Главная > Курсовой проект


По данным ГИС самое низкое положение нефтенасыщенно-го прослоя отбивается на абс. отметке -783,0м в скв. № 629, кровля водоносного - на абс. отметке -783,4м. В процессе бурения этой скважины испытателем пластов КИИ-146 был опробован интервал с абс. отметками -775,4 - 790,4м, из которого получили приток нефти (250л) и воды (150л). Контур залежи проведен по подошве нефте-насыщенного прослоя на абс. отметке -783,0м,-

По данным ГИС в скв. № 86 выделены 4 нефтенасыщенных пористо-проницаемых прослоя, в скв. № 628 и № 629 - по два. Сум­марная нефтенасы-Щенная толщина их составляет сответственно 4,0; 1,6 и 1,4м.

Глубина залегания продуктивных отложений - 842,0м, этаж нефтеносности - 35,8м. По типу залежь пластовая сводовая с лито-логическим экраном.

2.5. Физико-химические свойства нефти, газа и пласто­вой воды

Исследование физико-химических свойств нефтей проводи­лось по глубинным и поверхностным пробам. Анализы поверхност­ных нефтей выполнены в нефтесырьевых лабораториях ВНИИ уг­леводородного сырья и ЦНИЛ объединения 1 атнефть. Пробы пла­стовой нефти отбирались глубинными пробоотборниками типа ПД-З-ЦГН-23 во время испытания пластов кратковременной пробной эксплуатацией. Исследование пластовых нефтей проводилось на установках УИПН-2 и АСМ-300 М. Вязкость определялась виско­зиметром ВВДУ и капиллярным типа ВП. Удельный вес дегазиро­ванной нефти определялся пикнометрическим способом. Анализы проб поверхностных нефтей проводились согласно ГОСТов. На месторождении отобрано и проанализировано 40 поверхностных и 16 пластовых проб нефти (совместно с Сунчелеевским месторож­дением), но использовались только качественные пробы, 31 поверх­ностная и 8 пластовых (табл. 2)

— пробы отобраны на залежах Демкинского месторожде­ния

Результаты исследований пластовых и поверхностных неф­тей, средние качения параметров по горизонтам приведены в табл. 2.Л-2.3.

Каширский горизонт Из пластов каширского горизонта проанализировано 4 поверхност­ные пробы нефти и 1 пластовая. Кинематическая вязкость при 50°С - 116,1 мПа-с. Содержание парафина и серы составляет соответст­венно 2,8%, 4,2%. Выход светлых Фракций до 300°С при разгонке по Экглеру составляет 27,9%, Рабочий газофактор равен 5,0 м/т, объемный коэффициент при дегазировании равен 1,0189. вязкость пластовой нефти - 72,7 мПа-с.


КТаблица 2
Данные о количестве проб

38

Билалова Г.М.

Свойства пластовой нефти

Таблица 3

Наименование

Количество исследованных

Диапазон

Среднее значение

скважин

проб

изменения

1

2

3

4

5

Каширский горизонт

Давление насыщения газом. МГТа

1

1

3,4

Газосодержание, м7т

1

1

7,9

Суммарный газовый фактор, м7т

1

I

5,0

з

1

898,9

Вязкость. мПа-с

1

1

72,7

Объемный коэффициент при диф­ференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.

1

]

1,0189

Плотность дегазированной нефти при дифразгазировании, кг/м/

1

1

917.6

иерейский горизонт

Давление насыщения газом. МПа

1

2

2,6-2,7

2,7

Газосодержание, м7т

'

-}

8,2-9,2

8,7

Суммарный газовый фактор, м3

1

2

5,5

Плотность, кг/м3

1

2

896,0-910,0

903,0

Вязкость. мПа-с

1

2

67,4-83,0

75,2

Объемный коэффициент при диф­ференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.

1

2

1,021 1,043

1,0314

Плотность дегазированной нефти при дифразгазировании. кг/м

1

2

928,0-930,1

929,1

Курсовое проектирование по ЭНГМ

39

Продолжение таблицы 3

>бриковский горизонт

Давление насыщения газом, М11а

3

5

2,8-3,5

3,2

Газосодержание. м7т

3

5

5,3-12,4

8,4

Суммарный газовый фактор. м7т

3

5

5,2

Плотность, кг/м"'

3

5

890,4-933,0

'914,0

Вязкость, мПа-с

з

5

49,5-126,5

103,5

Объемь ференц рабочи

1Ый коэффициент при диф-иальном разгазировании в к условиях, доли ед.

3

5

1,008-1

,019

1,(

)144

Плотность дегазированной нефти при дифразгазировании, кг/м3

3

5

901,8-946,5

934,9

остав нефтяного газа при 1 ювании в рабочих условия

Компонентный с газщ

Таблица

цтфференциальном раз-х

(%мольн)

Наименование

Горизонт, ярус

кашир­ский

верейский

башкир­ский

бобриков-

турней-г.кий

3

4

5

6

1

2

Сероводород

0,22

0,49

0,46

0,17

0,17

Углекислый газ

2 65

0,88

7,18

7,18

Азот+редкие

55,61

56,67

47,76

35,83

35,83

в т.ч. метан

16,61

16,70

13,09

19,36

19,36

этан

10,85

10,92

13,70

1

3,27

13

27

пропан

9,89

9,09

1 -.28

13,27

13,27

изобутан

1,21

1.33

2.47

1 49

~\ 40

н. бутан

1,97

2,35

4.30

4,59

4,59

40

Билалова

изопентан

0,48

0.75

0,90

1.38

1.38

н.пентан

0.21

0.38

0,52

0,64

0,64

гексаны

0,30

0.67

0,64

0.82

0,82

Плотность газа, кг/м"

1,241 1

1,2468

1,3572

1,3858

1,3858

Физк

Таблица 5

ко-химические свойства и фракционный состав пазгазирован-

ной нефти

Наименование

Кот ичество исследован­ных

Диапазон изменения

„ч 1)

скважин

проб

■ Средне

значени

1

2

1

4

широкий горизонт

Вязкость. мПа-с

при 20°С

-

-

-

сло/^

4

4

52 1-182 0

116.1

Температура застывания- °С

4

-18

ниже -18

Массовое содержание. %

Серы

4

4

4,0-4,8

4,2

АсфальтеноБ

4

4

7,4-11.0

9,1

Парафинов

4

4

2,0-3,0

2,8

Объемный выход фракций, %

Н.К-!00°С

2

3

0,20-10,0

4,4

до 200°С

2

3

7,0-13,6

12,4

3

3

23.0-33.0

27.9

до 300°С

Курсовое проектирование по ЭНГМ

41

Верейский горизонт

Вязкость. мПа-с

при 20°С

2

у

60.6-274.0

167,3

-

50°С

7

8

50,1-181,6

98.8

Температура застывания, °С

7

8

-2--18

-11

Массовое содержание, %

Серы

7

8

4,3-5,0

4,6

Асфалътенов

7

8

7,5-14,9

10,5

Парафинов

7

8

2,2-3,0

2.6

Объемный выход фракций, %

Н.К.-НКГС

2

3

1,2-4,0

2,6

до 200°С

4

5

8,6-10,4

8,6

до 300°С

4

5

21,4-36,0

28,5

Е

ашкирский ярус

Вязкость, мПа-с

при 20°С

-

-

-

50°С

8

я

115 0-333.3

173,7

Температура застывания, °С

->

2

-12

-12

Массовое содержание, %

С еры

8

10

4,4 -4,8

.1 "1

Лсфалыенов

8

10

5,3-12,5

10.7

1 парафинов

8

10

2,5-3,0

2.'

Объемный выход фракций, %

->

2

1,1-1,2

1.2

II К.-100°С

7

5

6,1-9.5

7.0

ло 200°С

2

5

24,2-32,1

2",6

до300°С

2

5

1

24,2-32,1

2~.б

42.__________________________________________________________

Бобриковский горизонт

Вязкость. мПа-с

при 20°С

1

1

180

50°С

4

4

123,0-185,5

145,3

Температура застывания. °С

5

5

-5 - -20

-13

Массовое содержание. %

Серы

5

5

4,2-5,3

4,8

Асфальте нов

5

5

11,2-15,0

13,1

5

2,5-3,1

2,8

Объемный выход фракций, %

Н.К.-100°С

1

1

0,5

до 200°0

7

2

8,0-9,7

8,8

до 300°С

2

9

25,0-28,6

26,8

Вязкость, мПа-с

при 20°С

-

-

-

50°С

3

4

75,5-248,7

133,4

Массовое содержание, %

Серы

3

4

3,8-4,8

4.4

Асфальтеиов

3

4

5,0-12,8

8,4

Парафинов

3

4

2,5-3,7

3,0

Объемный выход фракций, %

Н.К-100°С

1

1

1,0

до 200°С

1

1

10,0

до 300°С

1

1

25,6

Верейский горизонт

Нефти верейских отложенийпредставлен зами поверхностных и 2 анализами пластовых пр

ы восемьн об. Повер;

з анали-шостньк

Курсовое проектирование по ЭНГМ 43

нефти характеризуются вязкостью при 20°С - 167,3 мПа-с, при 50°С - 98,8 мПа-с. Содержание серы, парафина, асфальтеиов соответст­венно составляет 4,6%, 2,6% и 10,5%. Давление насыщения пласто­вой нефти равно 2,7 МПа, рабочий газовый фактор 5,5 м3т, объем­ный коэффициент 1,0314.

Башкирский ярус



Скачать документ

Похожие документы:

  1. Цели и задачи преддипломной практики ее этапы

    Руководство
    ... , необходимых практических навыков по организации труда, технологии ... АПП; ЭНГМ Тема 3. Сбор материалов для дипломного проектирования и ... Коновалова А.Ш., Элияшевский И.В. Дипломное и курсовое проектирование. Бурение нефтяных и газовых скважин Учебное ...

Другие похожие документы..