ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 28.04.2024
Просмотров: 72
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Коллекторская характеристика пород пласта СТ1 изучалась по 115 образцам керна, в том числе по 112 образцам из нефтяной части разреза. Проницаемость пласта по керну изменяется от 0,001 до 0,277 мкм2, среднее 0,071 мкм2. Пористость по керну изменяется от 0,08 до 0,206 д.ед., среднее 0,138 д.ед. Пористость по ГИС (105 определений из 104 скважин) изменяется от 0,088 до 0,173д.ед., среднее 0,131 д.ед.
Коллекторская характеристика пород пласта CT2 изучалась по по 65 образцам керна из 6 скважин. Проницаемость по керну изменяется от 0,008 до 0,122 мкм2, среднее значение 0,043 мкм2. Пористость по керну изменяется от 0,081 до 0,199 д.ед., среднее 0,139 д.ед. Пористость по ГИС ( 108 образцов из 78 скважин) изменяется в пределах 0,080-0,158 д.ед., среднее 0,108 д.ед. Принятая пористость при проектировании 0,111 д.ед.
Сравнительный анализ неоднородности продуктивных пластов показал следующее:
1) наилучшими коллекторскими свойствами обладают пласты СV и CVIо, наихудшими CVI;
2) выделяемые пласты СV, CVIо, CVI1 и CIV отделены друг от друга алеврито – аргиллитовыми породами;
3) вследствие того, что терригенная толща нижнего карбона является единым объектом разработки, коэффициент расчленности рассматриваемого интервала составляет 4,5, а коэффициент песчанистости равен 0,40.
1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Пластовые нефти Татыщлинского месторождения изучены по 18 пробам из 17 скважин.
Средние показатели свойств пластовой нефти по продуктивным пластам и пачкам приведены в таблице 1 - Свойства пластовой нефти и пластовой воды Татышлинского месторождения
Первые 10 ГС были пробурены в 1991 - 1996 гг. на карбонатные отложения турнейского яруса Татышлинского месторождения согласно технологической схеме опытно-промышленных работ, составленной БашНИПИнефть. Расположение скважин параллельно-рядное - в 2 ряда по 4 скважины с расстоянием между горизонтальными стволами в ряду 200 - 350 м, а между рядами - 300 - 500 м; пробурены 2 разрезающие скважины между рядами
Нефть башкирского яруса в пластовых условиях имеет плотность 0,869 т/м3, вязкость – 14,43 МПа·с, при давлении насыщения – 11,9 МПа·с, газонасыщенность равна 26 м3/т, объемный коэффициент при Рпл – 1,067, при Рнас – 1,072.
Пластовое давление равно в среднем 14,4 МПа, давление насыщения – 6,1 МПа.
Нефти тульского горизонта (CIV0-CVI0) терригенной толщи нижнего карбона имеют плотность в пластовых условиях 0,856 т/м3, при Рнас – 0,852 т/м3, газосодержание – 28,5 м3/т, вязкость при Р
пл – 27,34 МПа·с, при Рнас – 25,62 МПа·с, объемный коэффициент при пластовом давлении – 1,083, при давлении насыщения – 1,091.
Пластовое давление равно 11,8 МПа, давление насыщения – 6,1 МПа.
Нефти пласта СVI бобриковского горизонта несколько отличаются от нефтей пластов CIV0-CVI0. Они отличаются по плотности – 0,880 кг/м3 при Рпл и 0,876 т/м3 – при Рнас, плотность разгазированной нефти равна 0,912 т/м3. Вязкость равна – 24,57 (Рпл) и 21,64 МПа·с (Рнас), газонасыщенность – 26,3 м3/т, объемный коэффициент равен – 1,056 при пластовом давлении и 1,073 при давлении насыщения. Пластовое давление равно 12,25 МПа, давление насыщения – 7,6 МПа.
Нефти продуктивной пачки СТкз1 турнейского яруса тяжелые, плотность равна при Рпл – 0,892 т/м3, при Рнас – 0,901 кг/м3, разгазированной нефти – 0,904 кг/м3, вязкость – при Рпл – 41,3 МПа·с, при Рнас – 19,41 МПа·с. Объемный коэффициент равен 1,060 и 1,074. Пластовое давление равно 13,7 МПа, давление насыщения – 6,4 МПа.
По отложениям заволжского надгоризонта пластовые нефти не отобраны. Нефти фаменского яруса тяжелые, плотность при Рпл, Рнас, разгазированной нефти соответственно равны 0,907 т/м3, 0,901 т/м3, 0,922 т/м3, вязкие – вязкость равна 131,1 МПа·с и 54,3 МПа·с. Объемный коэффициент равен 1,074 и 1,048, газосодержание – 19,9 м3/т. Пластовое давление равно 10,8 МПа, давление насыщения – 4,7 МПа.
Нефти терригенного девона по типу средние, плотность при разных давлениях – 0,871 т/м3, 0,857 т/м3, 0,889 т/м3, вязкие – при пластовом давлении вязкость равна 7,4 МПа·с, при давлении насыщения – 6,4 МПа·с, объемный коэффициент соответственно – 1,114 и 1,080, газосодержание – 32,5 м3/т. Пластовое давление равно 21,19 МПа, давление насыщения – 5,5 МПа.
По поверхностным пробам нефти всех продуктивных пластов и пачек сернистые, парафинистые, смолистые.
Плотность нефти продуктивной пачки Сбш по пробам, отобранным в поверхностных условиях, равна 0,899 т/м3, средняя кинематическая вязкость – 45,2 м2/с, динамическая – 5,03 МПа·с.
Нефть пластов CIV0-CVI0 тульского горизонта ТТНК тяжелая (0,899 кг/м3), вязкая – кинематическая равна 70 м2/с, динамическая – 7,9 мПа·с. Серы содержится 2,76%.
Как и по остальным пластам ТТНК, нефть пласта CVI тяжелая (0,897 г/м3), вязкая (кинематическая – 51,6 мм2/с, динамическая – 5,8 МПа·с). Асфальтенов содержится 5,2%, смол – 14,4%, парафинов – 1,9%.
По сравнению с нефтями ТТНК, нефти турнейского яруса более тяжелые (0,911 кг/м3), вязкие (66,0 м2/с), сернистые (3,28%), смолистые (34,2%), парафинистые (6,8%), содержание асфальтенов – 8,85%.
По результатам анализов поверхностных проб нефти фаменского яруса высоковязкие, тяжелые, высокосернистые, парафинистые. Плотность нефтей фаменского яруса изменяется от 0,910-0,936 т/м3, кинематическая вязкость – 46,7-71,1 м2/с, динамическая вязкость – 5,0-7,8 МПа·с, содержание серы – 2,6-3,7%, смол – 41,6-55,1%, асфальтенов – 5,6-9,4%, парафинов – 6,2-6,5%.
Основными объектами разработ ки являются тульские, бобриковские и турнейские залежи, которые разбурены по равномерной треугольной сет ке 500×500 и 400×400 м. Разработ ка осуществляется с заводнением пластов. Разбурен частично средний карбон. Одна турнейская залежь частично разбурена горизонтальными скважинами. Остальные объекты эксплуатируют единичными скважинами. Действуют 251 добывающая скважина и 33 нагнетательных. В 1995 г. добыто 294 тыс. т , с начала разработ ки — 4365 тыс. т. Максимальный уровень добычи — 388 тыс. т в 1990 г
Таблица 1 - Свойства пластовой нефти и пластовой воды Татышлинского месторождения
| Параметры | Объекты | ||||||
| Сбаш | ТТНК | СТкз1 | Дфм | ТТД | |||
| Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 | 0,869 | 0,880 | 0,910 | 0,914 | 0,883 | ||
| Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 | 0,897 | 0,908 | 0,916 | 0,937 | 0,920 | ||
| Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПа∙с | 42,1 | 42,9 | 66,0 | 58,9 | 52,1 | ||
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа∙с | 14,5 | 19,3 | 41,3 | 41,3 | 7,40 | ||
| Давление насыщения нефти газом, МПа | 6,1 | 6,8 | 2,9 | 2,7 | 7,8 | ||
| Объемный коэффициент нефти, доли ед. | 1,072 | 1,086 | 1,040 | 1,015 | 1,037 | ||
| Газосодержание нефти, м3/т | 26,0 | 25,2 | 21,0 | 7,7 | 18,9 | ||
| Содержание серы в нефти, % | 2,68 | 2,76 | 3,28 | 3,30 | 3,20 | ||
| Содержание парафина в нефти, % | 3,15 | 1,90 | 6,80 | 6,30 | 5,20 | ||
| Пластовая температура, ºС | 18 | 27 | 27 | 29 | 30 | ||
| Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 | 1,15 | 1,18 | 1,17 | 1,15 | 1,21 | ||
2 Раздел нефтегазопромыслового оборудования
2.1 Оборудование, применяемое при данной технологии
2.1.1 Характеристика наземного оборудования штанговых насосных установок
Комплекс наземного оборудования штанговых насосных установок включает в себя станок-качалку и оборудование устья.
Станок-качалка (СК) – индивидуальный механический привод штангового глубинного насоса, предназначенный для преобразования вращательного движения вала двигателя в возвратно-поступательное движение колонны штанг, регулирования режима работы скважинного штангового насоса изменением длины хода и числа двойных ходов плунжера, уравновешивания установки.
Станок-качалка состоит из следующих узлов.
Рама – предназначена для установки на ней всего оборудования СК и выполняется из профильного проката в виде двух полозьев, соединенных поперечными связями. В раме имеются отверстия под анкерные болты для её крепления к фундаменту.
Стойка – является опорой для балансира и выполняется из профильного проката в виде четырехгранной пирамиды. Ноги стойки связаны между собой поперечинами. Снизу стойка крепится к раме сваркой или болтами, сверху несет плиту для крепления оси балансира.
Балансир – предназначен для передачи возвратно-поступательного движения колонне штанг. Выполняется из профильного проката двутаврового сечения и имеет однобалочную или двухбалочную конструкцию. Со стороны скважины балансир заканчивается поворотной головкой.
Головка балансира – поворотная или откидывающаяся вверх для беспрепятственного прохода спускоподъемного (талевый блок, крюк, элеватор) и скважинного оборудования при подземном ремонте скважин. Для ее фиксации в рабочем положении в шайбе головки предусмотрен паз, в который входит клин защелки.
Опора балансира – ось, оба конца которой установлены в сферических роликоподшипниках. К средней части оси, имеющей квадратное сечение, приварена планка, через которую опора балансира с помощью болтов соединяется с балансиром.
Траверса – прямая, из профильного проката. С ее помощью балансир соединяется с двумя параллельно работающими шатунами.
1 – подвеска устьевого штока; 2 – головка балансира; 3 – канатная подвеска; 4 – стойка; 5 – балансир; 6 – опора балансира; 7 – балансирный противовес; 8 – опора траверсы; 9 – траверса; 10 – шатун; 11 – кривошип; 12 – клиноременная передача; 13 – электродвигатель; 14 – рама; 15 – поворотные салазки (поворотная плита); 16 – редуктор
Рисунок 1 – Станок-качалка (СК)
Опора траверсы – шарнирно соединяет балансир с траверсой. Средняя часть оси установлена в сферическом роликоподшипнике, корпус которого болтами прикреплен к нижней полке балансира.
Шатун – стальная трубная заготовка, к одному концу которой приварена верхняя головка шатуна, а на другом – башмак. Палец верхней головки шатуна шарнирно соединен с траверсой. Палец башмака конусной поверхностью вставляется в отверстие кривошипа и затягивается гайками.
Кривошип – ведущее звено преобразующего механизма станка-качалки, в котором предусмотрены отверстия для изменения длины хода устьевого штока. Он выполнен в виде прямоугольных пластин с отверстиями для крепления к валу редуктора и присоединения шатунов. На кривошипе установлены противовесы (кривошипные грузы), которые могут перемещаться и служат для уравновешивания работы электродвигателя СК.
Редуктор – двухступенчатый (типа Ц2НШ) представляет собой совокупность двух пар цилиндрических шевронных зубчатых передач; имеет три вала – ведущий, промежуточный и ведомый. На конец ведущего вала насаживаются шкивы тормоза и клиноременной передачи. На конец ведомого вала насаживаются кривошипы. Смазка зубчатых колес и подшипников валов осуществляется из ванны корпуса редуктора.
Тормоз – двухколодочный. Правая и левая колодки прикреплены к редуктору. С помощью стяжного устройства колодки зажимают тормозной шкив, насаженный на ведущий вал редуктора. Стяжное устройство состоит из ходового винта с правой и левой резьбой и двух гаек, закреплённых на подвижных концах колодок. Рукоятка тормоза в целях безопасности вынесена в конец рамы, за электродвигатель.
Салазки поворотные под электродвигатель – обеспечивают быструю смену и натяжение клиновых ремней. Выполнены они в виде рамы, которая шарнирно укреплена на заднем конце рамы станка-качалки. Рама с салазками поворачивается вращением ходового винта.