Файл: Предоставить краткую геологичесую характеристику Мамонтовского месторождения.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Не указан

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 30.11.2023

Просмотров: 169

Скачиваний: 5

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.


Размеры залежи составляют 12 х 21,5 км. ВНК - 2397 м -2398 м. Основная трудность извлечения запасов пласта БС10 связана с малой нефтенасыщенной толщиной, нерентабельной для самостоятельного разбуривания.

Пласт БС1-2 10 распространен на 80% площади месторождения и содержит ¾ запасов горизонта БС10. Отличается высокой
проницаемость (0,240мкм2) и песчанистостью (0,79). Толщина первого проницаемого прослоя 3,2 м, 19 начальная нефтенасыщенность 0,72. На водонефтяную зону приходится 30% площади залежи Объект имеет невысокую прерывистость.

Пласт БС3 10 занимает 30% площади месторождения и содержит 20%запасов горизонта БС10. Распространен в западной части месторождения. Имеет такую же толщину, как пласт Б1-2 10, но проницаемость его вдвое ниже. Перекрываются пласты БС1-2 10 и БС3 10 в плане лишь на 10% площади горизонта и имеют в этой зоне ухудшенные коллекторские свойства. Водонефтяная зона занимает в пласте БС10 1/3 часть площади. Таким образом, в пластах БС1-2 10 и БС3 10 содержатся наиболее активные запасы нефти по месторождению.

Пласт БС11 распространен на 11% площади месторождения. Отделяется от горизонта БС10 выдержанным глинистым разделом. Залежь массивного типа. Выделяется два песчаных ритма. К верхнему, толщиной 9-10 метров, приурочена залежь нефти. Нижний водоносный ритм отделен от верхнего невыдержанным глинистым разделом толщиной 3-4 метра. Таким образом, продуктивные пласты Мамонтовского месторождения представлены широким спектром характеристик, требующих применение гибких и эффективных систем разработки для эффективного извлечения запасов.

1.4 СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ

На Мамонтовском месторождении характер изменения свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой.

Нефти Мамонтовского месторождения относятся к маловязким, вязкость 9-15 мПа.с с незначительным газосодержанием 36-56м3/сут, давлением насыщения 6,9-9,7МПа. Нефти сернистые, парафинистые, смолистые, тяжёлые (807-845кг/м3).

Пластовые воды напорные, термальные, солёные, практически безсульфатные.

Газ, растворённый в подземных водах, метанового состава. Температура подземных вод изменяется по разделу от 74 до 830С.

В таблицах 1 – 3 приведены основные физико-химические свойства нефти и газа.

Таблица 1 - Физические свойства пластовой нефти

Параметры
AC4
AC5-6
БС8
БС10
БС11

Давление насыщения газом Рн, кгс/см2
82
76
82
94
92

Газосодержание R, м3/т
41,7
42,3
41,5
60,5
60,5

Рабочий газовый фактор при условиях сепарации, м3/т



32,5
34,4
51,7
48,24

Объёмный коффицент
1,117
1,113
1,099
1,178
1,189

Плотность нефти, г/см3
0,824
0,825
0,841
0,799
0,795

Вязкость нефти, сП
9,14
10,85
8,14
12,44
10,2

Температура насыщения парафином ,0С
29,7
29,6
38,5
30,3
30,3

Таблица 2 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (молярная концентрация, %)

Наименование
Газ, выделявшийся из нефти в стандартных условиях
Смесь газа многоступенча-того разгазированая в стандартных условиях
Нефть разгазированая однократно в стандартных условиях
Нефтпосле многоступ.разгозирования при усл. сепарации
Пластовая нефть

Двуокись углерода
0,21
0,26
-
0
0.07

Азот
1,46
1,45
-
0
0,55

Метан
68,8
75,8
0,2
0,03
26,03

Этан
6,22
6,55
0,13
0.3
2,39

Пропан
11,43
9,56
1,38
3,18
5,35

Изобутан
2,01
1,17
0.6
1,11
1,13

Нормальный бутан
5,57
3,14
2,63
4,15
3,75

Нормальный пентан
1.7
0,82
2,79
3,29
2,4



Изогексан
0,57
0,6
2,15
85,9
1,56

Нормальный гексан
0.49
-
2,41
-
1,68

Остаток (С7+высшие)
0.17
-
86,11
-
53,56

Малекулярная масса
26,15
25,95
256
244
167

Плотность при стандартных усл. кг/м3
1,087
0,954
876
-
799

Продолжение таблицы 2.

Таблица 3- Анализ газа на химический состав




С1
С2
С3
iС4
nC4
iC5
nC5


CO2
Азот

УПСВ
5,57
2,08
36,15
6,32
18,44
4,19
6,12
6,92
0,61
3,23

1,79
7,29
31,99
7,37
21,54
6,07
8,86
12,52
0,54
2,07

82,5
4,76
6,74
1,01
2,3
0,42
0,48
0,12
0,32
2,2

63,24
6,85
14,23
2,81
6,4
1,45
1,66
0,51
0,66
1,0

Воды продуктивных горизонтов АС4-5-6, БС8, БС10 относятся к хлор-кальциевому типу со значительным содержанием ионов. В результате нарушения первоначальных условий и обводнения пласта при эксплуатации месторождения в системе пласт-скважина-сборный трубопровод возможно отложение солей.


2 ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1 ОСЛОЖНАЮЩИЕ ФАКТОРЫ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН

В промысловой практике к факторам, осложняющих работу нефтяных скважин принято относить:

  1. Асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО). Асфальтосмолопарафиновые отложения - тяжелые компоненты нефти, отлагающиеся на внутренней поверхности нефтепромыслового оборудования и затрудняющие его добычу, транспорт и хранение. Представляют собой сложную углеводородную смесь, состоящую из парафинов (20-70% мас.), асфальто-смолистых веществ (АСВ) (20-40% мас.), силикагелевой смолы, масел, воды и механических примесей.



Рисунок 1 - Схема движения нефти в полости НКТ при высокой обводненности продукции:

а) поверхность металла гидрофобная; б) поверхность гидрофильная; 1 - штанга, 2-НКТ, 3-нефть, 4-АСПО, 5-вода.

В состав асфальто-смолистых веществ входят азот, сера и кислород. АСВ обладают высокой молекулярной массой, не летучи, имеют существенную неоднородность структуры. Содержание смолистых веществ в нефти возрастает в связи с испарением легких компонентов и ее окислением. Иногда к группе смолистых соединений относят асфальтены.

Асфальтены - порошкообразные вещества бурого или коричневого

цвета, с плотностью более единицы, массовое содержание которых в нефти достигает 5,0 %. В асфальтенах содержится (% мас.): углерода - 80,0-86,0, водорода - 7,0-9,0, серы - до 9,0, кислорода -1,0 - 9,0 и азота - до 1,5. Они являются наиболее тугоплавкой и малорастворимой частью отложений тяжелых компонентов нефти.

Парафины - углеводороды метанового ряда. В пластовых условиях находятся в нефти в растворенном состоянии. В зависимости от содержания парафинов нефти классифицируют на:

  • малопарафиновые -менее 1,5 % мас.;

  • парафиновые - от 1,5 до 6 % мас.;

  • высокопарафиновые - более 6 % мас.

Парафины устойчивы к воздействию различных химических реагентов (кислот, щелочей и др.), легко окисляются на воздухе.

Высокомолекулярные парафины - церезины более высокой температурой кипения, большими молекулярной массой и плотностью.


Выделяют две стадии образования и роста АСПО. Первой стадией является зарождение центров кристаллизации и рост кристаллов парафина непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности. На второй стадии происходит осаждение на покрытую парафином поверхность более крупных кристаллов.

На образование АСПО оказывают существенное влияние:

  • снижение давления на забое скважины и связанное с этим нарушение гидродинамического равновесия газожидкостной системы;

  • интенсивное газовыделение;

  • уменьшение температуры в пласте и стволе скважины;

  • изменение скорости движения газожидкостной смеси и отдельных ее компонентов;

  • состав углеводородов в каждой фазе смеси;

  • соотношение объема фаз;

  • состояние поверхности труб.

Интенсивность образования АСПО зависит от преобладания одного или нескольких факторов, которые могут изменяться по времени и глубине, поэтому количество и характер отложений не являются постоянными.

  1. Отложения неорганических солей. При добыче нефти и газа на внутренней поверхности промысловых трубопроводов и оборудования



широкого ряда месторождений образуются отложения неорганических солей.

Отложение солей в нефтедобыче происходит при любых способах эксплуатации скважин, однако наиболее негативные последствия имеют место при добыче нефти с помощью штанговых глубинных насосов (ШГН) и установок электропогружных центробежных насосов (ЭЦН). Наличие неорганических солей на поверхности рабочих органов насосов повышает их износ, приводит к заклиниванию вала ЭЦН и плунжера ШГН, разрушению рабочих колес.

В этих условиях межремонтный период работы механизированного фонда скважин существенно уменьшается. Солеотложения также присутствуют в групповых замерных установках, нефте- и газосборных коллекторах, системах подготовки нефти и т. п. Разнообразие горно-геологических особенностей строения продуктивных пластов, состава пластовых флюидов и типов вод, используемых для поддержания пластового давления, предопределило разнообразие причин образования отложений неорганических солей на поверхности оборудования, а также различие в их составе для разных месторождений.

По преимущественному содержанию неорганических солей определенного вида различают три основные группы наиболее часто встречающихся отложений: сульфатные, карбонатные и хлоридные. На оборудовании добывающих скважин и Г3У залежей терригенного девона отмечены отложения радиобарита.

Смотрите также файлы