Эффективность методов борьбы с асфальтосмолистыми парафиновыми отложениями в условиях НГДУ Нурлатнефть

Нефтенасыщенные алевролиты по структуре порового пространства близки к вышеописанным песчаникам и отличаются от них только гранулометрическим составом. Содержание песчанистой фракции колеблется от 4,7 до 46,5 %, а крупноалевритовой фракции (0,05-0,1 мм) возрастает до 49,7-89,2 %. В сильнозаглинизированных алевролитах пористость снижается до 4,9-7,2 %, проницаемость – до 0,01 мкм2 и менее.

П

ороды-коллекторы пласта До-в сложены песчаниками и алевролитами, аналогичными или близкими по составу и коллекторским свойствам пласта До-б.

Емкостно-фильтрационные свойства пород определены по результатам геофизических, гидродинамических исследований скважин и лабораторных исследований керна.

Среднее значение открытой пористости пород-коллекторов по данным лабораторных исследований керна составляет 20,8% (36 определений), проницаемости–0,313 мкм2 (24 определений), нефтенасыщенности– 83,7% (23 определения).

По данным геофизических исследований среднее значение пористости составляет 19 %, нефтенасыщенности – 78%. Проницаемость по гидродинамическим исследованиям имеет менее высокие значения и равна 0,194 мкм2 .

Кондиционные пределы пород-коллекторов по пористости составляют 11,0-14,0 %, по проницаемости – 0,016 мкм2, по нефтенасыщенности – 54,5 %.

Рассматриваемые продуктивные отложения, согласно классификации Дахнова В.Н., можно отнести к высокоемким и высокопроницаемым коллекторам порового типа.

Продуктивные отложения состоят из одного - трех нефтенасыщенных прослоев, поэтому коэффициент расчлененности равен 2,32, доля коллекторов составляет – 0,66 .

Для проектирования разработки залежей нефти в отложениях кыновского возраста приняты параметры, рассчитанные по данным геофизических и гидродинамических исследований.

1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды

На Нурлатском месторождении промышленные притоки нефти получены из продуктивных отложений верейского горизонта, башкирского яруса среднего карбона, тульского, бобриковского горизонтов, турнейского яруса нижнего карбона, кыновского и пашийского горизонтов верхнего девона.

Физико-химические свойства нефтей изучались по поверхностным и глубинным пробам.

Отбор пластовых проб производился специальными глубинными пробоотборниками ПД-ЗМ и ПГМ 27.

Исследовались пластовые пробы на установках УИПК-2 и АСМ-300 по общепринятой методике.

Вязкость нефти определялась вискозиметром ВВДУ, плотность сепарированной нефти - пикнометрическим способом.

Анализы пластовых проб выполнены в секторе пластовых нефтей "ТатНИПИнефть" и группой физики пласта Геологопоисковой конторы.

Анализы поверхностных проб нефтей проводились в нефтесырьевых лаабораториях ВНИИУСа, согласно следующих ГОСТов: плотность - ГОСТ- 39-47, сера - ГОСТ - 377-49, разгонка по Энглеру - ГОСТ-2177-66. Определение концентрации ванадия в нефтях выполнены в лаборатории геологии и геохимии природных битумов ВНИГРИ методом рентгенофлуоресцентного анализа (РФА).

Ниже приведены физико-химические характеристики нефтей по горизонтам.

Бобриковский горизонт

Нефть бобриковского горизонта исследована в пластовых и поверхностных условиях соответственно: 77 проб из 4 скважин и 5 проб из 5скважин. В пластовых условиях нефть имеет следующие параметры: давление насыщения 14,05 МПа при колебаниях 4,0÷20,0 МПа, вязкость пластовой нефти – 40,41 мПа·с, при изменении значений 37,75÷43,38 мПа·с. Плотность пластовой нефти изменяется от 0,877 до 0,882 г/см³, составляя в среднем 0,879 г/см³. Плотность сепарированной нефти – 0,898 г/см³, при изменениях 0,895÷0,902 г/см³. Газовый фактор в среднем – 8,06 м³/т, при изменениях (2,76÷13,0), объёмный коэффициент – 1,032 (1,015÷1,058).

Верейский горизонт

Нефть верейского горизонта изучалась в пластовых и поверхностных условиях. По данным анализов 4 проб из 2 скважин основные параметры физических свойств изменяются в следующих пределах: давление насыщения от 22,0 до 39,2 МПа, в среднем составляет 31,22 МПа, объёмный коэффициент от 1,025 до 1,033, составляя в среднем 1,028, средний коэффициент сжимаемости – 7,972·10-5 МПа, газовый фактор от7,51 до 8,77, составляя в среднем 8,38 м3/т, плотность пластовой нефти от 0,8899 до 0,902 г/см3, составляя в среднем 0,895 г/см3, плотность сепарированной нефти от 0,9088 до 0,9104 г/см3, составляя в среднем 0,910 г/см3. Динамическая вязкость пластовой нефти по 2 пробам составляет 42,87 мПа·с, вязкость дегазированной нефти 54,2 мкм2

Растворённый в нефти газ, выделенный при разгазировании , содержит в своём составе (%% объёмный) азота в среднем 28,25 %, метана 7,83 %, этана 15,16 %, высших углеводородов 48,03 %.

Нефть верейского горизонта высокосернистая (содержание серы 3,73). Кинематическая вязкость нефти при 50°С изменяется от4,75 до 7,38 ВЭУ, средняя 5,88 ВЭУ. Содержание смол 60% указывает на смолистый характер нефти. Выход светлых фракций до 300° - 32,8%.

Тульский горизонт

Тульский горизонт представлен тремя анализами пластовых проб отобранных из скважины № 9039. Нефть тульского горизонта имеет следующие физические свойства:

давление насыщения – 11,7 МПа, вязкость – 84,7мПа·с, плотность пластовой нефти – 0,904 г/см3, плотность сепарированной нефти – 0,916г/см3, коэффициент сжимаемости – 5,4·10-5

МПа, газовый фактор – 1,37 м3/т, объёмный коэффициент – 1,018.

Бобриковский горизонт

Нефть бобриковского горизонта исследована в пластовых и поверхностных условиях соответственно в 4 скважинах по 77 пробам и из 5 скважин по 5 пробам.

В пластовых условиях нефть имеет следующие средние параметры: давление насыщения - 14,05 МПа (2,76-13,0), вязкость пластовой нефти - 5,4 мПа·с (4,1-7,8), кинематическая вязкость сепарированной - 40,41 мкм2/с (10,62-95,01), плотность пластовой нефти 0,880 г/см3 (0,863-0,907), сепарированной - 0,898 г/см3 (0,884-0,929). Газовый фактор - 8,06 м3/т (2,76-13,0), объемный коэффициент 1,032 (1,015-1,058).

Газ, выделенный из нефти при однократном разгазировании, содержит в своем составе азота в среднем 22,41%, метана 12,9%, этана 22,41%, высших углеводородов 32,14%.

Физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях по 5 пробам из 5-ти скважин следующие: нефть сернистая (серы3,81%), парафинистая (парафина 3,17 %), асфальтенов - 8 %. Нефть тяжелая (плотность 0,9920 г/см3).

Турнейский ярус

Нефть турнейского яруса изучалась в пластовых и поверхностных условиях.

По данным 107 анализов пластовых проб, отобранных из 13 скважин в разное время, основные физические параметры следующие: давление насыщения изменяется от 3,0 до 10МПа, составляя в среднем 6,5 МПа, объемный коэффициент – от 1,014 до 1,097, составляя в среднем 1,034, газовый фактор от 1,19 м3/т до 34,73 м3/т, составляя в среднем 8,56 м3/т. Вязкость варьирует от 9,94 до 126,64 мПа·с, в среднем составляя 53,55 мПа/с. Плотность сепарированной нефти от 0,865 до 0,942 г/см3, в среднем - 0,907 г/см3.

 Скачать реферат