Подбор жидкости грп на воде из природного источника для ромашкинского месторождения

Текущий коэффициент извлечения нефти составляет 0,498. Вместе с нефтью было вывезено 156,8 миллиона тонн воды. Среднее содержание влаги в экстракте в период разработки составляло 68,9%. Коэффициент соотношения воды и масла составляет 1,76.В 2002 году из региона было вывезено 420 миллионов тонн нефти. Уровень добычи нефти составил 0,6% в начальный период и 3,48% от текущих извлекаемых запасов. Вместе с нефтью было вывезено 3046 тысяч тонн воды. Содержание влаги в экстрагированном продукте составляет 86,8%. Фонд действующих эксплуатационных скважин достигает 364, из которых 14 скважин неактивны [22].1.6 Физико-химические свойства пластовых флюидовИзучение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей и попутных газов проводилось как в институте ТатНИПИнефть, так и в лабораториях объединения «Татнефть». Нефти в пластовых условиях исследовались на ртутной аппаратуре с применением водного раствора хлористого Nа и на установках УИПН-2М и АСМ-300. Вязкость пластовых нефтей определялась вискозиметром ВВДУ-1. Отбор глубинных проб нефти производился с помощью глубинного пробоотборника типа ПД-3М. Газ, выделенный из нефти, при ее разгазировании анализировался на хроматографах [20].Содержание сероводорода в газе определили газометрическим методом, а плотность газа - пикнометром. Результаты исследований показывают, что параметры нефти по залежи изменяются в следующих пределах [9].Давление насыщения изменяется по залежи от 1,2 до 6,1 МПа, среднее значение - 4,1 МПа, газовый фактор равен 8,7 м3/т, вязкость пластовой нефти изменяется от 10,3 до 83,0 МПа·с, среднее - 29,5 МПа·с, плотность пластовой нефти изменяется от 0,841 до 0,940 т/м3, среднее значение 0,876 т/м3, плотность дегазированной нефти при дифразгазировании равна 0,908 т/м3. Вязкость поверхностной нефти при 20оС равна 97,4 МПа·с, при 50оС - 26,1 МПа·с.Нефти бобриковского горизонта относятся к группе высокосернистых, смолистых и парафинистых нефтей. Содержание серы изменяется от 1,3 до 5,0%, среднее 3,4%; асфальтенов от 2,9 до 12,3%, среднее 5,9%; парафинов от 1,3 до 7,1%, среднее 3,6%; смол от 16,0 до 30,4%, среднее 21,7% [23].Таблица 2 - Свойства пластовой нефти и газаНаименованиеЗалежь 31Количество исследованийДиапазон измененияСреднее значе-ниескважинпробНефтьДавление насыщения газом, МПа371101,2-6,14,1Газосодержание, м³/т371083,7-24,213,4Газовый фактор при дифференциале разгазировании в рабочих условиях, м³/тР1=0,5 МПа Т1=9 оС5,7Р2=0,1 МПа Т2=9 оС3,0Плотность, кг/м³35980,841-0,9400,876Вязкость, МПа·с349710,3-83,029,5Объемный коэффициент при дифференциальном разгазирова-нии, доли единиц371061,012-1,0931,039Температура насыщения парафином, оС25Пластовая температура, оС25Плотность дегазированной нефти при дифразгазировании, т/м³35980,840-0,9180,908Таблица 3 - Компонентный состав газа при дифференциальном разгазировании (мольное содержание)НаименованиеЗалежь 31Сероводород0,21Углекислый газ1,27Азот + редкиеГелий38,18Метан33,10Этан14,12Пропан7,71Изобутан1,47Бутан2,01Изопентан0,70Пентан0,45Гексан0,78Плотность газа, кг/м31,1616Таблица 4 - Физико-химические свойства флюидовНаименованиеКоличество исследованийДиапазон измененияСреднее значениескв.проб1. Месторождение, площадьРомашкинскоезалежь 312. Вязкость, МПа·спри 20оС54398716,4-241,097,4при 50оС5439674,8-110,026,13. Температура застывания, оС99-18- -20-204. Температура насыщения парафином, оС2255. Массовое содержание, %- смол селикогелевых51094416,0-30,421,7- сера5109881,3-5,03,4- асфальтенов5109342,9-12,35,9- парафинов50901,3-7,13,66.Объемный выход фракций, %н.к. – 100 оС4728951,8-15,05,7до 150оС, до 200оС4728953,7-36,220,3до 300оС47289513,1-69,538,7В отложениях бобриковского горизонта водонасыщеные песчаники и алевролиты. Дебит скважин колеблется от 18 до 61 м3/сут. Статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках плюс «+»20-40м.Режим залежи упруговодонапорный. По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А. Сулину). Общая минерализация 210,4-252,4 г/л, плотность в пределах 1,145-1,170 м/м3, вязкость 1,69 МПа·с, рН-5,0-7,6. Растворенный в воде газ азотно-метановый. Газонасыщенность составляет 0,085 м3/т, упругость газа 20-45 МПа. В составе водорастворенного газа присутствует сероводород объемный коэффициент 1,0040 [10].Список используемой литературыАзаматов В.И., Бадьянов В.А. Опереходной зоне нефтяного пласта // Татарская нефть- №1.-Альметьевск, 1959.Аширов К.Б. Геологическая обстановка формирования нефтяных и нефтегазовых месторождений Среднего Поволжья //Тр. Гипровостокнефть.-Вып.8.-Недра. 1965.Буров Б.В. «Геология Татарстана». Стратиграфия и тектоника»; Москва: ГЕОС; 2003г. 402 стр.Войтович Е.Д., Гатиятуллин Н.С. «Тектоника Татарстана» - Казань: издательство Казанского университета, 2003. Геологический отчет НГДУ «Джалильнефть».Данилова Т.Е. О пелитовой и мелкоалевролитовой фракциях в песчаноалевролитовых породах и их влияние на коллекторские свойства //Тр. ТатНИПИнефть. -Выи.XXX. -1975.Данилова Т.Е., Байдова И.К. О строении пашийского горизонта Ромашкинского нефтяного месторождения // Тр. ТатНИИ. -Вып.8. -Л. Недра.-1965.Закон об охране окружающей природной среды № 2060 – 1 от 19.10.1991 г. Захарова И.М. Конспекты лекций для студентов по дисциплине Охрана труда для специальности 130503 Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. -Казань: издательский центр Школа, 2010.Ибрагимов Л.Х., Мищенко И.Т., Челоянц Д.К. Интенсификация добычи нефти. М.: Наука, 2010.Инструкция по безопасному ведению технологического процесса ГРП г. Нефтеюганск, управление «Интрас», 1993 г. Использование подземных вод для заводнения нефтяных месторождений" -вып. 12(119). Москва ВНИИОЭНГ - 1986.Клубова Т.Т. Глинистые минералы и их роль в генезисе, миграции и аккумуляции нефти. -М.: Недра.1973.Лиходедов В.П., Орлинский Б.М., Гильманшин А.Ф. Влияние особенностей залежей на форму поверхности ВНК и мощность переходной зоны // Геология нефти и газа.- 1970.-№5.Мелик-Пашаев B.C., О расчленении горизонта Д1 Ромашкинского месторождения в связи с его разработкой // РНТС/ВНИИОЭНГ. Сер. "Нефтегазовая геология и геофизика".-1967. №3.Муслимов Р.Х. Методическое пособие по проектированию и оценке технико-экономической эффективности методов повышения нефтеотдачи. – Казань: Изд-во «Фэн» Академия наук РТ, 2010. Муслимов Р.Х. Методическое пособие по расчету технико-экономических показателей разработки нефтяных месторождений и эффективности геолого-технических мероприятий. – Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2010. Муслимов Р.Х. Нефтегазоносность Республики Татарстан. Геология и разработка нефтяных месторождений. - Казань: Изд-во "ФЭН" Академии наук РТ, 2010.Муслимов Р.Х. Нефтеотдача: прошлое, настоящее, будущее: учебное пособие. – Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2012 г. Муслимов Р.Х. Современные методы повышения нефтеизвлечения: проектирование, оптимизация и оценка эффективности. Казань: Изд-во «Фэн» Академии наук РТ, 2005 г.Муслимов Р.Х. Современные методы управления разработкой нефтяных месторождений с применением заводнения: Учебное пособие. – Казань: Изд-во Казанского университета, 2003 г. Муслимов Р.Х., Шавалиев А.М., Хисамов Р.Б., Юсупов И.Г. Геология, разработка и эксплуатация Ромашкинского нефтяного месторождения. Том 2; Москва ВНИИОЭНГ; 1995 г.Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений. - В.: Ин-Фолио, 2009.Промысловые данные базы данных АРМИТС за 2002-2010 гг.Современный подход к планированию гидроразрыва пласта /Радченко В.В., Рожков А.П. и др.// Нефть и капитал, 2002.-№5.-С.56-59.Справочник по геологии нефти и газа. – М. – Недра 1984.Сулейманов М.М. и др. Охрана труда в нефтяной промышленности. - М.: Недра, 2011.Усачев П.М. Гидравлический разрыв пласта – М., Недра, 1986г.Чоловский И.П. Методы геолого-промыслового анализа при разработке крупных нефтяных месторождений. -М.:-Недра.-1966.Шакурова А.Ф. Анализ эффективности применения гидроразрыва / А.Ф. Шакурова, // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2008. - №1.