ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 09.01.2024
Просмотров: 212
Скачиваний: 6
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Пачка Спд3
Нефть по результатам одной пробы - повышенной вязкости (при 20 0С - 20,5
), сернистая (содержание серы - 2, 69 %), плотность - 890 кг/м3 содержание парафина - 2,39 %.Пачка Скш 1
Нефти сернистые (содержание серы - от 2,47 до 2,9294), малопарафинистые, парафинистые (содержание парафина - от 0,3 до 3,794).
Содержание асфальтенов колеблется от 2,9 до 5,0 %. Содержание ванадия и никеля составляют: ванадий - от 34 до 123 г/т (в среднем 55,42 г/т); никель - от 9, до 39,0 г/т (в среднем 18,75 г/т). Вязкость нефти при 20 0С составляет в среднем 17,21
(от 11,97 до 27,7 
), при 50 0С - 6,6 (от 6,46 до 6,8 ). Температура начала кипения нефти в среднем равна 53 0С, температура плавления парафина - 45,6 0С. Плотность поверхностной нефти изменяется по скважинам от 857 до 888 кг/м3 и в среднем составляет 874 кг/м3. Выход светлых фракций, выкипающих до 100 0С, - от 4,2 до 8,5 %; выход светлых фракций, выкипающих до 150 0С, - от 14,5 до 15,0 %; выход светлых фракций, выкипающих до 200 0С, - от 1 до 24,0 94; выход светлых фракций, выкипающих до 3000С, - от 20,6 до 67,5%.Нефть среднего карбона вязкая и повышенной вязкости, тяжелая, парафинистая, смолистая, сернистая и высокосернистая. Терригенная толща нижнего карбона.
Пластовые пробы нефти ТТНК на Арланской площади отобраны из пластов СII, CIII, CVI и из совместно опробованных пластов.
Пласт СII
Плотность пластовой нефти охарактеризована 2 пробами и изменяется от 879 до 887 кг/м3, средняя 883 кг/м3 ; вязкость - от 17,9 до 20,0
, газосодержание - от 19,2 до 21,7 м3/т, коэффициент объемной упругости от 6,9 до 7,0 
, пластовая температура - 24 0С, давление насыщения от 7,85 до 8,48 МПа, плотность нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях составляет 890 кг/м3.Пласт СIII
Плотность пластовой нефти составляет 883 кг/м3, вязкость 19,1
, газосодержание - 18,9 м3/т, давление насыщения - 7,26 МПа, коэффициент объемной упругости - 7,0 плотность нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях 892 кг/м3, пластовая температура – 240С
Пласт CVI
Плотность пластовой нефти охарактеризована двумя пробами и изменяется от 869 до 886 кг/м3 (средняя 879 кг/м3), вязкость - 18,1
, газосодержание - от 15,4 до 21,0 м3/т, коэффициент объемной упругости - от 6,6 до 7,1МПа давление насыщения - от 6,6 до 7,1 
, плотность нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях от 884 до 901 кг/м3 (среднее значение 890 кг/м ), пластовая температура - 24 0С.Поверхностные пробы нефти ТТНК отобраны практически из всех продуктивных пластов и исследованы как раздельно по каждому пласту (СI, CII, CIII, СIV, CV, CVI), так и в целом по разрезу, поскольку в большинстве скважин на месторождении совместно эксплуатируются несколько пластов.
Пласт СI
Плотность нефти изменяется от 898 до 917 кг/м3 и в среднем составляет 909 кг/м3, вязкость при 20 0C - 56,2
, при 50 0C - от 28,0 до 33,1 . Содержание серы - от 1,8 до 2,1%, асфальтенов - от 3,9 до 7,4 %, парафина - от 1,7 до 3,6 %, температура начала кипения - от 57 до 68 0C, температура плавления парафина - от 45 до 50 0C. Выход светлых фракций, выкипающих до 100 0C, от 4,5 до 5,0 %; выход светлых фракций, выкипающих до 150 0C, - от 9,0 до 9,8 %, выход светлых фракций, выкипающих до 200 0C, - от 15,0 до 16,0 %; выход светлых фракций, выкипающих до 300 0C, - от 29,0 до 30,5 %.Пласт CII
Плотность нефти в среднем равна 896 кг/м3 . Вязкость при 20 0C - от 33,3 до 79,6
, при 50 0C - от 26,2 до 31,3 , содержание воды – от 0,08 до 3,5 %, содержание серы - от до 3,49 %, асфальтенов - от 3,4 до 4,6 %, парафина - от 2,7 до 3,2 %. Температура начала кипения - от 47 до 67 0C, температура плавления парафина - от 51 до 52 0C. Выход светлых фракций, выкипающих до 100 0C - от 4,9 до 5,0 %; выход светлых фракций, выкипающих до 150
0C, - от 9,5 до 10,0 %; выход светлых фракций, выкипающих до 200 0C, - от 14,6 до 17,2 %; выход светлых фракций, выкипающих до 300 0C, - от 30,0 до 67,0 %.
Пласт CIII
Плотность нефти изменяется от 880 до 919 кг/м3 и в среднем равна 899 кг/м3, вязкость при 20 0C - от 24,7 до 52,5
, при 50 0C - от 25,4 до 35,5 , содержание воды - от 0,2 до 8,5 %, содержание серы - от 1,7 до 3,0 %, асфальтенов - от 5,8 до 8,0 %, парафина - от 2,3 до 3,4 %. Температура начала кипения - от 61 до 67 0C, температура плавления парафина - от 51 до 52 0C. Выход светлых фракций, выкипающих до 100 0C, - от 4,0 до 5,0 %; выход светлых фракций, выкипающих до 1500C, - от 8,5 до 9,0 %, выход светлых фракций, выкипающих до 200 0C, - от 14,0 до 18,1 0C; выход светлых фракций, выкипающих до 300 0C, - от 28,0 до 37,2%.Пласт CIV
Плотность нефти в среднем равна 882 кг/м3 (от 865 до 921 кг/м3), вязкость при 20 0C варьирует в пределах от 13,1 до 79,26
. Содержание воды - от 0 до 27,0 %, асфальтенов - от 1,3 до 6,8 %. Температура начала кипения - от 55 до 82 0C. Выход светлых фракций, выкипающих до 200 0C, - от 10,3 до 17,5 %; выход светлых фракций, выкипающих до 300 0C, - от 26,6 до 33,0 %.Пласт CV
Плотность нефти изменяется от 889 до 926 кг/м и в среднем равна 910 кг/м3, вязкость при 20 0C - 30,5
, при 50 0C - от 26,4 до 34,0 .Содержание серы - от 1,6 до 3,29 0%, асфальтенов - от 7,1 до 7,3 %, парафина - от 3,2 до 4,3 %. Температура начала кипения - от 59 до 73 0C, температура плавления парафина - от 46 до 48 0C. Выход светлых фракций, выкипающих до 100 0C, - от 4,0 до 4,5 %; выход светлых фракций, выкипающих до 150 0C, - от 8,0 до 9,0 %; выход светлых фракций, выкипающих до 200 0C, - от 13,5 до 20,0 %; выход светлых фракций, выкипающих до 300 0C, - от 29,0 до 36,1%.
Пласт СVI
Плотность нефти в среднем равна 895 кг/м3 (от 833 до 921 кг/м3), вязкость при 20 0C - от 11,09 до 76,2
, содержание серы от 2,77 до 4,47 %, асфальтенов - от 2,2 до 16,2 %, парафина - от 2,87 до 4,1 %, смол силикагелевых - от 13,2 до 16,23 %, температура начала кипения - от 38 до 85 0C, температура плавления парафина - от 52 до 58 0C. Выход светлых фракций, выкипающих до 200 0
C, - от 4,7 до 19,9 %; выход светлых фракций, выкипающих до 300 0C, - от 22,3 до 39,9%.
Общая характеристика: нефть ТТНК повышенной и высокой вязкости, тяжелая, парафинистая, смолистая, сернистая и высокосернистая.
На Вятской площади не проводились исследования поверхностных проб нефти пластов CIV0 и CVI0.
Турнейский ярус
Пластовые пробы. Плотность пластовой нефти турнейского яруса составляет 886 кг/м3 , вязкость - 25,0
, давление насыщения - 3,9 МПа, газосодержание - 8,3 м3/т, плотность нефти при однократном разгазировании в стандартных условиях - 891 кг/м3 , пластовая температура - 25 0C.Таблица 1 – Свойства нефти, газа и воды
| Пласт | Плотность, кг/м3 | Вязкость, | Сера, % | Асфальтены,% | Парафины,% | Температура начала кипения. 0C | Температура плавления парафина, 0C | Вода,% | Силикагелевые смолы,% | ||||
| СI | 909 | 28,0 - 33,1 | 1,8 - 2,1 | 3,9 - 7,4 | 1,7 - 3,6 | 57 - 68 | 45 - 50 | - | - | ||||
| CII | 896 | 26,2 - 31,3 | 3,49 | 3,4 - 4,6 | 2,7 - 3,2 | 47 - 67 | 51 - 52 | 0,08 - 3,5 | - | ||||
| CIII | 899 | 25,4 - 35,5 | 1,7 - 3,0 | 5,8 - 8,0 | 2,3 - 3,4 | 61 - 67 | 51 - 52 | 0,2 - 8,5 | - | ||||
| CIV | 882 | 13,1 - 79,26 | 0 - 27,0 | 1,3 - 6,8 | - | 55 - 82 | - | - | - | ||||
| CV | 910 | 26,4 - 34,0 | 1,6 - 3,29 0 | 7,1 - 7,3 | 3,2 - 4,3 | 59 - 73 | 46 - 48 | - | - | ||||
| СVI | 895 | 11,09 - 76,2 | 2,77 - 4,47 | 2,2 - 16,2 | 2,87 - 4,1 | 38 - 85 | 52 - 58 | - | 13,2 - 16,23 | | |||
2.Расчетно-технический раздел
2.1 Технология проведения работ
2.1.1.Характеристика добыча нефти механизированным способом в условиях Вятской площади Арланского месторождения
В нашей стране наибольшее распространение по фонду добывающих скважин получили СШНУ, а по объему добычи — УЭЦН. Это связано с тем, что установки СШНУ предназначены для эксплуатации низко- и среднедебитных скважин, а установки УЭЦН — для эксплуатации средне- и высокодебитных скважин. Остальные установки (УГПН, УЭВН, УЭДН, УСН) ни по фонду добывающих скважин, ни по добыче нефти не могут пока конкурировать с СШНУ и УЭЦН и предназначены для определенных категорий скважин.
Таблица 2- Область применения СШНУ
| Показания | Значения |
| 1 | 2 |
| Содержание воды, % | До 99 |
| Содержание сероводорода, мг/л | Не более 50 |
| Температура, 0С | До 130 |
| Максимальная вязкость | 0,025 Пас |
| Минерализация воды менее | Менее 10 мг/л |
| Механические примеси | Менее 1,3 мг/л |
| Содержание свободного газа С применением газосепаратора | Менее 10% Менее 75% |
| Водородный показатель попутной воды | 4,2-8 рН |
| Общий дебит, м3/сут | До 200 |
Продолжение таблицы 2
| 1 | 2 |
| Общий напор насоса, м | 650-2500, реже 3000 |
| Средний дебит насоса, м3/сут | До 30-40, реже 50 |
| Средний напор насоса, м | 1000-1500 |
Невставные насосы характерны тем, что их основные узлы (цилиндр иплунжер) спускаются в скважину раздельно: цилиндр—на насосных трубах, аплунжер в сборе с всасывающим и нагнетательным клапанами—на штангах.Подъем невставного насоса из скважины также осуществляется в два приема:сначала извлекают штанги с плунжером и клапанами, а затем трубы с цилиндром.