- •Содержание
- •1. Введение
- •2. Краткая геологическая характеристика месторождения
- •2.1. Объекты разработки и их характеристика
- •2.2. Коллекторские свойства продуктивных пластов
- •Характеристика толщин продуктивных пачек рифа франско-фаменского возраста
- •2.3. Физические свойства пластовых флюидов Свойства и состав нефти, газа и воды.
- •Свойства нефти
- •Компонентный состав нефтяного газа при однократном разгазировании пластовой нефти (моль содержание, %)
- •Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
- •Содержание ионов и примесей в пластовой воде
- •2.4. Показатели разработки залежи
- •3. Скважинные штанговые насосы
- •3.1. Схема установки скважинного штангового насоса (усшн)
- •3.2. Скважинные штанговые насосы, их элементы
- •3.3. Резьбовые соединения насосно-компрессорных труб и насосных штанг
- •3.4. Технологический режим работы усшн при постоянной откачке жидкости ббббббббббббббббббббббббббббббббббббббббб
- •3.5. Технологический режим работы усшн при переодической откачке жидкости
- •3.6. Приборы для исследования работы скважинных насосов
- •3.7. Результаты исследования работы усшн
- •4. Электроцентробежные насосы
- •4.1. Схема установки электроцентробежного насоса (уэцн)
- •4.2. Технологический режим работы уэцн
- •5.1. Конструкция газопесочных якорей
- •5.2. Устройства для борьбы с отложениями парафина в подземном оборудовании
- •6. Элементы системы сбора и подготовки скважинной продукции
- •6.1. Схема групповой замерной установки (гзу)
- •6.2. Схема дожимной насосной станции (днс)
- •6.3. Автоматизация работы установок скважинных насосов
- •7. Нормативно-правова база нефтедобычи
- •7.1. Функциональные обязанности оператора по добыче нефти и газа
- •7.2. Обеспечение требований по охране труда при обслуживании добывающих скважин
- •7.3. Требования по охране окружающей среды при добыче нефти
- •7.4. Отчетная документация в бригаде по добыче нефти
- •7.5. Технико-экономические показатели организации, их динамика за последние три года
- •8. Заключение
- •9. Список использованной литературы
Свойства нефти
Наименование |
Кол-во исследованных |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
|
скважин |
проб/определений |
|||
Давление насыщения, МПа |
6 |
22/69 |
3.64-5.90 |
5.0 |
Газосодержание, м3/т |
6 |
22/69 |
28.59-42.68 |
35.0 |
Объемный коэффициент |
6 |
22/69 |
1.076-1.108 |
1.087 |
Плотность нефти, г/см3 в пластовых условиях |
6 |
22/69 |
0.8558-0.8791 |
0.867 |
Динамическая вязкость, мПа·с |
6 |
22/69 |
9.42-16.7 |
12.0 |
Пластовое давление, МПа |
6 |
22/22 |
9.1-13.8 |
11.1 |
Пластовая температура, оС |
6 |
22/22 |
31-46 |
41 |
Нефть франско-фаменской залежи по пластовым пробам обладает в среднем повышенной вязкостью – 12,0 мПа с (9,42-16,7) и плотностью в пластовых условиях – 0,867 г/см3 (0,8558-0,8791). Среднее газосодержание составляет 35,0 м3 /т (28,59-42,68).
Изучение компонентного состава газа, растворенного в нефти, производилось при однократном разгазировании пластовой пробы нефти в стандартных условиях, полученной из скв. 1098, 1099, 1342, 1344, 1301, 1308. Диапазон изменения и средние значения основных параметров попутного газа представлены в таблице 3.
Газ, растворенный в нефти, характеризуется преимущественно углеводородным составом со средним содержанием 94,2 %. Неуглеводородная составляющая газа представлена азотом (5,07 %), гелием (0,062 %), углекислым газом (1,14%) и водородом (0,27%).
Таблица 3
Компонентный состав нефтяного газа при однократном разгазировании пластовой нефти (моль содержание, %)
Наименование |
Кол-во исследованных |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
|||||
скважин |
проб/ определений |
|||||||
Содержание, мол. % |
|
|
|
|
||||
|
Сероводород |
- |
- |
- |
- |
|||
|
Углекислый газ |
4 |
14/38 |
0.03-4.84 |
1.14 |
|||
|
Азот |
6 |
19/51 |
2.46-7.23 |
5.07 |
|||
|
Гелий |
6 |
14/39 |
0.003-1.032 |
0.062 |
|||
|
Метан |
6 |
19/51 |
43.0-62.01 |
53.79 |
|||
|
Этан |
6 |
19/51 |
5.61-17.82 |
9.19 |
|||
|
Пропан |
6 |
19/51 |
14.85-23.31 |
18.57 |
|||
|
Бутан |
6 |
19/51 |
4.75-7.35 |
6.39 |
|||
|
Изобутан |
6 |
19/51 |
1.84-3.52 |
2.90 |
|||
|
Пентан |
6 |
19/51 |
0.78-1.75 |
1.25 |
|||
|
Изопентан |
6 |
19/51 |
1.56-3.12 |
2.11 |
|||
|
Гексан |
3 |
8/18 |
0.48-1.16 |
|
|||
|
Водород |
5 |
14/38 |
0.003-1.38 |
0.27 |
|||
Плотность газа по воздуху |
6 |
19/51 |
0.948-1.205 |
1.0345 |
||||
Для изучения свойств нефти в поверхностных условиях было отобрано и проанализировано 74 поверхностных пробы из 16 скважин месторождения, представительными были признаны 48 проб (51 определение). Часть проб отбракована из-за значительной разницы в плотности и вязкости нефти и большего содержания воды в пробе.
В связи с отсутствием поверхностных проб из пачки I, а также большим количеством проб, отобранных при совместном испытании и эксплуатации пачек II+III, I+II+III и незначительным отклонением основных параметров поверхностной нефти по пачкам, приняты осредненные значения параметров поверхностной нефти в целом по месторождению. Сведения о результатах лабораторных исследований проб приводятся в таблице 4.
Нефти франско-фаменской залежи месторождения средние по плотности, парафиновые (< 6% масс), высокосернистые (> 2% масс), высокосмолистые (> 15% масс). Выход легких фракций при t – 300 оС составил 35,8%.
Товарные свойства нефти, отобранной из франско-фаменских отложений, исследовались по полной программе в 1994 г. АО Средневолжским НИИ по нефтепереработке (АО СвНИИ НП), г. Новокуйбышевск.
Таблица 4