ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 28.04.2024
Просмотров: 65
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
Аскынский горизонт верхнефранского подъяруса представлен известняками темно-серыми и серыми, пелитоморфными, кристаллическими, участками доломитизированными, с отдельными прожилками аргиллитов темно-серых, известковистых. Толщина горизонта от 47 до 76 м.
Мендымский горизонт верхнефранского подъяруса сложен известняками коричневато-темно-серыми, кристаллическими, плотными, крепкими. Толщина горизонта от 21 до 27 м.
Доманиковый горизонт среднефранского подъяруса сложен известняками коричневато-темно-серыми, доломитизированными, окремнелыми, очень крепкими, прослоями почти черными, глинистыми, битуминозными, с прослоями мергелей. Породы доманикового горизонта служат репером. Толщина горизонта от 42 до 47 м.
Саргаевский горизонт среднефранского подъяруса представлен известняками зеленовато-темно-серыми, кристаллическими, реже органогенно-обломочными, брекчиевидными, неравномерно глинистыми. Толщина горизонта от 5 до 16 м.
Кыновский горизонт нижнефранского подъяруса сложен в основном аргиллитами зеленовато-серыми и коричневыми. В 8-10 м ниже кровли горизонта отмечается прослой органогенно-обломочного известняка, мощностью 2-2,5 м («среднекыновский известняк»). Толщина горизонта от 23 до 35 м.
Пашийский горизонт нижнефранского подъяруса сложен терригенными породами. Песчаники светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, участками с прослоями аргиллитов. Аргиллиты зеленовато-серые и буровато-серые, тонкослоистые, прослоями алевритистые, сливные с прослоями алевролитов. Толщина горизонта от 12 до 17 м.
Средний отдел девонской системы представлен породами старооскольского надгоризонта (муллинский и ардатовский горизонты).
Муллинский горизонт представлен преимущественно песчано-алевролитовыми породами и аргиллитами. Аргиллиты зеленовато-серые и буровато-серые, тонкослоистые, прослоями алевритистые, сидеритизированные. Алевролиты зеленовато- и буровато-серые, реже светло-серые, глинистые, песчанистые, с прослоями аргиллитов. Песчаники светло-серые, кварцевые, мелкозернистые, участками алевритистые, с прослоями алевролитов. Толщина горизонта от 34 до 39 м.
Ардатовский горизонт сложен, в основном, аргиллитами и алевролитами. Аргиллиты темно-серые, тонкослоистые, известковистые. Встречаются прослои известняков зеленовато- и буровато-серых, органогенно-шламовых, глинистых, замещенных доломитами. В основании горизонта прослеживаются песчаники серые, кварцевые, разнозернистые до гравийных, глинистые, замещаемые алевролитами. Толщина горизонта от 9 до 16 м.
Рифей-вендский комплекс представлен переслаиванием зеленовато-серых, тонкослоистых, слюдистых алевролитов, с редкими прослоями полимиктовых песчаников. Вскрытая толщина изменяется от 0 до 1034 м.
В тектоническом отношении Саузбашевское нефтяное месторождение расположено в пределах Бирской седловины Актаныш-Чишминской ветви Камско-Кинельской системы некомпенсированных прогибов, разделяющей Южно-Татарский и Башкирский своды.
Нефтеносность разреза месторождения изучалась при бурении скважин по керну, грунтам, шламу и результатам опробования скважин на приток, а также по материалам промыслово-геофизических исследований. Нефтепроявления различной степени интенсивности на Саузбашевском месторождении в каменном материале отмечались по всему геологическому разрезу, начиная с кунгурского яруса и заканчивая девоном. Признаки нефтеносности отмечены в следующих горизонтах. В отложениях нижней перми окрашенный нефтью шлам отмечен в отложениях кунгурского яруса в скв. 5СЗБ, в нескольких скважинах установлены примазки битума в шламе и керне артинских и сакмарских пород, а при их вскрытии ощущался запах сероводорода.
1.3 Физико-химические свойства нефти, газа и воды
Состав и свойства нефтей и растворимых в них газов продуктивных пластов и пачек Саузбашевского месторождения даются на основании результатов контактного разгазирования до стандартных условий глубинных проб, а также анализов поверхностных проб нефти.
По глубинным пробам определялись следующие параметры: давление насыщения, газосодержание, коэффициент термического расширения, коэффициент сжимаемости, объемный коэффициент, удельный объем, усадка, вязкость и плотность нефти в пластовых условиях.
По поверхностным пробам определялись плотность нефти, ее вязкость, содержание асфальтенов, смол, серы и парафина.
Плотность, газосодержание, усадка и объемный коэффициент пластовой нефти определены при однократном разгазировании.
Всего в пластовых условиях по Саузбашевскому месторождению исследовано 24 пробы из 16 скважин. Пять проб отобраны из интервалов совместной перфорации пластов ТТНК. Одиночными пробами охарактеризованы нефти пачек Скш1, Скш4 каширского горизонта, пластов CIV0 тульского и CVI бобриковского+радаевского горизонтов. Не охарактеризованы самостоятельными пробами нефти пластов CII и CVI0.
Физико-химические свойства нефти в пластовых условиях для каширского горизонта изучены двумя пробами - по одной из пачек Скш1 и Скш4, причем проба из скв. 7646 (пачка Скш4) недостаточно представительная.
Нефть пачки Скш1 относится к категории нефтей повышенной вязкости и средней плотности. Вязкость пластовой нефти в пластовых условиях составляет 13,7 мПа∙с, плотность 0,868 г/см3, при атмосферных – 0,869 г/см3.
Нефть пачки Скш4 характеризуется как нефть повышенной вязкости и тяжелая по плотности. Вязкость пластовой нефти пачки Скш4 каширского горизонта составила 26,2 мПа∙с при плотности 0,865 г/см3, плотность при атмосферных условиях - 0,880 г/см3.
Нефти продуктивных пластов ТТНК изучены по 22 пробам, из них 17 взяты при раздельном опробовании.
По пласту СI отобрано четыре пробы. Вязкость пластовой нефти составляет 42,82 мПа∙с, то есть нефть высоковязкая. Плотности нефти в поверхностных условиях колеблется от 0,893 до 0,899 г/см3, среднее значение плотности по пласту 0,895 г/см3 - нефть тяжелая. Газосодержание определено по двум пробам и находится в пределах от 9,53 до 12,2 м3/т, среднее значение - составляет 10,6 м3/т.
По пласту CIII отобраны три пробы. Вязкость пластовой нефти колеблется в пределах 35,25-46,7 мПа∙с, среднее значение составляет 41,9 мПа∙с. Плотность нефти в поверхностных условиях колеблется в интервале 0,900-0,906 г/см3, среднее значение принято 0,903 г/см3. Газосодержание по данному пласту колеблется от 7,0 до 8,54 м3/т, среднее значение – 7,6 м3/т. Нефти этого пласта битуминозные, высоковязкие.
По пласту CIV0 отобраны две пробы. Вязкость пластовой нефти определена в одной пробе и составляет 29,6 мПа∙с. Плотность нефти в поверхностных условиях в среднем по пласту составляет 0,893 г/см3, газосодержание 9,4 м3/т. Нефть тяжелая, с повышенной вязкостью.
По пласту СIV отобрано четыре пробы. Вязкость пластовой нефти пласта CIV колеблется от 41,70 до 45,10 мПа∙с, среднее значение 43,8 мПа∙с. Плотность по пробам изменяется от 0,899 до 0,906 г/см3, среднее значение принято 0,903 г/см3. Газосодержание варьирует от 5,22 до 7,62 м3/т, среднее значение 6,5 м3/т. Нефть битуминозная, высоковязкая.
По пласту СV отобрано три пробы. Вязкость нефти в пластовых условиях не определена ни в одной пробе, рассчитанная составила 54,6 мПа∙с. Вязкость в поверхностных условиях колеблется от 51,0 до 58,6 мПа∙с, плотность - от 0,899 - 0,906 г/см3, среднее значение принято 0,902 г/см3
. Газосодержание изменяется от 4,4 до 9,54 м3/т, составляя в среднем 7,4 м3/т. Нефть битуминозная, высоковязкая.
Пласт CVI бобриковского горизонта представлен одной пробой пластовой нефти. Вязкость нефти в пластовых условиях определена равной 78,9 мПа∙с, в поверхностных она составляет 103,7 мПа∙с, плотность 0,916 г/см3. Содержание газа, определенное при контактном разгазировании нефти 5,96 м3/т. Нефть битуминозная, высоковязкая.
Параметры нефти по пробам, отобранным из совместно перфорированных интервалов для различных пластов (CI-II, CI-CIII, CII-CIII, CIII-CIV0, CIII-CIV) не учитывались.
Нефти тульского горизонта относятся к категории тяжелых (пласты CI и CIV0) и битуминозных, с повышенной вязкостью (пласт CIV0) и высоковязких. Вязкость колеблется от 29,60 до 78,90 мПа∙с при плотности от 0,893 до 0,916 г/см3. Нефть бобриковского горизонта так же относится к битуминозной и высоковязкой.
Газ каширского горизонта характеризуется довольно высоким содержанием азота – 25,84 % моль, пропана 28,69 % моль, а газ тульского горизонта содержанием азота 26,8-58,90 % моль и пропана 9,23-21,90 % моль. Гелий и сероводород в составе попутного газа отсутствует по всему месторождению. Содержание углекислого газа 0,35 %моль (пачка Скш1) до 1,00 % моль (пласт СIII).
В поверхностных условиях по Саузбашевскому месторождению отобрано 60 проб, Кондиционных проб, рассматриваемых для принятия осредненных параметров всего 30.
Всего из отложений КТСК отобрано восемь проб, кондиционных из них только пять. По двум качественным пробам нефть пачки Скш1 можно характеризовать как тяжелую. По пачке Скш4, изученной по трем пробам, нефть можно отнести к средней по плотности и высоковязкой. По всем пачкам каширского горизонта нефть является высокосернистой (2,4 %).
Нефть тульского горизонта исследована по 44 пробам из 30 скважин. Раздельных проб 23, из совместно перфорированных интервалов отобрана 21 проба. Нефть классифицируется как битуминозная. Вязкость по пластам при 20 оС изменяется от 45,61 до 120,43 мПа∙с. По всем пластам тульского горизонта поверхностные нефти высокосернистые (2,5-3,55 %), в отдельных пробах нефти характеризуются как особо высокосернистые.
По бобриковскому горизонту отобраны 2 пробы из 1 скважины. Нефть пласта CVI битуминозная (0,915 г/см3), высоковязкая (71,15 мПа∙с), высокосернистая (3,9 %).
Единичная проба воды из отложений подольского горизонта некондиционна, т.к. имеет пониженную плотность 1,06 г/см3. Воды каширского горизонта характеризуются высокой минерализацией, по пробам она изменяется от 205,4 до 252,9 г/дм3 при плотности 1,14-1,17 г/см3. От вод сакмаро-артинского яруса они отличаются меньшим содержанием сульфитов, повышенным содержанием хлоридов кальция и магния.
Воды верейского горизонта и башкирского яруса аналогичны водам каширо-подольских отложений. Водоносными в этих горизонтах являются пористо-кавернозные известняки и доломиты. В водах башкирского яруса содержание сульфатов уменьшается до 0,21 мг-экв. Глинистые прослои верейского горизонта служат хорошими водоупорами. Дебиты при опробовании водоносных отложений верейского горизонта и башкирского яруса также аналогичны дебитам из каширо-подольских отложений.
В нижнем карбоне водоносны карбонатные отложения серпуховского яруса и окского надгоризонта, песчаники терригенной толщи в законтурных зонах и прослои пористых известняков турнейского яруса.
Воды терригенной толщи изучены по 19 пробам из 19 скважин. Воды являются высокоминерализованными рассолами, их минерализация около 270,4 г/дм3. Плотность порядка 1,18 г/см3. В солевом составе преобладают хлориды щелочей, величина первой солености достигает 80 %. Воды относятся к хлоркальциевому типу. От вод вышележащих горизонтов они отличаются высоким содержанием хлоридов и незначительной сульфатностью. Дебиты при опробовании изменяясь в интервале 0,8-85,4 м3/сут.
Воды турнейского яруса, судя по анализам соседних площадей, по составу близки к водам терригенной толщи.
2 Раздел нефтегазопромыслового оборудования
2.1 Оборудование, применяемое при данной технологии
2.1.1 Характеристика оборудования добывающих скважин
Штанговые скважинные насосные установки (ШСНУ) предназначены для подъема пластовой жидкости из скважины на дневную поверхность.
В настоящее время ШСНУ, как правило, применяют на скважинах с дебитом до 30...40 м3 жидкости в сутки, реже до 50 м3 при средних глубинах подвески 1000...1500 м. В неглубоких скважинах установка обеспечивает подъем жидкости до 200 м3/сут.
В отдельных случаях может применяться подвеска насоса на глубину до 3000 м.
ШСНУ включает:
а) наземное оборудование-станок-качалка (СК), оборудование устья, блок управления;
б) подземное оборудование-насосно-компрессорные трубы (НКТ), штанги насосные (ШН), штанговый скважинный насос (ШСН) и различные защитные устройства, улучшающие работу установки в осложненных условиях.