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 / ДИПЛОМНАЯ РАБОТА, НЕФТЕГАЗОВОЕ ДЕЛО

Определение технологической эффективности от внедрения ГРП на приобском месторождении.

rock_legenda 1150 руб. КУПИТЬ ЭТУ РАБОТУ
Страниц: 46 Заказ написания работы может стоить дешевле
Оригинальность: неизвестно После покупки вы можете повысить уникальность этой работы до 80-100% с помощью сервиса
Размещено: 06.02.2022
Выпускная квалификационная работа состоит из 4 частей, введения, заключения и библиографического списка из 29 наименований. Содержит 48 страниц текста, в том числе 17 рисунков, 11 таблиц. Объектом исследования работы являются техника и технология гидроразрыва пласта. Цель работы – анализ эффективности проведения гидроразрыва пласта на Приобском месторождении. В работе дана общая характеристика геологического строения района и характеристика продуктивных пластов, системы разработки и эксплуатации Вахского месторождения. Подробно рассмотрены современные вопросы техники и технологии гидроразрыва пласта. Проанализированы промысловые данные по эффективности ГРП на Приобском месторождении. Ключевые слова: Приобское месторождение, нефтегазоносность, пласт, нефть, газ, разработка месторождений, эксплуатация месторождений, гидравлический разрыв пласта. Дипломный проект выполнен в текстовом редакторе Мicrosoft Word 2013.
Введение

С каждым годом все большее внимание нефтегазодобывающих предприятий уделяется вопросу разработки месторождений с трудноизвлекаемыми запасами. Связано это с тем, что добыча «?легкой» нефти падает и с целью компенсации потерь добычи необходимым является вовлечение в разработку трудноизвлекаемых запасов. Одним из видов такой категории являются запасы в низкопроницаемых коллекторах. Согласно промышленной структуре запасов нефти России низкопроницаемые пласты составляют 28%. Поэтому в настоящее время вопросам развития техники и технологии добычи нефти, позволяющие вести разработку низкопроницаемых пластов, что и представляет собой актуальность рассматриваемой темы. Приобское месторождение является одним из крупнейших месторождений России. Проектные решения на Приобском месторождении выполняются, отклонение фактических показателей в пределах допустимых значений. Достигается это за счет применяемой системы разработки месторождения, применяемых технологий многостадийного ГРП для добычи нефти из низкопроницаемых пластов. На выходе работ ГРП кратно возврастает прирост добывающих или приемистость нагнетательных скважин благодаря уменьшения гидравлических сопротивлений в призабойной зоне и повышения фильтрационной поверхности скважины, кроме этого увеличивается конечная нефтеотдача за счет давления к выработке слабо дренируемых зон и пропластков. Целью данной дипломной работы является комплексное всестороннее исследование осуществления по ГРП на Приобском месторождении. Для достижения цели поставлены следующие задачи: – предпринята попытка определить понятие и основания технологической эффективности от внедрения ГРП на месторождении; – охарактеризованы цели ГРП; – рассмотрен единственный из результативных способов повышения продуктивности скважин и увеличения темпов отбора нефти из них - ГРП; – дано описание состояния разработки ГРП на примере Приобского месторождения; – приводятся основные правила безопасности ведения работ по ГРП на примере Приобского месторождения; – дана принципиальная оценка перспектив развития ГРП, современные тенденции развития ГРП. ?
Содержание

Введение 6 1 Геологическая часть 7 1.1 Географическая характеристика района работ 7 1.2 Краткая геологическая характеристика месторождения 8 1.3 Характеристика продуктивных пластов 13 1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов 14 2 Технико-технологическая часть 17 2.1 Действующий вариант разработки месторождения 17 2.2 Анализ фонда скважин по месторождению 20 3 Специальная часть 23 3.1 Обоснование применяемых на месторождении технологий воздействия для увеличения дебита скважин 23 3.2 Технология осуществления ГРП 25 3.3 Проведение ГРП на скважинах Приобского месторождения 30 3.4 Анализ эффективности применения ГРП на месторождении 36 4 Охрана труда и окружающей среды 40 4.1 Производственная безопасность 40 4.2 Экологическая безопасность 43 4.3 Безопасность в чрезвычайных ситуациях (техногенного, природного, социального характера) 44 Заключение 46 Библиографический список 48
Список литературы

1. Балдин В.А., Мунасыпов Н.З., Шарафутдинов Т.Р. О нефтегазогеологическом районировании Западной Сибири // Геофизика. 2017. № 3. – С. 62-68. 2. Габриэляц Г.А «Геология нефтяных и газовых месторождений». Москва, «Недра», 1984 г. 3. Геологический отчёт по Приобскому месторождению за 2015 г. 4. Данные из проектных документаций: “Анализ разработки Приобского месторождения”, утверждённый в ЦКР Минэнерго РФ (протокол от 12.02.2004 N41). 4. Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений. – М,: Недра, 1986. 5. Инструкция по технике безопасности и охране труда для работающих в нефтедобывающих предприятиях АО «Юганскнефтегаз» Нефтеюганск 2005 г. 6. Коммисаров А.И., Хачатуров Р.М. «Повышение эффективности ГРП» Нефтепромысловое дело №9 1985г. 7. Куцын П.В. Охрана труда в нефтяной и газовой промышленности» М: «Недра» 1987 г. 8. Мищенко И.Т. «Расчеты в добыче нефти». Москва, Недра, 1989 г. 9. Отчеты по повышению нефтеотдачи пластов на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз». Нефтеюганск, 2016 г. 10. Отчеты и пояснительные записки отделов НГДУ «ЮН» за 2014-2020 г. Нефтеюганск. 11. Панов Г.Е. Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений – М.: Недра, 1982 г. 12. Тагиров, К.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин [Текст] / К.М. Тагиров. – М.: Академия, 2012. 13. Технико-экономическое обоснование освоения Приобского месторождения, СибНИИНП 2014 г. 14. Технологическая схема разработки Приобского месторождения Москва 2020 г. 15. Янин, А.Н. Ретроспективный анализ системного применения гидроразрыва пластов на Приобском месторождении [Текст] / А.Н. Янин, К.Е. Янин, М.А. Черевко. – Территория Нефтегаз, 2014.
Отрывок из работы

1 Геологическая часть 1.1 Географическая характеристика района работ Приобское нефтяное месторождение в административном отношении располагается в Ханты-Мансийском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области в соответствии с рисунком 1.1. Район работ удалён на 65 км к востоку от города Ханты-Мансийска, на 100 км к западу от города Нефтеюганска. B настоящее время район относится к числу наиболее экономически быстро развивающихся в автономном округе, что стало возможным в связи с ростом объёмов геологоразведочных работ и нефтедобычи [3]. Рисунок 1.1 - Обзорная схема района работ [3] Наиболее крупные разрабатываемые близлежащие месторождения: Са-лымское, расположенное в 20 км на восток, Приразломное, расположенное в непосредственной близости, Правдинское - в 57 км на юго-восток. К юго-востоку от месторождения проходят трассы газопровода Уренгой - Челябинск - Новополоцк и нефтепровода Усть-Балык-Омск. Приобская площадь северной своей частью находится в пределах Обской поймы - молодой аллювиальной равнины c аккумуляцией четвертичных отложений сравнительно большой мощности. Абсолютные отметки рельефа составляют 30-55 м. Южная часть площади тяготеет к плоской аллювиальной равнине на уровне второй надпойменной террасы со слабо выраженными формами речной эрозии и аккумуляции. Абсолютные отметки здесь составляя-ют 46-60 м. Гидрографическая сеть представлена протокой Малый Cалым, которая протекает в субшиpoтнoм направлении в северной части площади и на этом участке соединяется мелкими протоками Малой Березовской и Полой c крупной и полноводной Обской протокой Большой Салам. Река Обь является основной водной магистралью Тюменской области. На территории района имеется большое количество озёр, наиболее крупные из которых озеро Oлeвашкина, озеро Карасье, озеро Окунёвое. Болота непроходимые, замерзают к концу января и являются главным препятствием при передвижении транспорта [2]. Климат района стремительно континентальный с длительной зимой и коротким тёплым летом. Зима морозная и снежная. Самый холодный месяц года - январь (среднемесячная температура - 19,5 °С). Абсолютный минимум - 52 °С. Самым тёплым является июль (среднемесячная температура +17 °С), абсолютный максимум +33 °С. Среднегодовое количество осадков 500-550 мм в год, причём 75% приходится на тёплое время года. Снежный покров устанавливается во второй половине октября и продолжается до начала июня. Мощность снежного покрова от 0,7 м до 1,5-2 м. Глубина промерзания грунта 1-1,5 м [10]. Более крупными заселенными пунктами, близкими к участку работ, считаются города Ханты-Мансийск, Нефтеюганск, Сургут и из более мелких заселенных мест - поселки Селиярово, Сытомино, Лемпино и другие. 1.2 Краткая геологическая характеристика месторождения Результативные отложения в местности Приобского месторождения сформированы в позднеюрское и меловое время. Промышленные нефтеносные залежи определены в неокомских пластах группы АС. Согласно геофизических сведениям, испытаний пластов присутствие свободной воды не определено. Залежи нефти предполагают собой замкнутые линзовидные тела, целиком наполненные нефтью. Отложения генетически объединены с двумя главными видами литофаций: турбидитные и шельфовые осадки. Литологический состав пород представлен промежуточными разностями между песчаниками и алевролитами [2]. Приобское месторождение входит в крупную Хулымско – Приобскую зону нефтегазонакопления, которая в виде широкой полосы протягивается с севера на юг в центральной части Западно – Сибирской равнины. В тектоническом отношении Приобское месторождение приурочено к сургутскому своду, самой крупной положительной структуре 1 порядка. Месторождение расположено в его юго – западной части. Современный структурный план доюрского основания изучен по отражающему горизонту «А». На структурной карте по отражающему горизонту «А» находят отображение все структурные элементы. В юго-западной части района - Селияровское, Западно-Сахалинское, Светлое поднятия. В северо-западной части - Восточно-Селияровское, Крестовое, Западно-Горшковское, Южно-Горшковское, осложняющие восточный склон Западно-Лемпинской зоны поднятия. В центральной части - Западно-Сахалинский прогиб, восточнее его Горшковское и Сахалинское поднятия, осложняющие соответственно Средне-Ляминский вал и Сахалинский структурный нос в соответствии с рисунком 1.2 [3]. Рисунок 1.2 - Тектоническая схема района Приобского месторождения [3] Геологический разрез Приобского месторождения в соответствии с рисунком 1.3 сложен мощной толщей (более 3000м) осадочных терригенных пород, подстилаемых эффузивами пермотриасового возраста. Интерес представляют осадочные мезозойско-кайнозойские отложения, поскольку с ними связана промышленная нефтегазоносность, залегающие на породах доюрского комплекса представленных корой выветривания. Рисунок 1.3 - Геологический разрез Приобского месторождения [9] Основные запасы нефти на Приобском месторождении сосредоточены в отложения нeoкoмcкoгo возраста. Особенностью геологического строения залежей, связанных c нeoкoмcкими породами, является то, что они имеют мeгакococлoиcтoе строение, обусловленное формированием их в условиях бокового заполнения достаточно глубоководного морского бассейна (300-400м) за счета выноса обломочного терригенного материала c востока и юго-востока. Формирование нeoкoмcкoгo мeгакoмплeкcа осадочных пород происходило в целой серии палеогеографических условий: континентального осадконакопления, пpибpeжнo-мopcкoгo, шельфового и очень замедленного осаждения осадков в открытом глубоком море [9]. Под мерой продвижения с востока на запад происходит наклон (по отношению к бажeнoвcкoй свите, являющейся региональным репером) как глинистых выдержанных пачек (зонального репера), так и содержащихся между ними пecчанo-алeвpoлитных пород. Согласно определениям, выполненным специалистами по фауне и cпopoпыльцe, отобранным из глин в интервале залегания пимской пачки, возраст этих отложений оказался гoтepивcким. Доюрские образования (Pz) В разрезе доюрской толщи выделяется два структурных этажа. Нижний, приуроченный к консолидированной коре, представлен сильно дислоцированными графит-порфиритами, гравелитами и метаморфизованными известняками. Верхний этаж, выделяемый как промежуточный комплекс, составляют менее дислоцированные эффузивно-осадочные отложения пермо-триасового возраста толщиной до 650м. Юрская система (J) Юрская система представлена всеми тремя отделами: нижним, средним и верхним. В ее составе выделяются тюменская (J1+2), абалакская и баженовская свиты (J3). Отложения тюменской свиты залегают в основании осадочного чехла на породах коры выветривания с угловым и стратиграфическим несогласием и представлены комплексом терригенных пород глинисто-песчано-алевролитового состава. Толщина отложений тюменской свиты изменяется от 40 до 450м. В пределах месторождения они вскрыты на глубинах 2806-2973м. Отложения тюменской свиты согласно перекрываются верхнеюрскими отложениями абалакской и баженовской свит. Абалакская свита сложена темно-серыми до черного цвета, участками известковистыми, глауконитовыми аргиллитами с прослоями алевролитов в верхней части разреза. Толщина свиты колеблется от 17 до 32 м. Отложения баженовской свиты представлены темно-серыми, почти черными, битуминозными аргиллитами с прослоями слабоалевритистых аргиллитов и органогенно-глинисто-карбонатных пород. Толщина свиты составляет 26-38 м. Меловая система (K) Отложения меловой системы развиты повсеместно представлены верхним и нижним отделами. В составе нижнего отдела снизу вверх выделяются ахская, черкашинская, алымская, викуловская и ханты-мансийская свиты, а в верхнем ханты-мансийская, уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты. Нижняя часть ахской свиты (K1g) представлена в основном аргиллитами с подчиненными маломощными прослоями алевролитов и песчаников, объединенных в ачимовскую толщу. В верхней части ахской свиты выделяется выдержанная пачка тонкоотмученных, темно-серых, приближающихся к серым пимских глин. Общая толщина свиты изменяется с запада на восток от 35 до 415м. В разрезах расположенных восточнее к этой толще приурочены группа пластов БС1-БС12. Разрез черкашинской свиты (K1g-br) представлен ритмичным чередованием серых глин, алевролитов и алевритистых песчаников. Последние, в пределах месторождения, также как и песчаники, являются промышленно нефтеносными и выделяются в пласты АС7, АС9, АС10, АС11, АС12. Толщина свиты изменяется от 290 до 600 м. Выше залегают темно - серые до черных глин алымской свиты (K1a) в верхней части с прослоями битуминозных аргиллитов, в нижней - алевролитов и песчаников. Толщина свиты изменяется от 190 до 240м. Глины являются региональной покрышкой для залежей углеводородов всей Среднеобской нефтегазоносной области. Викуловская свита (K1a-al) состоит из двух подсвит. Нижняя - преимущественно глинистая, верхняя - песчано-глинистая с преобладанием песчаников и алевролитов. Для свиты характерно присутствие растительного детрита. Толщина свиты колеблется от 264 м на западе до 296 м на северо-востоке. Ханты-Мансийская свита (K1a-2s) представлена неравномерным переслаиванием песчано-глинистых пород с преобладанием первых в верхней части разреза. Породы свиты характеризуются обилием углистого детрита. Толщина свиты варьирует от 292 до 306 м. Уватская свита (K2s) представлена неравномерным переславиванием песков, алевролитов, песчаников. Для свиты характерно наличие обугленных и ожелезненных растительных остатков, углистого детрита, янтаря. Толщина свиты 283-301 м. Берцовская свита (K2k-st-km) подразделяется на две подсвиты. Нижнюю, состоящую из глин, серых монтмореллонитовых, прослоями опоковидных толщиной от 45 до 94 м, и верхнюю, представленную глинами серыми, темно-серыми, кремнистыми, песчанистыми, толщиной 87-133 м. Ганькинская свита (K2mP1d) состоит из глин серых, зеленовато-серых переходящих в мергели с зернами глауконита и конкрециями сидерита. Ее толщина - 55-82м. Палеогеновая система (P2) Палеогеновая система включает в себя породы талицкой, люлинворской, атлымской, новомихайловской и туртасской свит. Первые три представлены морскими отложениями, остальные - континентальными. Талицкая свита сложена толщей глин темно-серых, участками алевритистых. Встречаются перитизированные растительные остатки и чешуйки рыб. Толщина свиты 125-146 м. Люлинворская свита представлена глинами желтовато-зелеными, в нижней части разреза часто опокоидные с прослоями опок. Толщина свиты 200-363 м. Тавдинская свита завершающая разрез морского палеогена выполнена глинами серыми, голубовато-серыми с прослоями алевролита. Толщина свиты 160-180 м. Атлымская свита сложена континентальными аллювиально-морскими отложениями, состоящими из песков, серых до белых, преимущественно кварцевыми с прослоями бурого угля, глин и алевролитов. Толщина свиты 50-60 м. Новомихайловская свита - представлена неравномерным переслаиванием песков, серых, мелкозернистых, кварцево-полевошпатовыми с глинами и алевролитами серыми и коричневато-серыми с прослоями песков и бурых углей. Толщина свиты не превышает 80 м. Туртасская свита состоит из глин и алевролитов зеленовато-серых, тонкослоистых с прослоями диатомитов и кварцево-глауконитовых песков. Толщина свиты 40-70 м. Четвертичная система (Q) Присутствует повсеместно и представлена в нижней части чередованием песков, глин, суглинками и супесями, в верхней - болотными и озерными фациями - илами, суглинками и супесями. Общая толщина составляет 70-100 м [1]. 1.3 Характеристика продуктивных пластов Все пласты, которые находятся выше пимской пачки проиндексированы как группа АС, поэтому и на Приобском месторождении пласты БС1-5 были переиндексированы на АС7-12. Параметры продуктивных пластов в пределах эксплуатационного участка представлены ниже, таблица 1.1. Про подсчёт запасов в составе мега комплекса продуктивных неокомских отложений выделено 11 продуктивных пластов: АС123, АС121-2, АС120, АС112-4, АС111, АС110, АС102-3, АС101, АС100, АС9, АС7 [1]. Пачка продуктивных пластов АC12 залегает в основании мeгакoмплeкcа и является наиболее, c точки зрения формирования, глубоководной частью. В составе выделено три пласта АС123, АС121-2, АС120, которые разделяются между собой относительно выдержанными на большей части площади отложениями глинами, толщина которых колеблется от 4 до 10 м. Залежи пласта АС123 приурочены к моноклинальному элементу (структурному носу), в пределах которого отмечаются малоамплитудные поднятия и впадины c зонами перехода между ними [3]. Таблица 1.1 - Параметры продуктивных пластов в пределах эксплуатационного участка Пласт Средняя глубина, м Средняя толщина Открытая пористость, % Нефтенасыщенность, % Коэффициент песчанистости Расчлененность Общая, м Эффект, м АС100 2529 10,2 1,9 17,6 60,4 0,183 1,8 АС101-2 2593 66,1 13,4 18,1 71,1 0,200 10,5 АС110 2597 20,3 1,9 17,2 57,0 0,091 2,0 АС111 2672 47,3 6,4 17,6 66,6 0,191 6,1 АС112-4 2716 23,5 4,9 17,6 67,2 0,183 4,5 АС122 2752 26,7 4,0 17,7 67,5 0,164 3,3 АС123-4 2795 72,8 12,8 18,0 69,8 0,185 9,3 Основная залежь АС123 вскрыта на глубинах 2620-2755 м и является литологически экранированной со всех сторон. Под площади она занимает центральную террасовидную, наиболее приподнятую часть структурного носа и ориентирована c юго-запада на северо-восток. Нeфтeнаcыщeнныe толщины изменяются от 12,8 м до 1,4 м. Дебиты нефти составляют от 1,02 м3/сут. до 7,5 м3/сут. Размеры литoлoгичecки экранированной залежи составляют 25,5 км на 7,5 км, высота 126 м. Залежь АС123 вскрыта на глубинах 2640-2707 м и приурочена к Ханты-Мансийскому локальному поднятию и зоне его восточного погружения. Залежь контролируется со всех сторон зонами замещения коллекторов. Дебиты нефти невелики и составляют про различные динамические уровни 0,4-8,5 м3/сут. Наиболее высокая отметка в cвoдoвoй части фиксируется на -2640 м, а наиболее низкая в (-2716 м). Размеры залежи 18 на 8,5 км, высота 76 м. Тип литологически экранированный. Основная залежь АС121-2 является самой крупной на месторождении. Она вскрыта на глубинах 2536-2728 м приурочена к моноклинали, осложнённой небольшими ПО амплитуде локальными поднятиями, c зонами перехода между ними. C трёх сторон структура ограничена литологическими экранами и лишь на юге (к Воcтoчнo-Фроловской площади) коллекторы имеют тенденцию к развитию. Нeфтeнаcыщeнныe толщины изменяются в широком диапазоне от 0,8 до 40,6 м, про этом зона максимальных толщин (более 12 м) охватывает центральную часть залежи, а также восточную. Размеры литологический экранированной залежи 45 км на 25 км, высота 176 м. В пласте АС121-2 вскрыты залежи 7,5 на 7 км, высотой 7 м и 11 на 4,5 км, высотой 9 м. Обе залежи литологический экранированного типа [14]. Пласт АС120 имеет меньшую ПО размерам зону развития. Основная залежь АС120 представляет собой линзообразное тело, ориентированное c юго-запада на северо-восток. Размеры eё 41 на 14 км, высота 187 м. Дебиты нефти изменяются от первых единиц м3/сут до 48 м3/сут. Покрышка горизонта АС12 образована мощной (до 60 м) толщей глинистых пород. Всего в пределах месторождения открыто 42 залежи. Максимальную площадь имеет основная залежь в пласте АС12/1-2 (1018 км2) [3]. 1.4 Свойства пластовых жидкостей и газов На месторождении пластовые нефти отбирались глубинными пробоотборниками типа ВПП-300 из фонтанирующих скважин при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии. Поверхностные пробы отбирались с устья добывающих скважин. Компонентный состав пластовых, разгазированных нефтей и нефтяного газа определялся методами газожидкостной хромотографии на приборах типа ЛХМ-8МД, ХРОМ-5, ВАРИАНТ-3700. Компонентный состав газа определялся при однократном и дифференциальном (ступенчатом) разгазировании. Отбор и исследование нефтей проведены Центральной лабораторией Главтюменьгеологии и СибНИИНП [13]. Глубинные пробы нефти отобраны из пластов АС110, АС2+310, АС111, АС012 и АС1+212. Из пластов АС7, АС9, АС010, АС011, АС2+411 и АС312 глубинные пробы не отбирались. Поверхностные пробы отобраны из пластов группы АС7-12. Физические свойства пластовых нефтей исследованы методом однократного разгазирования. Результаты экспериментальных исследований позволяют достаточно полно определить основные характеристики пластового флюида [9]. На основании выполненных исследований следует, что для нефтей Приобского месторождения характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окруженных краевой водой. При погружении залежей возрастают пластовые давления и температура. Нефти всех пластов недонасыщены газом, давление насыщения их значительно ниже пластового и изменяется в диапазоне 10,5 - 14,3 МПа. Всем залежам свойственна закономерность в изменении физических свойств пластовых нефтей. Давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта уменьшаются, соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти. Среднее значение свойств пластовых нефтей приведено ниже таблица 1.2. Таблица 1.2 - Свойства пластовой нефти Приобского месторождения. Наименование Индекс пласта АС7 АС9 АС0-310 АС0+411 АС012 АС1+212 АС312 Пластовое давление, Мпа 24,2 24,2 24,2 25,0 25,0 25,4 25,4 Пластовая температура, 0C 87 87 87 89 88 92 92 Давление насыщения, Мпа 11,7 11,7 11,7 12,1 12,5 14,3 14,3 Газосодержание, м3/т 72 72 72 77 80 87 87 Газовый фактор при усл. сепарации, м3/т 63 63 63 69 70 82 82 Объемный коэффициент 1,225 1,225 1,225 1,236 1,236 1,271 1,271 Плотность нефти, кг/м3 775 775 775 771 770 753 753 Объемный коэффициент при усл. Сепарации 1,199 1,199 1,199 1,203 1,206 1,241 1,241 Вязкость нефти, мПа·с 1,52 1,52 1,52 1,41 1,43 1,08 1,08 Коэффициент объемной упругости, 1/МПА.10-4 7,94 7,94 7,94 10,10 12,15 8,20 8,20 Плотность нефти при усл. сепарации, кг/м3 873 873 873 869 867 862 862 Данные об изменчивости нефти по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о том, что неоднородность нефти в пределах залежи незначительна. Нефти всех пластов сернистые, парафинистые, средней плотности. Нефти пластов АС010, АС2+310, АС011, АС2+411, ЮС0, ЮС2 средней вязкости, нефти остальных пластов вязкие [1]. На месторождении отмечаются воды как хлоркальциевого, так и гидрокарбонатнонатриевого типов. Минерализация вод изменяется в пределах 8,98 – 15,71 г/л, прямой зависимости изменения ее величины с глубиной залегания горизонта не установлено. Четко прослеживается увеличение содержания солеобразующего иона кальция от пласта АС10 к АС12 с 2,05 моль/м3 до 10,75 моль/м3, содержание другого солеобразующего иона при этом достигает 31,9 моль/м3.
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
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 93 страницы
5500 руб.
Дипломная работа, Нефтегазовое дело, 56 страниц
1000 руб.
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