Анализ методов предотвращения и борьбы с отложениями солей при добыче нефти, применяемых в НГДУ "Арланнефть"

дипломная работа

1.2 Гидрогеология региона и химический состав пластовых вод

Воды основного продуктивного горизонта ТТНК имеют следующую характеристику. Плотность 1170-1180 кг/м3, хлоридно-кальциевый тип, минерализация 750-800 мг-экв/100 г.

Содержатся йод (до 9 мг/л), бром (до 550 мг/л) и аммоний (до 150 мг/л). Содержание газа - 0,130-0,250 м33, в его составе преобладает азот до 90%, метан - до 12%, этан - до 3%, пропан - 0,3%, углекислоты - 1,5%.

Пласт VI более выдержан, имеет хорошую связь с законтурной областью, поэтому на северной части месторождения режим плата активный водонапорный. В пласте II много литологических экранов, режим упруговодонапорный. Остальные платы - вплоть до упругого, замкнутого. Высокая вязкость нефти снижает гидропроводность [1].

Пластовые воды ТТНК - высокоминерализованные растворы. Из 99% общего содержания солей - в основном хлориды натрия, кальция и магния. Вязкость воды в пластовых условиях 1,6 МПа.с, коэффициенты сжимаемости 2,6.10-4 МПа-1, термического расширения - 4.10-4 0С-1.

Воды законтурные и подошвенные, имеют сходную характеристику.

Химический состав в мг-экв/100г следующий: ионов сульфата - 0,45-0,92; кальция - 35,9-41,2; хлора - 394,3-401,0; карбоната - 0,13-0,16; магния - 19,7-24,6; натрия и калия - 335,7-346,3.

Делись добром ;)