- Особенности и сущность капитального ремонта скважин
- Библиографическое описание:
- Анализ эффективности подземного ремонта скважин
- Анализ разработки фонда нефтяных месторождений. Суть оборудования и материалов, применяемых для проведения ремонта скважин. Определение скорости подъема крюка. Расчет экономической эффективности от внедрения перепускного гидроуправляемого клапана.
- Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
- 2. Технологическая часть
- 6. Действующий фонд скважин,
- в том числе:
- — добывающих
- По стадиям разработки месторождения распределяются следующим образом.
- 1 стадия разработки
- Месторождения Исламгуловское, Згурицкое , Аксеновское, Альшеевское, которые эксплуатируются разведочными скважинами. Доля добычи нефти -2% запасов. Текущий темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов по этим месторождениям- 0,54%.Извлечено 0,6% от начальных извлекаемых запасов.
- П стадия разработки.
- В этой стадии разработки — Каменское месторождение. Извлечено 0,51% от начальных извлекаемых запасов. Текущий темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 2,3%, а от остаточных запасов 4,6%.
- Ш стадия разработки.
- Это Знаменское и Орловское месторождения. Доля добычи нефти от общей составила 45%.Отобрано 57,7% от начальных извлекаемых запасов. Текущий темп отбора от начальных извлекаемых запасов 2,5% и 6,7% от остаточных извлекаемых запасов.
- 1Y стадия разработки
- Восемь месторождений: Шкаповское, Белебеевское, Шафрановское, Сатаевское, Демское, Раевское, Балкановское, Аскаровское с начальными извлекаемыми запасами 90% от запасов НГДУ. Добыча нефти от общей составила 52,1%, отобрано 94,5% от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов 0,26% и 5,5% от остаточных.
- По состоянию на 1.01.2005г на месторождениях НГДУ «АН» добыто 225411,6 тыс. т нефти или 90,5% от начальных извлекаемых запасов. В 2001 году добыто 1205,4 тыс. т нефти, что соответствует годовому темпу 0,48% от начальных и 4,9% от остаточных извлекаемых запасов.
- Отбор жидкости по месторождениям за 2005г составил 17596,7 тыс. т. против 17447 тыс.т. в 2001 году. Традиционного снижения добычи жидкости не произошло из-за пуска в работу бездействующих, контрольных, консервированных скважин по состоянию на 1.01.01г. По 56 пущенным таким скважинам объем добычи жидкости в отчетном году составил 763950т.
- По состоянию на 1.01.2005г. на месторождениях пробурено 3832 скважин, в том числе действующих -1141, бездействующих-41, в освоении-2, нагнетательных-509, ликвидированных и ожидающих ликвидации- 1787, в консервации-42, под сброс-6, пьезометрических и контрольных-172, водозаборных и дающих техническую воду-120. 88% действующего фонда дают обводненную продукцию, в том числе с обводнением свыше 90% работают 330 скважин или 28,9% действующего фонда.
- Распределение по обводненности действующего фонда следующее:
- до 2% — 8 скв.
- от2-20% — 199скв.
- от 20-50 % — 175скв.
- от50-90 % — 292скв.
- свыше 90% — 330скв.
- Распределение действующего фонда по способам эксплуатации:
- электропогружными установками эксплуатируются 297 скважин с дебитом нефти на 1 скв. 5,3 т/сут, жидкости 157,9 м3/ сут
- штанговыми глубинно-насосными установками эксплуатируются 820 скважин с дебитом нефти на 1 скважину 2,2 т/сут, жидкости- 4,2м3/сут.
- В 2000 году эксплуатационное бурение осуществлялось на Знаменском и Альшеевском месторождениях и Октябрьской площади Сатаевского месторождения.
- В течение года введено в эксплуатацию 12 скважин из бурения, из которых добыто 17,8 тыс. т нефти, из разведки введено 5 скважин с добычей нефти 1,7 тыс. т из освоения прошлых лет-3 скважины с добычей 1,7 тыс.т нефти. В целом по НГДУ из 17 новых скважин добыто 28,5 тыс. т нефти. Дебит на 1 новую скважину составляет 9,8 т/сут.
- Согласно технологическим проектам и схемам разработки, 8 месторождений разрабатываются с поддержанием пластового давления путем различных вариантов заводнения.
Особенности и сущность капитального ремонта скважин
Рубрика: Технические науки
Дата публикации: 10.12.2018 2018-12-10
Статья просмотрена: 1439 раз
Библиографическое описание:
Шлеин, Г. А. Особенности и сущность капитального ремонта скважин / Г. А. Шлеин, А. А. Глущенко. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2018. — № 49 (235). — С. 61-63. — URL: https://moluch.ru/archive/235/54608/ (дата обращения: 05.07.2021).
Встатье рассматривается назначение капитального ремонта скважин в нефтедобывающей отрасли. Проанализированы особенности и организация работ, проводимых в рамках капитального ремонта.
Ключевые слова: капитальный ремонт скважины, эксплуатация оборудования, фонд скважин, пласт.
Непрерывность процесса добычи нефти и газа в первую очередь зависит от правильной эксплуатации, обслуживания и ремонта скважин. Необходимость организации специального обслуживания и ремонта добывающих скважин связана не только со знанием эксплуатационного оборудования, но и с проведением комплекса специальных мероприятий по охране недр.
Основной задачей ремонтных подразделений является поддержание в работоспособном состоянии эксплуатационного фонда скважин и предупреждение износа оборудования при необходимом соблюдении правил охраны недр. Одновременно модернизируется и заменяется устаревшее оборудование.
Хорошее состояние и длительная служба действующих скважин могут быть обеспечены только при согласовании деятельности работников по эксплуатации и ремонту. Вся работа по ремонтному обслуживанию скважин предусматривает уход за эксплуатационным оборудованием в период между очередными ремонтами (межремонтное обслуживания), и проведение плановых ремонтов скважин. [2]
Уход за скважинами — важный момент работы по поддержанию их в работоспособном состоянии, уменьшению износа рабочих частей эксплуатационного оборудования, увеличение межремонтных периодов службы скважин. Работы по уходу за скважинами ведутся в форме маршрутного обхода, согласно графику, в котором зафиксированы все операции, которые должны быть выполнены каждый день.
Сегодня различают — текущий и капитальный ремонт.
Капитальный ремонт скважин имеет свои особенности, обусловленные тем, что скважины представляют собой систему эксплуатационного оборудования. Поэтому подземный капитальный ремонт скважин связан с работами по восстановлению работоспособного состояния наземного оборудования, которое эксплуатируется и подземной части, а также с проведением мероприятий по охране недр.
Капитальные ремонты скважин направлены на поддержание действующего фонда скважин в работоспособном состоянии, а также на восстановление действующих скважин, то есть наращивание действующего фонда скважин.
Капитальные ремонты можно разделить на технические, восстановительные и аварийно-ликвидационные.
К первой группе относятся ремонтно-изоляционные работы, переход на другие горизонты и присоединения пластов, перевод скважин на использование по другому назначению и ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин.
Группа восстановительных ремонтов включает обработки призабойной зоны и различные исследования скважин.
Третья группа охватывает устранения негерметичности эксплуатационных колонн, устранения аварий, допущенных в процессе эксплуатации или ремонта, консервации и реконсервации и ликвидации скважин. [1]
В зависимости от объема работ, их характера и степени сложности капитальные ремонты подразделяются на 2 категории сложности:
– Ремонты при глубине скважины до 1500 метров
– Ремонты в скважинах свыше 1500 метров
Ко 2-й категории также относят независимо от глубины скважины, все виды наиболее сложных и трудоемких работ, связанных с ликвидацией аварий и осложнений, исправлением смятий или заменой участков поврежденных обсадных колонн, проведением гидроразрыва пласта; работы в скважинах с сильными нефтегазопрявлениями; ремонты в наклонно-направленных скважинах; все виды ремонтно-изоляционных работ; все необходимые технологические неоднократные цементные заливки.
Единицей ремонтных работ является скважино-ремонт.
Это комплекс подготовительных, основных и заключительных работ, выполняемых на скважине от ее приема в ремонт до ввода в эксплуатацию.
Наиболее распространены при капитальных ремонтах скважин — работы по цементированию скважин, что проводят при всех видах ремонтно- изоляционных видах работ, при переходе на другие горизонты, при углублении и ликвидации скважин, при проведении комплекса подземных работ, связанных с бурением.
Значительное количество работ представлена различными работами, проводимыми при ликвидации аварий: вытягивание из скважин насосно-компрессорных труб, присыпанных песком, цементом, насосных штанг, скважинных насосов, газовых якорей, фильтров, стальных каналов, очистки скважин от предметов и т. п.
Другие ремонтные работы связаны с устранением поврежденных обсадных труб, изменением конструкции скважины, борьбой с коркообразованием вырезкой или исправлением обрезов колонн и др.
В зависимости от конкретных производственных условий текущие и капитальные ремонты могут выполнять различные специализированные подразделения. Это могут быть цеха текущего ремонта, ремонта скважин, или цеха текущего и капитального ремонта скважин, что являются наиболее распространенными. [3]
Организация производства и труда при проведении ремонтов скважин может быть разной, но рациональной, при которой различные виды работ выполняют специализированные звенья или бригады. Это организованная форма организации работ.
В составе цеха капитального ремонта скважин выделяются, конечно, отдельные участки по текущему ремонту и капитальному ремонту, бригады которых работают по непрерывному графику в две или три смены.
Отдельно организуются подготовительные бригады: бригада инструментальщиков и ремонтно-механическая служба.
Бригада инструментальщиков выполняет работы по ремонту турбобуров, проводит бурильные работы, возникающие при капитальном ремонте скважин, и выполняет другие работы, работая в одну смену. Подготовительная бригада выполняет работы по подготовке скважин к капитальному ремонту, имеет в своем составе монтажников, выполняющих монтажно-демонтажные работы, а также звено по поднятию, прошивке и обработке скважин.
Все подразделения бригады работают чаще всего в две смены. Ремонтно-механическая служба выполняет работы по ремонту труб, штанговых насосов, инструмента и дефектоскопии труб и оборудования. Работает чаще всего в одну смену.
Кроме специализированных цехов капитального ремонтов скважин, к этим работам привлекаются управления технического транспорта, прокатно-ремонтные цеха по ремонту эксплуатационного оборудования, электрооборудования и электроснабжения, а также цех научно-исследовательских и производственных работ.
Резюмируя можно сделать вывод, что капитальный ремонт — это комплекс работ, направленных на восстановление и улучшение работоспособности скважин как сооружений для добычи нефти, газа и попутной воды, закачка в пласт рабочих агентов с целью поддержания пластового давления, а также для управления разработкой залежей или месторождений, консервация и ликвидация скважин.
Источник
Анализ эффективности подземного ремонта скважин
Анализ разработки фонда нефтяных месторождений. Суть оборудования и материалов, применяемых для проведения ремонта скважин. Определение скорости подъема крюка. Расчет экономической эффективности от внедрения перепускного гидроуправляемого клапана.
| Рубрика | Геология, гидрология и геодезия |
| Вид | дипломная работа |
| Язык | русский |
| Дата добавления | 16.10.2015 |
| Размер файла | 196,3 K |
Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже
Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН В НГДУ «АКСАКОВНЕФТЬ»
1. Геологическая часть
1.1 Анализ разработки и состояние фонда нефтяных месторождений НГДУ «АН»
1.2 Краткая характеристика Шкаповского нефтяного месторождения
1.3 Состав и физико-химические свойства пластовых нефтей, газов, вод (Д1, Д IV) Шкаповского месторождения
1.4 Состав пород и коллекторские характеристики пластов Д I и ДIV
1.5 Состояние разработки Шкаповского месторождения
2. Технологическая часть
2.2 Организация работ по подземному ремонту скважин в НГДУ «Аксаковнефть»
2.3 Оборудование и материалы, применяемые для проведения текущего ремонта скважин
2.4 Анализ ПРС в НГДУ «Аксаковнефть»
2.5 Планирование подземных ремонтов скважин
2.6 Рекомендации по снижению продолжительности ПРС
2.7 Основные расчеты при ПРС
3. Экономическая часть
3.1 Анализ основных показателей производственно-хозяйственной деятельности НГДУ «Аксаковнефть»
3.2 Методика расчёта экономического эффекта
3.3 Расчет экономической эффективности от внедрения перепускного гидроуправляемого клапана
3.4 Анализ баланса рабочего времени ПРС
4. Безопасность и экология
4.1 Организация обеспечения безопасности и экологичности производственных процессов в НГДУ «Аксаковнефть»
4.2 Обеспечение безопасности при проведении текущих ремонтов скважин в НГДУ «Аксаковнефть»
4.3 Охрана окружающей среды
Основные выводы и рекомендации
Список использованных источников
Перечень сокращений, условных обозначений, символов терминов
АНАЛИЗ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПОДЗЕМНОГО РЕМОНТА СКВАЖИН В НГДУ «АКСАКОВНЕФТЬ»
Дипломный проект состоит из 128 страниц, 12 рисунков, 36 таблиц, графических приложений, использовано 13 библиографических источников.
В работе рассмотрено текущее состояние разработки фонда нефтяных месторождений НГДУ «Аксаковнефть» и, в том числе — самого крупного из них — Шкаповского месторождения, приведена геологическая характеристика основных продуктивных пластов, описаны физико-химические характеристики нефтей, газов и пластовых вод Шкаповского месторождения.
В технологической части рассмотрены виды и причины подземных ремонтов скважин за период с 2001 по 2005 годы, произведён анализ эффективности проведения подземных ремонтов скважин, анализ баланса рабочего времени, предложены пути по снижению количества ремонтов. Описаны оборудование и материалы, применяемые для проведения текущего ремонта скважин, технические средства для повышения качества ремонтных работ. Приведена методика расчетов по оптимизации работы скважин с УСШН, основные расчёты, проводимые при текущем ремонте скважин, расчет экономической эффективности от внедрения перепускного гидроуправляемого клапана.
Рассмотрены вопросы охраны труда и окружающей среды при проведении подземного ремонта скважин.
Нормальная работа добывающих или нагнетательных скважин нарушается по различным причинам, что приводит к полному прекращению работы скважины, либо к существенному уменьшению ее дебита. Причины прекращения или снижения добычи могут быть самыми разнообразными, связанные с выходом из строя подземного или наземного оборудования, с изменением пластовых условий, с прекращением подачи электроэнергии или газа для газлифтных скважин, с прекращением откачки и транспортировки жидкости на поверхности и прочие. Так или иначе часть времени скважины простаивают либо в ожидании ремонта, либо в течении самого ремонта. Частота ремонта скважин и относительная длительность их работы оцениваются определенными показателями, характеризующими состояние организации и технологии добычи нефти на данном нефтедобывающим предприятии наряду с другими технико-экономическими показателями.
Все ремонты скважин в зависимости от их характера и сложности разделяются на текущий и капитальный. Текущий ремонт скважин, еще называемый нефтяниками как подземный, в основном, связан с ликвидацией отказов или заменой подземного оборудования. Добыча нефти в НГДУ «Аксаковнефть» и, в частности, на Шкаповском месторождении, находящемся на поздней стадии разработки, в значительной степени зависит от большого комплекса технологических мероприятий, выполненными при текущим ремонте скважин. В связи с ростом действующего механизированного фонда скважин, службы ПРС по своему значению стали одним из основных факторов, обуславливающих поддержание требуемого уровня добычи нефти. Быстрейшее восстановление и ввод в строй действующих скважин — задача огромной народнохозяйственной важности.
При достигнутом уровне производства вопрос использования внутренних резервов имеет первостепенное значение. Одним из таких резервов является повышение качества работ подземного ремонта скважин.
1.1 Анализ разработки и состояние фонда нефтяных месторождений НГДУ «АН»
На 1.01.2001г на балансе НГДУ находятся 15 месторождений (см. рисунок 1), из которых 4 месторождения находятся на первой стадии разработки, одно- на второй, два — в третьей, восемь — в четвертой.
Годовая добыча по НГДУ «Аксаковнефть» составила 1205,4 тыс. т. нефти, при плане 1178 тыс. т. (см. таблица 1.1 рис.2). План выполнен на 102,2%. Успешному выполнению плановых заданий способствовало проведение комплекса мероприятий по геологическому обеспечению добычи нефти, совершенствование проектных систем и регулирование процесса разработки, проведение геолого-технических мероприятий по оптимизации параметров эксплуатации скважин, внедрение новых прогрессивных методов и технологий, направленных на повышение нефтеотдачи, работы по переводу скважин на новые эксплуатационные объекты.
При плане 310 проведено 330 геолого-технических мероприятий с эффективностью 101,9 тыс. т. при плане 71,5 тыс. т дополнительно добытой нефти Выполнен план по вводу новых скважин. При плане 17 введено 17 скважин. Добыча нефти из новых скважин составила 28,5 тыс. т.
Таблица 1.1 Показатели добычи нефти по НГДУ «Аксаковнефть» на 1.01 2005 г.
1 Годовая добыча нефти, тыс. т
2. Годовой отбор жидкости, тыс.т
3. Закачка воды, тыс. м3
5 Среднегодовой дебит нефти 1 скважины, т /сут
6. Действующий фонд скважин,
в том числе:
— добывающих
По стадиям разработки месторождения распределяются следующим образом.
1 стадия разработки
Месторождения Исламгуловское, Згурицкое , Аксеновское, Альшеевское, которые эксплуатируются разведочными скважинами. Доля добычи нефти -2% запасов. Текущий темп отбора нефти от начальных извлекаемых запасов по этим месторождениям- 0,54%.Извлечено 0,6% от начальных извлекаемых запасов.
П стадия разработки.
В этой стадии разработки — Каменское месторождение. Извлечено 0,51% от начальных извлекаемых запасов. Текущий темп отбора от начальных извлекаемых запасов составил 2,3%, а от остаточных запасов 4,6%.
Ш стадия разработки.
Это Знаменское и Орловское месторождения. Доля добычи нефти от общей составила 45%.Отобрано 57,7% от начальных извлекаемых запасов. Текущий темп отбора от начальных извлекаемых запасов 2,5% и 6,7% от остаточных извлекаемых запасов.
1Y стадия разработки
Восемь месторождений: Шкаповское, Белебеевское, Шафрановское, Сатаевское, Демское, Раевское, Балкановское, Аскаровское с начальными извлекаемыми запасами 90% от запасов НГДУ. Добыча нефти от общей составила 52,1%, отобрано 94,5% от начальных извлекаемых запасов. Темп отбора от начальных извлекаемых запасов 0,26% и 5,5% от остаточных.
По состоянию на 1.01.2005г на месторождениях НГДУ «АН» добыто 225411,6 тыс. т нефти или 90,5% от начальных извлекаемых запасов. В 2001 году добыто 1205,4 тыс. т нефти, что соответствует годовому темпу 0,48% от начальных и 4,9% от остаточных извлекаемых запасов.
Отбор жидкости по месторождениям за 2005г составил 17596,7 тыс. т. против 17447 тыс.т. в 2001 году. Традиционного снижения добычи жидкости не произошло из-за пуска в работу бездействующих, контрольных, консервированных скважин по состоянию на 1.01.01г. По 56 пущенным таким скважинам объем добычи жидкости в отчетном году составил 763950т.
По состоянию на 1.01.2005г. на месторождениях пробурено 3832 скважин, в том числе действующих -1141, бездействующих-41, в освоении-2, нагнетательных-509, ликвидированных и ожидающих ликвидации- 1787, в консервации-42, под сброс-6, пьезометрических и контрольных-172, водозаборных и дающих техническую воду-120. 88% действующего фонда дают обводненную продукцию, в том числе с обводнением свыше 90% работают 330 скважин или 28,9% действующего фонда.
Распределение по обводненности действующего фонда следующее:
до 2% — 8 скв.
от2-20% — 199скв.
от 20-50 % — 175скв.
от50-90 % — 292скв.
свыше 90% — 330скв.
Распределение действующего фонда по способам эксплуатации:
электропогружными установками эксплуатируются 297 скважин с дебитом нефти на 1 скв. 5,3 т/сут, жидкости 157,9 м3/ сут
штанговыми глубинно-насосными установками эксплуатируются 820 скважин с дебитом нефти на 1 скважину 2,2 т/сут, жидкости- 4,2м3/сут.
В 2000 году эксплуатационное бурение осуществлялось на Знаменском и Альшеевском месторождениях и Октябрьской площади Сатаевского месторождения.
В течение года введено в эксплуатацию 12 скважин из бурения, из которых добыто 17,8 тыс. т нефти, из разведки введено 5 скважин с добычей нефти 1,7 тыс. т из освоения прошлых лет-3 скважины с добычей 1,7 тыс.т нефти. В целом по НГДУ из 17 новых скважин добыто 28,5 тыс. т нефти. Дебит на 1 новую скважину составляет 9,8 т/сут.
Согласно технологическим проектам и схемам разработки, 8 месторождений разрабатываются с поддержанием пластового давления путем различных вариантов заводнения.
1.2 Краткая характеристика Шкаповского нефтяного месторождения
Шкаповское месторождение расположено на юго-западе Башкортостана на территории Бижбулякского административного района и является самим крупным из эксплуатируемых НГДУ «Аксаковнефть».
Месторождение расположено на Восточной окраине Альметьевской вершины Татарского свода. На тектонических схемах по кристаллическому фундаменту район месторождения находится в пределах северного крыла Серноводско-абдуллинского авлакогена. Предполагаемая глубина залегания кристаллического фундамента составляет 5-5,5 км.
Шкаповская структура является обширной брахиантиклиналью северо-западного простирания. Размер структуры по замкнутой изогипсе-1685 м (по верхнему известняку составляют 20х13 км), при амплитуде около 20 м. Углы наклона крыльев не более 50 град., т.е. складка не очень пологая. Структура осложнена небольшими куполами, прогибами, уступами. Вокруг основной структуры выявлено большое количество второстепенных мелких поднятий небольших размеров и амплитуды, отделенных седловинами. Особенно много таких структур в северной части площади.
На основной брахиантиклинали выделяется три относительно приподнятые зоны: центральная, юго-западная и северо-восточная.
Центральная зона (сводовая часть складки) разделена на ряд невысоких вершин. Юго-западное крыло этой зоны более крутое, чем северо-восточное. С севера-запада зона постепенно сужается.
Широкий террасовидный прогиб отделяет юго-западную приподнятую зону. Юго-западный борт этого прогиба более узкий и крутой (до 40 град), чем северо-восточный (до 10 град). Здесь также выделяется несколько вершин небольших размеров. К юго-востоку и северо-западу все зоны сливаются, образуя переклинальные окончания структуры. Структурный план по «верхнему известняку», в основном, сохраняется и по другим поверхностям нижележащих горизонтов.
В вышележащих отложениях структурный план несколько отличается, хотя, в целом наблюдается соответствие. Так, в верхнем фамене проявляется контрастное поднятие (до 32м). По кровле турнейских известняков амплитуда этих поднятий уменьшается, хотя, в целом, они еще сохраняются. В среднем карбоне Шкаповская структура, в основном, сохраняет свои размеры, однако амплитуда ее сокращается более, чем вдвое. Так, в верейском горизонте ее высота составляет всего 15 м. В верхнепермских отложениях структура практически теряется. В разрезе месторождений вскрыты отложения палеозоя (пермь, карбон, девон) и вендрифея.
Специфичным для района месторождения является размыв верхней части кальцеоловых известняков (нижний известняк) и непосредственное налегание песчаников ДIV на карбонаты. Глубина размыва различная. Эту особенность строения пластов ДIV необходимо отметить потому, что в начальный период разработки верхняя часть карбонатной части «нижнего известняка» считалась продуктивной, хотя в действительности нефть была получена из ДIV.
Шкаповское месторождение открыто в 1953 году по результатам структурного бурения. При опробовании скважины № 2 был получен промышленный приток нефти из песчаников ТТНК, а в скважине № 3 — из ДI. В марте 1954 года была установлена промышленная нефтеносность и горизонта ДIV. Позднее выявлена нефтеносность карбонатов турнейского и фаменского ярусов, а также песчаников горизонта ДII.
В гидрогеологическом отношении месторождение расположено на западном борту Бельско-Уфимского артезианского бассейна. Осадочный чехол бассейна расчленяется на три водоносных яруса: верхний — кунгурский (галогенной толщи), средний (между кунгурскими и кыновскими отложениями) и нижний (терригенная толща девона).
1.3 Состав и физико-химические свойства пластовых нефтей, газов, вод (Д1, Д IV) Шкаповского месторождения
Нефти пластов горизонтов ДI и ДIV не различаются (табл. 1.3, 1.4, 1.5) . Плотность нефтей составляет 870кг/м3. Нефти сернистые, парафинистые, смолистые. Плотность нефти по залежам закономерно изменяется. Так, если в сводной части месторождения плотность нефти составляет 860кг/м3, то к периферии она постепенно увеличивается до 870 кг/м3.При этом растет и содержание серы (от 1,4 до 2,6 %). Молекулярный вес нефти ДI около 157, ДIV — 105.
По основным параметрам нефть ДIV маловязкая, легкая, сернистая, парафинистая, смолистая. Среднее содержание легких углеводородов составляет 18,5 % весовых (в ДI- 6%.). Так же как и в ДI, к контуру повышается плотность нефти (от 810 до 822 кг/ м 3).
По ДI и ДIV состав газов весьма близок. В ДI несколько больше метана и меньше этана. Характерно отсутствие сероводорода и значительно, до 14% содержание азота.
Воды пресные, высокопродуктивные, преимущественно сульфатнатриевого типа, слабоминерализованные, с малым содержанием хлоридов. В составе солей преобладают бикарбонаты кальция и магния. Воды жесткие (по Пальмеру А2, S1, S2).
Водоносные горизонты среднего яруса (карбонаты и песчаники) занимают промежуточное положение, они закрытые. Минерализация воды резко возрастает.
Таблица 1.3 Характеристика поверхностных нефтей
Источник