Оптимизация работы глубинных насосных скважин в Сарапульском НГДУ

      

 

1.6.Физико-химические  свойства нефти, газа и воды

 

Изучение глубинных  и поверхностных проб нефти, растворенного  газа и воды выполнялись в лабораториях ПГО «Удмуртгеология».

 

Нефти турнейской залежи

 

Свойства нефти изучены  по 10 глубинным пробам из 3 скважин  и по 6 поверхностным пробам из 4 скважин. Плотность нефти в стандартных  условиях изменяется от 0,9154 г\см³, до 0,919 г\см³, составляя в среднем 0,918 г\см³. Нефть высоковязкая, вязкость нефти в пластовых условиях колеблется от 55,7 мПас до 74, мПас, составляя в среднем 64,9 мПас. При 20⁰С вязкость разгазированной нефти составляет в среднем 163,28 мм²\с. Содержание светлых фракций составляет в среднем 28-36%, асфальтенов-6,19%. Нефть высокосернистая -2,85%, парафинистая-3,1 %,высокосмолистая – 28,27 %. Давление насыщения нефти газом по залежи изменяется от 3,24 до 4,08 мПа, газонасыщенность от 7,19 до 9,39 м³\г, объемный коэффициент составляет 1,024.

По компонентному составу, газ, выделившейся из нефти, относится к азотно-углеводородному типу. Содержание азота - при однократном разгазировании составляет 49,51 %. Среди углеводородов преобладает пропан (17,69 %). Концентрация гелия 0,06%.

Нефти залежей яснополянского надгоризонта.

  

Глубинные пробы нефти отобраны из 5 скважин (43 пробы). Давление насыщения нефти газом по пластам изменяются незначительно от 4,1 мПа в пластах C₁-V+IV до 4,54 Мпа в пласте С₁-Ш. Плотность нефти в стандартных условиях в среднем изменяется от 0,8821 г\см³, вязкость в пластовых условиях в среднем составляет 23,5 Мпа с, газонасыщенность изменяется от 9,748 м³\т до 10,04 м³\т.

Поверхностные пробы  нефти были отобраны из 5 скважин (29 проб). Нефти пластов высокосернистые (от 2,82 до 3,25%), парафинистые (от 3,18% до 3,53 %), смолистые (от 23,28% до 25,54 %). Содержание асфальтенов по пластам изменяется от 5,86 % до 6,02 %. Выход светлых фракций при 300⁰С в среднем составляет 36,79%.

По компонентному составу  газ, выделившийся из нефти, отобранной из пласта С₁-Ш,относится к азотно-углеводородному типу. Содержание азота при, однократном разгазировании,  составляет 50,01%. Среди углеводородов преобладает пропан (18,23%). Концентрация гелия 0,05%.

 

Нефти верийского горизонта.

 

Нефть верейского горизонта  изучена по 21 глубинной пробе из 3 скважин. Глубинные пробы отобраны из пластов В-П и В-0+1. Давление насыщения нефти газом изменяется от 4,09 Мпа по пласту В-П до 4,13 Мпа по пласту В-0+1. Диапазон изменения газосодержания по залежи-15,0-19,6 м³\т, среднее значение –16,6 м³\т. Вязкость пластовой нефти по пластам изменяется не значительно : от 14,9 Мпас по пласту В-П до 15,9 Мпас по пласту В-Ш.

Отобрано 14 поверхностных  проб из 5 скважин. Свойства нефти по пластам изменяются не значительно. Нефть смолистая (22,2%),высокосернистая (2,06%), парафинистая (3,49%). Плотность нефти в поверхностных условиях по пластам изменяется от 0,881 г\см³ до 0,883 г\см³ и в среднем составляет 0,8815 г\см³. При температуре 20^оС вязкость нефти изменяется от 24,51 мм^с до 35,2 мм²\с.

Объемный выход фракций  при 300^оС составляет 40,5 %

Содержание азота в  газе составляет 29,1%,гелия-0,023 %. Среды  предельных углеводородов преобладает  пропан (25,05%) и этан (14,06%). Относительная  плотность газа по воздуху составляет 1,3816.

 

Нефти каширской залежи

 

Отбор глубинных проб нефти был проведен в 2 скважинах (7проб). Давление насыщения нефти газом колеблется в пределах 3,53-5 МПа, среднее значение – 4,32 МПа. Газонасыщенность изменяется от 15,091 м3\т до 23,546 м³\т, среднее значение18,699 м³\т. Вязкость пластовой нефти колеблется от 11 до 12,8 МПа с, среднее значение -11,6 МПас.

Поверхностные пробы  нефти отобраны их 3 скважин (5 проб). Плотность нефти изменяется от 0,8763 до 0,8884 г\см³, составляя в среднем 0,883 г\см³. диапазон изменения вязкости при температуре 20^о С от 25,29 до 33,3 МПа с, при среднем значении 27,4 МПас.

Выход светлых фракций  при нагревании нефти до 300^оС составляет 40-42%. По фракционному составу нефть является высокосернистой (2,11-2,65%), смолистой (17,95-24,56%) и парафинистой (3,06-4,74%). Содержание асфальтенов в нефти составляет 3,06-4,64 %.

Газ, выделившийся, при  однократном разгазировании пластовой  нефти, относится к азотноуглеродному  типу. Содержание азота в газе равно 29,6%. Среди предельных углеводородов  преобладает пропан (2546 %) и этан (15,86). Содержание гелия в газе -0,02 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,3488.

 

Физико-химические свойства воды

 

Всего в пределах Котовского месторождения было проанализировано 48 проб пластовой воды.

Пластовые воды турнейских, яснополянских, верейских и кашироподольских отложений являются рассолами хлор-кальциевого типа.

Вязкость подземных вод в  пластовых условиях оценивалась  по формулам А. Г. Соколова, в среднем  составляет 1,471 МПас с учетом плотности  этих рассолов 1,171 г\с³ и геотермических условий в каждом из нефтеносных комплексов. Температура подземных вод каширо-подольского комплекса изменяется от 19 до 28^оС.

Общая минерализация вод яснополянского надгоризонта достигает 266 г\л. Удельный вес пластовой воды около 1,18 г\см³. в составе вод преобладают хлориды щелочей (около 70-80 %). Воды малосульфатные, содержание гидрокарбонатов 4,0 мг\л. В отдельных пробах отмечено аномально высокое содержание брома, до 129 мг\л. Воды хлоркальциевого типа.

По результатам анализов нефть  Котовского месторождения высокосернистая (3,02 %), парафинистая, выход светлых фракций довольно высокий (до 46 %). Возможно, содержание серы завышено из-за несовершенства применявшейся методики. По аналогии с нефтью Вятского месторождения нефть Котовского месторождения может быть использована для производства компонентов автомобильного бензина, топлива ТС-1, Т-2, дизильного летнего, масел ИС-20, МС-20, битумов марок БН-3 и БН-5.

 

Свойства нефти и воды

                                                                                   Таблица 3

Наименование	Диапазон изменения	Среднее Значение
1	2	3
Подольский горизонт
Нефть
Давление насыщения  газом, МПа	2,6-3,9	3,2
Газоодержание при однократном  разгазирование, м3\т	13,1-15,6	14,4
Плотность, кг\м3	857-859	858
Вязкость, Мпас	10,1-11,1	10,7
Пластовая вода
1	2	3
Общая минерализация, г\л	231,3- 263,3	242,60
Каширский горизонт
Нефть
Давление насыщения  газом, МПа	3,6-4,1	3,9
Газосодержание при  однократном рагазировании, м3\т	18,0-18,3	18,1
Плотность, кг\м№	853-856	855
Вязкость, МПа с	10,5-11,1	10,8
Пластовая вода
Общая минерализация, г\л	220,02	220,02
Плотность, кг\м3	1159	1159
Турнейский ярус
Нефть
Давление насыщения газом, МПа	3,2-4,1	3,6
Газосодержание при  однократном разгазировании, м3\т	7,2-9,4	8,3
Плотность, кг\м3	901-912	907
Вязкость, МПа с	55,7-74,3	64,9
Пластовая вода
Общая минерализация, г\л	259,7-261,7	260,7
Плотность, кг\м3	1174-1177	1176
Яснополянский надгоризонт
Нефть
1	2	3
Давление насыщения  газом, МПа	3,2-4,8	3,8
Газосодержание при  однократном разгазировании,м3\т	7.4-11,1	9,1
Плотность, кг\м3	877-894	884
Вязкость, МПас	20,3-29,2	24,6
Пластовая вода
Общая минерализация, г\л	258,2-268,8	263
Плотность, кг\м3	1179-1182	1181

   

7. Конструкция скважин

 

Конструкцией скважины называется расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины  спуска, высоты подъема тампонажного (цементного) раствора, диаметра долот, которыми ведется бурение под каждую колонну.

Каждая колонна имеет  свое наименование:

1.Самая короткая колонна-  направление. Она предназначена  для предохранения устья от  размыва и для направления  циркулирующей жидкости.

2.Вторая колонна –  кондуктор. Кондуктор изолирует  водоносные пески и перекрывает  неустойчивые верхние породы. На  территории Удмуртии глубина  спуска кондуктора достигает  600 м.

3.Третья колонна –  промежуточная. Она применяется  в в аварийных случаях.

4.Самая последняя колонна труб - эксплуатационная. Она служит для извлечения нефти и газа на поверхности любыми известными способами, а также для крепления известными способами, а также для крепления и разобщения продуктивных горизонтов.

На Котовском месторождении применяется конструкция скважины без промежуточной колонны.

 

Тип кол лектора	Наименование колонны	Диаметр долота, мм	Обсадная труба Диа    глубина   толщина метр  спуска     стенки  мм        м            и стали	Высота  подъема тампо нажного раствора
Карбо натный	направление	444,5	324       30…35     9,5Д	До устья
- « -	кондуктор	295,3	245      500…600  8,9Д	До устья
-« -	эксплуатация	190,5	146        1380        7,7Д	До устья

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Типовая конструкция  скважины

 

 

пробуренный забой – 1380 м.

искусственный забой  – 1374 м.

фильтр – 1324 – 1345,8 м

интервалы перфорации :

1. 1324 – 1326
2. 1328 – 1329
3. 1330,6 – 131,6
4. 1337 – 1340
5. 1344,6 – 1345,8