт, тем самым нагревает пласт, снижает относительную проницаемость, вязкость, а также происходит расширение всех флюидов, находящихся в пласте: нефть, газ, вода. Эффективность этого процесса определяется количеством полезной используемой теплоты в нефтяном пласте. Количество теплоты, поступающее в пласт, является важным параметром паротеплового метода, и чтобы его определить необходимо знать тепловые потери во время процесса закачки пара.
Содержание

ВВЕДЕНИЕ……………………………………………………………………………..3 1. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ…………………………...………4 1.1. Географическое расположение………………………………………......4 1.2. История освоения месторождения……………………………………….5 1.3. Геолого-физические характеристики месторождения………………….6 1.4. Тектоника месторождения……………………………………………….8 1.5. Характеристики пористости месторождения…………………………...9 1.6. Трещиноватость месторождения……………………………………….11 1.7. Характеристики пластовых флюидов месторождения………………..13 2. АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ…………………………………………21 3. ПАРОТЕПЛОВОЕ ВОЗДЕЙСТВИЕ НА ПЛАСТ……………………………23 4. ОСНОВНАЯ ЧАСТЬ…………………………………………………………...28 4.1. Описание экспериментальной установки САГД………………………28 4.2. Описание эксперимента………………………………………................30 ЗАКЛЮЧЕНИЕ………………………………………………………………………..39 СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ……………………………………..40
Список литературы

1. Алтунина Л. К. и др. Технологии увеличения нефтеотдачи залежей высоковязких нефтей физикохимическим и паротепловым воздействием| //Нефть. Газ. Новации. – 2012. – №. 8. – С. 33-38. 2. Бакиров, И. М. Проект пробной эксплуатации Аканского месторождения / И. М. Бакиров; ТатНИПИнефть, утвержденному РКРР (пр. № 146 от 20.12.2000 г.). 3. Баранова А. Г., Андреева В. В. Перспективы нефтеносности каширского горизонта как потенциального объекта разработки нефти (на примере Аканского месторождения) //Георесурсы. – 2008. – №. 2 (25). 4. Дияшев Р. Н. Комплекс исследований для обоснования применения тепловых методов разработки месторождений высоковязких и тяжелых нефтей карбона //Георесурсы. – 2012. – №. 3 (45). 5. Кемалов Р. А., Кемалов А. Ф. Комплексные исследования высоковязкой нефти Аканского месторождения //Нефтяное хозяйство. – 2012. – №. 10. – С. 114-116. 6. Королев Э. А. и др. Причины низкой нефтеотдачи верейского горизонта Аканского месторождения //Нефтяное хозяйство. – 2014. – №. 10. – С. 57-59. 7. Муслимов, Р.Х Нефтегазоносность республики Татарстан: учебное пособие / Р.Х Муслимов, Р.Г Абдулмазитов, Р.Б. Хисамов, Л.М. Миронова, Н.С. Гатиятуллин, В.В. Ананьев, В.М. Смелков, Р.К. Тухватуллин, Б.В. Успенский, И.Н. Плотникова, Е.Д. Войтович. Под ред. проф. Р.Х. Муслимова. – В 2-х томах. – Т.2. – Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2007. – 524 с. 8. Муслимов, Р.Х. Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее: учебное пособие. Казань: Изд-во ?Ф?н? Академии наук РТ, 2014. – 750 с. 9. Насибулин И. М. и др. КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К ДЕТАЛИЗАЦИИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ БАШКИРСКОГО ЯРУСА АКАНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ //Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений. – 2010. – №. 4. – С. 10-15. 10. Юсупова Т. Н. и др. Состав нефтей в карбонатных пластах верейских и башкирских отложений Аканского месторождения Республики Татарстан //Нефтехимия. – 2012. – Т. 52. – №. 4. – С. 243-243.
Отрывок из работы

1. ХАРАКТЕРИСТИКА МЕСТОРОЖДЕНИЯ 1.1. Географическое расположение Аканское месторождение расположено на территории Октябрьского района республики Татарстан и в административном отношении приурочено к Нурлатскому району. Расстояние до ближайшей железнодорожной станции, находящейся на юго-западе от месторождения, равно 35 км. Добраться от месторождения в города Нурлат и Чистополь можно по шоссейной дороге, находящейся на Юго-Востоке месторождения. Рядом, примерно в 5 км к Востоку, расположено Зюзеевское месторождение, а на Юго-Востоке находится Степноозерское месторождение. На рисунке 1.1.1 представлена карта с месторасположением месторождения и окружающих его объектов. Климат здесь континентальный. Зимы умеренно холодные. Минимально достигнутая температура в отдельные годы составляла -35-42 0С. Июль – самый теплый месяц. Средняя температура за год 2,6 0С, а среднее количество осадков 440 мм. В районе преобладает черноземная почва. Преобладает лесостепная растительность. Ветра юго-западные, скорость 4-5 м/с. Энергоснабжение осуществляется Заинской ГРЭС. Присутствуют месторождения минерального и строительного сырья. Территория месторождения приурочена к водораздельному пространству рек Большой и Малый Черемшан. Наиболее приподнятой на территории месторождения является восточная часть с абсолютными отметками 145 - 155 м. Минимальные абсолютные отметки составляют 90 - 100 м и встречаются по поймам рек и оврагов. Лесные массивы занимают большую часть месторождения, часть земель занята сельскохозяйственными угодьями. Район месторождения удобен тем, что есть наличие энергетической базы, благоприятных условий водоснабжения, транспортных магистралей. Рисунок 1.1.1. Обзорная карта район 1.2. История освоения месторождения Изучение геологического строения началось еще в 1930-х годах. Были изучены стратиграфия, геология, тектоника, но положительно структурные формы не обнаружены. В 1956 году, в результате бурения, было выявлено Аканское нижнепермское поднятие, а в 1957 году поиская скважина-первооткрывательница при испытании дала промышленный приток нефти. В 1957-1959 годах были пробурены еще 4 поисковые скважины, которые подтверждали нефтеносность месторождения. С 1962 по 1965 годы на территории месторождения проводились сейсморазведочные работы и проводилось бурение параметрических скважин. Доразведочные работы и подготовка месторождения к подсчету запасов проводились в 1976 году. В это же время были пробурены пять разведочных и оценочная скважины, благодаря которым были изучены строение пластов-коллекторов, их коллекторские свойства, установлены размеры залежи, отобраны пробы нефти, а также была произведена подготовка месторождения к подсчету запасов. В 1993 году был проведен первый подсчет запасов на месторождении. А уже в 2000 году была составлена технологическая схема разработки, согласно которой запланировали бурение 16 добывающих и 4 нагнетательных скважин. Пробная эксплуатация месторождения началась в 2001 году. В 2008 году по результатам сейморазведочных работ удалось доизучить геологическое строение месторождения. 1.3. Геолого-физическая характеристика месторождения Месторождение сложено из пород кристаллического фундамента дорифейского возраста, а также присутствуют палеозойские и кайнозойские отложения осадочных чехлов. В тектоническом плане месторождение относится к внутренней бортовой зоне южной часть Усть-Черемшанского прогиба. Обобщенные данные по геолого-физичекой характеристике приведены в таблице 1.3.1. Карбонатные отложения верейского, башкирского возрастов среднего карбона, тульского, бобриковского возрастов нижнего карбона являются нефтеносными. Залежи в основном относятся к пластово-сводовым и массивным (рис.1.3.1). Тульский и бобриковкий горизонты сложены песчано-алевролитовыми породами, а башкирский и верейские горизонты – по большей части известняками с прослоями доломитов. Серпуховский ярус состоит из известняков и доломитов с сильными трещинами и кавернозными прослоями. Толщина яруса составляет 152 м. Каширский, подольский и мячковский горизонты содержат известняки, доломиты, мергелей, аргиллиты и глины. Мощность каширского горизонта 89 м, остальных горизонтов – 225-234 м. Таблица 1.3.1 – Геолого-физические характеристики Аканского месторождения Параметры верейский башкирский тульский бобриковский Стратиграфический возраст Средняя глубина залегания, м Тип залежи Площадь нефтеносности, тыс. м2 Средняя общая толщина, м Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м Средняя эфф. водонасыщенная толщина, м Пористость, % Средняя нефтенас., доли ед. Проницаемость, мкм2 Коэф. песчанистости, доли ед. Коэф. расчлененности, доли ед. Начальная пластовая температура, 0С Начальное пластовое давление, МПа Абсолютная отметка ВНК, м С2 1130 пластово-сводовый 70589 53 2,4 - 0,16 0,69 27 0,385 1,6 23 98 -988 С2 1150 массивный 94742 43 6,5 20 0,15 0,76 34 0,31 8,3 23 100,7 -988 С1 1450 пластово-сводов. литолог. осложненный 6575 15,7 1,7 5 0,23 0,8 1137 0,68 1,5 27 - -1252 С1 1480 пластово-сводов. литолог. осложненный 1275 15 4,5 15 0,26 0,83 1110 0,54 1,7 27 126,7 -1252 Рисунок 1.3.1. Схематический геологический профиль продуктивных отложений среднего и нижнего карбона. 1.4. Тектоника месторождения Аканское месторождение расположено в западной части восточного борта Мелекесской впадины. В конце 70-х годов прошлого века исследователями были выделены структурные террасы и валы. В современном понятии здесь присутствуют только структурные террасы, наклоненные на восток. Совокупность ступеней создаёт наклонённый на запад восточный борт впадины. Поскольку прогибание сопровождалось растяжением, то вдоль разломов сформировались прогибы. К северо-западу от месторождения прослеживается по двум скважинам верхнепротерозойский Алькеевско-Пичкасский грабен, который является северным ответвлением Серноводско-Абдуллинского авлакогена. С конца венда вплоть до казанского века никаких заметных тектонических подвижек на рассматриваемой территории не происходило. В это время, начиная с речицкого времени, на этой территории формируется Камско-Кинельская система прогибов. Специфика её формирования заключается в медленном повышении уровня моря и недостатке материала для компенсации этого повышения. Месторождение расположено в пределах Усть-Черемшанским прогиба, который заполнялся с востока и запада способом бокового наращивания бортов с помощью рифогенных построек, собранных в гряды северо-западного и субмеридионального простираний. Месторождение состоит из 10 локальных поднятий: Ахметьевское, Аканское, Елаурское и т.д. Все они сгруппированы в гряды С-З простирания. процесс опускания сопровождался растяжением, и на поверхности фундамента и терригенного девона он проявился в виде ступеней, которые были названы структурными террасами. Региональное погружение в западном направлении обусловило небольшое смещение сводов локальных структур по горизонтам среднего карбона и перми на запад относительно породивших их рифогенных ядер. Локальных антиклинальных поднятий, западнее Нурлатского месторождения, по поверхности фундамента и кровле терригенного девона глубоким бурением не выявлено. По-видимому, они располагаются по западным кромкам структурных террас, но сейсморазведочными работами их выявить довольно сложно, ввиду того, что в вышележащих отложениях присутствуют высокоскоростные аномалии, порождаемые рифогенными ядрами, а скважины глубокого бурения пробурены в пределах сводов структур, выделенных по нижнекаменноугольным отложениям, под которыми девонских поднятий нет. Неогеновая активизация на изучаемой территории положительных структур не создала, а отрицательные выражены настолько слабо, что не выделяются на фоне позднегерцинских. 1.5. Характеристика пористости месторождения Пустотное пространство башкирского яруса зависит от генетического типа породы и расстояния до трещин. Выщелачивание выражается в формировании в известняках вторичной пустотности в виде каверн, что повышает коллекторские свойства пород, до промышленно значимых. Вторичный процесс выщелачивания является селективным. С одной стороны, селективность связана с тем, что выщелачивание реализуется лишь в биокластово-зоогенных (фораминиферовых) известняках, с другой стороны с тем, что выщелачиванию подвержен лишь межформенный цементирующий органические остатки кальцит. В результате избирательного выноса части цементирующего кальцита происходит формирование межформенных кавернозных каналов и собственно каверн. Размер каверн зависит от типа известняка и расстояния до агента привноса кислого раствора. Для того чтобы известняки подверглись выщелачиванию необходимо наличие кислотного раствора, который может поступить лишь по трещинам. Поэтому в наибольшей степени выщелачиваются известняки, располагающиеся в непосредственной близости от трещин. С удалением от трещин интенсивность выщелачивания падает, а соответственно падают как объёмы кавернованых известняков, так и пористость. Разрез башкирского яруса сложен известняками различного генетического типа, имеющими седиментационную пористость от 1 до 3% и различную предрасположенность к выщелачиванию под действием кислых растворов. В послебашкирское время, под действием различных процессов (либо тектонических, либо диагенетических) происходит образование трещин (на рисунке линии оранжевого цвета). По этим трещинам происходит миграция флюидов. В определенное время из глубин поступает кислый раствор, который приводит к быстрому выщелачиванию известняков. Выщелачивание, как было сказано выше, происходит селективно. Наибольшему воздействию кислот подвергаются известняки биокластово-зоогенные 1 типа, в результате выщелачивания в них образуются каверны и трещины кавернования, которые распространяются на значительные расстояния от трещин. Менее подвержены выщелачиванию известняки биокластово-зоогенные 2 типа, которые кавернуются только вдоль трещин. В самой меньшей степени подвергаются выщелачиванию пелитоморфные известняки. 1.6. Трещиноватость месторождения При рассмотрении трещин нас интересуют лишь трещины отрыва, так как лишь они владеют раскрытостью - главным причиной для снабжения проницаемости. Трещины такового вида, в платформенных критериях, имеют все шансы сформировывать лишь дизъюнктивные нарушения с раздвиговой сочиняющей, диагенетические процессы уплотнения и геодинамически функциональные зоны, именуемые линеаментами. Осмотрим их подробнее на объект присутствия на нашем месторождении и способности определения их четкого пространственного расположения. Из дизъюнктивных нарушений имеют все шансы находиться субмеридиональные разломы, формировавшие восточный борт Мелекесской впадины. К востоку от месторождения прослежен Сунчелеевский разлом. Практически никаких остальных сообразно этим разных способов никак не отличается. Таковым образом, разрешено в восточной части месторождения ждать зону сгущения трещин субмеридионального направленности. Так как Мелекесская котловина пресекла родное формирование, трещины на нынешний день, вероятно, теснее залечены, однако в некой зоне вдоль их обязано было проистекать кавернование пород конкретных типов. Процессы диагенетического уплотнения проистекают в пределах рифогенных гряд и сформировывают кольцевые и радиальные сгущения трещин. Найти латеральное размещение данных трещин разрешено сообразно итогам разбора плоскостей реперных горизонтов и сообразно этим сейсморазведки в трансформации 3D. И крайние – линеаменты, отличаются сообразно этим С - Г трансформации АКГИ. Региональные работы тут проведены, и сообразно их этим чрез месторождение проходит линеамент главного ранга северо-восточного простирания, то имеется, мы тут владеем функциональную зону флюидонакопления и, приблизительно, зону флюидопереноса 4-ого ранга. Линеаментная трещиноватость делает двоякое воздействие на нефтенакопление: с одной стороны, она содействует привносу УВ в западню, а с иной, рассекает макротрещинами покрышку и тем наиболее, приблизительно, содействует диссипации нетяжелых фракций УВ из залежи и, как последствие, утяжелению и увеличению вязкости остального флюида. В 2014 году в северной части месторождения были проведены сейсморазведочные работы в трансформации 3D, сообразно итогам которых возникла вероятность найти пространственное положение зон распространения трещиноватости на предоставленном участке. На рисунке 1.6.1 представлен куб атрибута anttracking в промежутке продуктивных башкирских отложений. Синими чертами выделено размещение зон сгущений трещин, связанных с линеаментами с простиранием 550 и 1650. Чёрным расцветкой выделены, приблизительно, осевые линии зон сгущения трещин, имеющие диагенетическую природу. Они образованы в итоге действий облекания верхнетурнейских рифов. Другие аномалии красноватого расцветки, на севере Аканского поднятия, считаются или помехами, или футпринтами, так как историей тектонического становления местности такового направленности передовых тектонических подвижек никак не учитывается. Так как сейсмические работы 3D есть только по северному участку месторождения, на главной части месторождения размещение диагенетической трещиноватости было предопределено на базе разбора карт градиентов углов крена плоскостей, отображающих пределов В и У (сероватые и красноватые полосы), возведенных сообразно этим сейсморазведочных дел 2D, а линеаменты были разнесены с схожим шагом и, потому имеют вероятностный характер. Рисунок 1.6.1 – Трещиноватость башкирского яруса 1.7. Характеристика пластовых флюидов месторождения Для анализа физико-химические свойства нефти были отобраны глубинные и поверхностные пробы. Отбор осуществлялся глубинным пробоотборником. Из отложений башкирско-серпуховского яруса было отобрано 65 проб. Изучение пластовых флюидов выполнялось в лаборатории по общепринятым стандартам. Вязкость нефти изучалась вискозиметром, плотность сепарированной нефти – пикнометром. Основные физико-химические свойства нефти продуктивных отложений Аканского месторождения представлены в следующей таблице 1.7.1. В 2010 году было проведено изучение нефти методом термического анализа. Также проводились анализы проб пластовой воды башкирско-серпуховских отложений. Основные параметры нефти по ярусу изменяются в следующих пределах: давление насыщения изменяется от 0,3 до 3,04 МПа, среднее значение - 1,96 МПа; газосодержание – от 0,59 до 5,8 м3/т, среднее значение – 3,0 м3/т; динамическая вязкость пластовой нефти – от 101,9 до 418,5 мПа*с, среднее значение – 243,2 мПа*с; объёмный коэффициент при однократном разгазировании – от 1,002 до 1,038, среднее значение – 1,001; коэффициент сжимаемости – от 5,1 до 5,9 10-5 1/МПа, среднее значение – 5,5 10-5 1/МПа. Плотность пластовой нефти изменяется от 0,895 до 0,937 г/см3, среднее значение – 0,921 г/см3, плотность поверхностной нефти изменяется от 0,921 до 0,950 г/см3, среднее значение – 0,935 г/см3. Свойства флюидов башкирского яруса представлены в таблице 1.7.2. Нефти башкирского яруса относятся к группе тяжёлых, высокосернистых, парафинистых, высокосмолистых и обладающих неньютоновскими свойствами. Содержание серы в пробах изменяется от 2,6 до 5,4 % масс, в среднем – 3,9 % масс; среднее содержание асфальтенов – 9,41 % масс; парафинов – 2,6 % масс; смол – 36,9 % масс. Выход светлых фракций при разгонке по Энглеру составил: до 100° С - 7,84 % мольн., до 200° С - 9,79% мольн., до 300° С - 29,4 % мольн. Анализы растворенного газа проводились в 18 скважинах по 24 пробам. Состав газа следующий: метан – 10.79 %, этан – 9.17 %, пропан – 12.87 %, бутан – 6.29 %, сероводород – 0.15 %, азот – 42.11 %, углекислый газ 10.81 %. Компонентный состав растворенного в нефти газа представлен в табл. 1.7.5. А физико-химические свойства и состав разгазированной нефти можно найти в таблице 1.7.4. На площади месторождения водоносные горизонты прослеживаются в пермских, каменноугольных и девонских отложениях. При описании гидрогеологической характеристики были использованы материалы по гидрогеологии соседних месторождений – Степноозерского, Зюзеевского, Сунчелеевского, Нурлатского. Гидрогеологические исследования на площади месторождения проводились в скв. № 924 (серпуховский ярус), № 689 (бобриковский горизонт), № 27 (турнейский ярус). При характеристике подземных вод использована классификация Б.А. Сулина. Результаты анализов пластовой воды каменноугольных отложений приведены в табл. 1.7.3. Таблица 1.7.1 – Характеристики нефти Аканского месторождения верейский горизонт башкирский ярус тульский ярус бобриковский ярус Давление насыщения,МПа Плотность в пластовых усл., т/м3 Вязкость в пласт. усл., мПа*с Плотность на поверхности, т/м3 Динамическая вязкость, мПа*с Кинематическая вязкость, 10-6м2/с Температура застывания, 0С 1,7 0,922 229,22 0,928 229,2 519,16 -18 2,95 0,915 271,8 0,933 271,8 467,01 -11 2,7 0,938 166 0,94 2,7 0,945 166 0,95 В пределах Аканского месторождения подземные воды верхнекаменноугольных отложений не изучены. В толще среднего и нижнего карбона водоносные пласты прослежены в каширских, верейских, башкирско-серпуховских, окских, тульских, бобриковских, и турнейских отложениях. Водоносность каширского горизонта установлена при опробовании скважины № 689 (КИИ-146), в которой получен приток пластовой воды с удельным весом 1,11 г/см3. В башкирско-серпуховских отложениях водовмещающими породами являются кавернозные трещиноватые известняки, опробование которых было проведено в скважинах №№ 21 и 924 в интервалах 1074,0-1079,7 м, и 1063,0-1067,0 м. Получены притоки пластовой воды с дебитом 50,4 м3/сут с уровня 350 м. По данным химического анализа общая минерализация воды варьирует в диапазоне от 4942,2 – 8472,2, в среднем - 7582,6 мг.экв/л; вода хлоркальциевого типа, хлоридной группы, натриевой подгруппы. Содержание хлора (в мг.экв/л) составляет в среднем 3783,9, натрия и калия – 2955,5. Из микрокомпонентов присутствуют (в мг/л): бром - 78,19, бор – 11,01, йод – 2,64, аммоний – 57,12, железо – 2,58. Таблица 1.7.2 – Свойства флюидов башкирского яруса Наименование Башкирский ярус Нефть Давление насыщения газом, МПа Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т Объемный коэфф. при дифференциации разгазировании, д.ед. Газосодержание при дифф. разгозировании, м3/т Коэфф. сжимаемости, 10-4 1/МПа Температура насыщения парафином, 0C Пластовая температура, 0C Пластовая вода Газосодержание, м3/т Общая минерализация, г/л Плотность, кг/м3 1,96 3,01 1,001 5,04 0,935 0,921 243,2 0,11 217,5 1162 О характере водоносности окских отложений можно судить по результатам испытания скважины № 24. При опробовании окских доломитов в интервале 1270-1278 получен приток пластовой воды удельного веса – 1,14 г/см3, дебитом 26 м3/сут с уровня 1000 м. Химический анализ воды окских отложений имеется из скважин Нурлатского месторождения. При опробовании здесь была получена вода удельного веса – 1,1325 г/см3, хлорнатриевого состава с минерализацией - 6624,41 мг.экв/л. Таблица 1.7.3 - Содержание ионов и примесей в пластовой воде Содержание ионов, г/л Средний карбон Нижний карбон Cl? 130 146 SO4?? 1.1 0.7 HCO3? 0.1 0.23 Ca?+ 10.1 10 Mg?+ 4 3.9 Na+K 76.4 79.1 Общая минерализация, г/л 231 235 РН 5.7 6.2 Содержание микрокомпонентов, мг/л йод 4.1 7.6 бром 278 320 бор 7.6 3.1 аммоний 90 168 железо 16 13 Проведены экспериментальные исследования реологических и фильтрационных свойств проб нефтей, отобранных из скв. 2023, 2126 и 2262 Аканского месторождения в условиях пластовой температуры и превышающих пластовую (40, 60 и 80 0C). Давление в процессе проведения всех экспериментов поддерживалось на уровне пластового. Степень проявления реологических свойств нефтей чрезвычайно высока: индекс аномалии вязкости – отношение вязкости нефти с неразрушенной и разрушенной структурами при пластовой температуре составляет 7,1 единиц. С повышением температуры до 80 0C это отношение снижается до 4,6 единиц. На рисунке 1.7.1 представлены результаты изменения вязкости пластовой нефти в зависимости от температуры (скважина 2023). Таблица 1.7.4 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Наименование Башкирские отложения кол-во диапазон среднее скв проб Вязкость динамическая, мПа*с при 20 С 8 11 152,2 – 2338,2 619,1 при 50 С Вязкость кинематическая, мкм?/с 10 19 180,78 – 892,7 352,5 Температура застывания, ?С 14 17 -3 -18 -9,4 Температура насыщ. парафином, ? С Массовое содержание, % серы 25 33 2,6 – 5,4 3,9 смол силикагелевых 17 19 12,2 – 60,0 36,9 асфальтенов 16 19 4,1 -13,6 9,4 парафинов 17 19 1,1 – 4,7 2,6 солей 7 10 94,8 – 10224,0 2703,5 воды 23 29 0,2 – 28,0 6,6 мех. примесей 15 16 0,1 – 14,4 6,2 Температура плавл.парафина, ?С 5 5 50,0 – 50,5 50,1 Объемный выход фракций, % н.к. 22 28 60,0 – 128,0 84,03 до 100 17 23 0,3 – 7,0 2,7 до 150 12 14 2,0 – 7,9 4,1 до 200 22 30 4,0 – 18,0 9,8 до250 12 15 8,0 – 19,0 13,4 до 300 22 30 12,0 – 60,0 29,6 Классификация нефти по ГОСТ 912-66: III Т2 П2 М3 И1 (высокосернистая, парафиновая, смолистая, высоковязкая) Исследования по определению фильтрационных параметров пластовых нефтей проводились в различных по проницаемости породах и при различных температурах. Особенности фильтрации пластовых нефтей изучали в образцах естественных кернов в диапазоне проницаемостей по воздуху 0,012?2,297 мкм2. Эксперименты показали, что температура оказывает сильное влияние на изменение эффективной вязкости и фильтрационных параметров. Изменение подвижности нефтей при увеличении температуры произошло намного сильнее, чем уменьшение эффективной вязкости нефтей, что позволяет дать рекомендации о целесообразности применения тепловых методов увеличения нефтеотдачи пласта на Аканском месторождении. Рисунок 1.7.1. Зависимость вязкости нефти от температуры (скв. 2023) Таблица 1.7.5 – Компонентный состав растворенного в нефти газа Компоненты Башкирско-серпуховский ярус однократное разгазиро-вание пластовой нефти в станд.усл дифразгазирование пластовой нефти в рабочих усл. Iст.(10 атм.) IIст.(5 атм) IIIст.(0 атм.) Метан CH4 10,79 8,63 13,7 18,15 Этан C2H6 9,17 4,9 8,01 15,4 Пропан C3H8 12,87 3,34 5,26 11,08 Бутан nC4H10 6,29 0,84 1,22 2,81 Пентаны nC5H12 1,72 0,21 0,26 0,54 Гексаны C6H14 1,4 0,22 0,27 0,47 Сероводород H2S 0,15 - - - Углекис. газ CO2 10,81 3,02 3,26 4,51 Азот N2+ редкие 42,11 78,16 66,51 44,43 Гелий He - - - - Плотность газа, кг/м? 1,3 1,2 1,2 1,3 2. АНАЛИЗ СИСТЕМЫ РАЗРАБОТКИ На сегодняшний день Аканское месторождение находится на второй стадии разработки – стадия сохранения достигнутого максимального уровня добычи. И этот максимальный уровень был достигнут в 2013 году и составлял 131,4 тыс. тонн нефти. На 2014 год фонд добывающих скважин составлял 137, а нагнетательных 5 скважин (рис. 2.1). В 2006 году была проведена закачка воды внутриконтурным заводнением для поддержания пластового давления.
Условия покупки ?
Не смогли найти подходящую работу?
Вы можете заказать учебную работу от 100 рублей у наших авторов.
Оформите заказ и авторы начнут откликаться уже через 5 мин!
Похожие работы
Служба поддержки сервиса
+7 (499) 346-70-XX
Принимаем к оплате
Способы оплаты
© «Препод24»

Все права защищены

Разработка движка сайта

/slider/1.jpg /slider/2.jpg /slider/3.jpg /slider/4.jpg /slider/5.jpg