Анализ эффективности эксплуатации скважин в условиях формирования асфальтосмолопарафиновых отложений и высоковязких эмульсий на скважинах, оборудованных штангововыми насосными установками на примере Манчаровской площади Игметского месторождения

курсовая работа

3. Состав и физико-химические свойства пластовых флюидов и АСПО

Физико-химические свойства нефтей и пластовых флюидов изучены в лабараториях ТатНИПИнефти, в ЛХА ЦКППН НГДУ «АзН».

Значения параметров пластовой нефти (пласта Д1), поверхностной нефти и газа представлено в таблицах 3.1,3.2). Диапазон изменения давления насыщения изменяется от 6.5 до 9,6 МПа, в среднем равняется 8.2 МПа; газовый фактор равен 49.6 м3/т; объёмный коэффициент от 1,112 до 1,250, среднее - 1,136; средняя плотность пластовой нефти равна 809,2 кг/м3; вязкость изменяется от 2,4 до 6,9 мПа·с, среднее - 3.9 мПа·с; плотность дегазированой нефти при дифразгазировании равна 858.8 кг/м3.

Таблица 3.1

Параметры нефтей в пластовых и поверхностных условиях горизонта D1

Показатели

Восточно-Лениногорская площадь

Ромашкинское

месторождение

1

2

3

Давление насыщения, МПа

7.8

8,3

Давление опыта, МПа

17.5

17.5

Объёмный коэффициент, доли ед.

1.154

1.1519

Пластовый

газовый фактор, м3

47.2

59.2

Плотность пластовой

нефти, кг/м3

808.7

806.4

Плотность поверхностной

нефти, кг/м3

862.4

862.2

Вязкость пластовой

нефти, мПа · с

3.9

3.8

Вязкость

поверхностной нефти

при t = 20 єС, мПа·с

22,9

18,9

Коэффициент сжимаемости, 105 ·1/ат

9,2

9,5

Температура застывания, є С

ниже 18

ниже 18

Содержание весовых

асфальтенов, %

1,87

3,7

парафина, %

2,6

3,9

серы, %

1,5

1,6

смол, %

14,5

16,4

Содержание серы изменяется от 1,2 до 3 %, среднее значение - 1,7 % асфальтенов от 1,0 до 6,6 %, среднее 1,9 % [2].

Выход светллых фракций составил - 7.5% при разгонке до 100 0С , 26.3 до 200 0С , 49.0 до 300 0С. Нефти Восточно-Лениногорской площади относятся к группе малосмолистых, парафинистых и сернистых. Состав газа по площади измеряется незначительно.

Таблица 3.2

Компонентный состав попутного газа горизонта D1

Показатели содержания компонентов

Восточно-Лениногорская

площадь, %

Ромашкинское месторождение, %

1

2

3

CO2

0,32

0,47

H2S

0,03

0,03

N2

9,23

9,19

C1

38,99

38,43

C2

20,77

21,8

C3

17,5

17,94

Изо-С4

2,49

2,28

Изо-С5

1,75

1,62

Н-С5

1,66

1,45

С6 - С13

0,98

0,9

Не

2,4

0,0432

Физико-химические свойства и состав пластовых вод в разрезе горизонта Д1 Восточно-Лениногорской площади водоносными являются песчано-алевролитовые породы. Дебиты скважин в этих отложениях колеблются от 1 - 5 м3/сут до 280 - 410 м3/сут при динамических уровнях 500 -1300м от устья. Статический уровень устанавливается на абсолютных отметках 25-33м[2].

Подземные воды пашийского горизонта (пласта D1) представлены хлоркальциевыми рассолами (по В.А.Сулину), общая минерализация которых изменяется от 249.6 до 281.5 г/л. Плотность вод изменяется от 1.17 до 1.19 г/см3. Из растворенных газов в пластовых водах преобладает метан. Газонасыщенность вод колеблется от300 до 700 см3/л. температура пластовой воды составляет 35.5 0С. Вязкость пластовой воды 1.98 мПа*с.

По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу. Общая минерализация составила 260,7 - 272,3 г/л, плотность 1178,7-1191,0 кг/м3, вязкость 1,80-1,98 мПа-с, рН = 5,7 (табл. 3.3-3.4). Пластовое давление равно 18,6 - 19,2 МПа, температура пластовых вод 37-40°С.

скважина отложение насосная установка

Таблица 3.3

Физические свойства пластовых вод пашийских отложений

Наименование

Количество исследованных

Диапазон изменения

Средне значение

скважин

проб

Газосодержание, м3

20

20

0,31-0,36

0,34

Объемный коэффициент, доли ед.

20

20

0,958-1,001

1,0013

Вязкость, мПа-с

20

20

1,80-1,97

1,87

Общая минерализация,г/л

20

20

260,71-272,33

267,7

Плотность, кг/м

20

20

1178,7-1191

1185

Газовый состав подземных вод азотно-метановый. Газонасыщенность составляет 0,31-0,36 м3/т, упругость газа 20-60 МПа. Объемный коэффициент равен 1,0013. [1]

Таблица 3.4

Химические свойства пластовых вод пашийских отложений

Наименование

Кол-во исследований

Диапаон изменения

Среднее значение

скважин

проб

Сl-

20

20

4575,26-4823,6

4700,03

S024

20

20

0,01-0,54

0,06

НСОз

20

20

0,1-1,2

0,4

Са2+

20

20

549,45-597,4

568,4

Mg2-

20

20

167,62-200,85

177,63

K++Na+

20

20

3095,97-3254,2

3215,83

примеси

20

20

не определены

не определены

рН

20

20

5,1-6,8

5,7

Среднее значение взято по скважине 6102 Восточно-Лениногорской площади.

Нефти Восточно-Лениногорской площади относятся к категории высокосернистых с большим содержанием АСПО. Параметры поверхностных нефтей изменяются в следующих пределах: содержание серы в нефти от 1,23 до 2,34% вес, в среднем 1,79% вес; асфальтенов от 3,4 до 6,3% вес, в среднем 4,87% вес; парафинов от 2,3 до 3,8% вес, в среднем 4,61% вес.

Делись добром ;)