Применение технологии акустической реабилитации скважин и пласта для повышения нефтеотдачи пластов

Тип работы:
Курсовая
Предмет:
Геология


Узнать стоимость

Детальная информация о работе

Выдержка из работы

http: //www. . ru/

http: //www. . ru/

Применение технологии акустической реабилитации скважин и пласта для повышения нефтеотдачи пластов

ВВЕДЕНИЕ

В наше время существенно увеличились масштабы добычи нефти и газа и вводятся в разработку месторождения со сложными геолого-физическими условиями, решается важнейшая проблема увеличения полноты извлечения нефти из недр.

Исследования показывают, что средняя величина коэффициента нефтеотдачи составляет в СНГ 0,37−0,4, а в США — 0,33 (по данным Торри). Нефтеотдача пластов, сложенных малопроницаемыми коллекторами, характеризующимися режимом растворенного газа, еще ниже. М. Макет считает, что объем нефти, которая может быть извлечена из пластов, достигших экономического предела эксплуатации с помощью существующих методов воздействия, составит 1/3 объема нефти оставшейся в пласте. Следовательно, запасы остаточной нефти в так называемых истощенных пластах огромны. Они представляют собой солидный резерв нефтедобывающей промышленности. Повышение коэффициента нефтеотдачи пласта со средними запасами до 0,7−0,8 равносильно открытию новых крупных месторождений. Увеличение отношения объема добываемой нефти к ее остаточным труднодоступным (или недоступным) для извлечения запасам является очень важной и сложной проблемой. Однако работы отечественных и зарубежных исследователей показали, что она может быть решена в ближайшем будущем.

Нефтеотдача — отношение количества извлеченной из пласта нефти к первоначальным ее запасам в пласте. Различают текущую и конечную нефтеотдачу. Под текущей нефтеотдачей понимают отношение количества извлеченной из пласта нефти на данный момент разработки пласта к первоначальным ее запасам. Конечная нефтеотдача — отношение количества добытой нефти к первоначальным ее запасам в конце разработки пласта. Вместо термина «нефтеотдача» употребляют также термин «коэффициент нефтеотдачи».

1. ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Орогидрография

Жирновское нефтегазовое месторождение расположено в среднем течении реки Медведица, в 340 км к северу от г. Волгограда и в 120 км от г. Камышина. В административном отношении месторождение расположено в пределах Жирновского района, административным центром которого является г. Жирновск. Ближайшими населенными пунктами являются: г. Жирновск, р.п. Линево, села: Александровка, Андреевка, Бахметьевка, Медведицкое. Ближайшая железнодорожная станция Медведица расположена на железнодорожной магистрали Камышин — Москва в 35 км от г. Жирновска и соединена с ним асфальтированной дорогой.

Оба берега реки Медведицы покрыты смешанным лесом.

В создании современных форм рельефа большую роль сыграла река Медведица, которая пересекает площадь в направлении, близком к меридиальному, разделяя ее почти на две равные части, резко отличающиеся друг от друга морфологически.

Левобережье представляет собой слабовсхолмленную поверхность, имеющую уклон с востока на запад. Абсолютные отметки изменяются от 180−170 м у водораздела, до 120−115 м у берега реки Медведица. Левобережье пересечено рядом сильно разработанных балок и оврагов почти широтного направления, дающих хорошие обнажения юрских песков и глин, неустойчивость которых явилась причиной глубокой эродированности всего левобережья. Правобережье представляет собой природную поверхность хорошо выраженных холмов и гряд, изрезанных глубокими оврагами с крутыми склонами (до 70%). Основным элементом рельефа является водораздел рек Медведицы и Щелкана, тянущийся почти в меридиальном направлении. Абсолютные отметки водораздельного хребта достигают значений 242,5−269,5 м, к востоку наблюдается постепенное понижение рельефа. Абсолютные отметки у реки Медведицы изменяются в пределах 158−124 м. На правом берегу реки Медведицы на поверхность выходят известняки среднего карбона, которые являются прекрасным строительным материалом. Они широко используются в строительстве города Жирновска.

Ширина русла реки Медведица меняется от 30 до 150 м. Течение слабое, в рацоне города имеются броды. Ширина долины достигает 5 км. Крупнейшими левобережными притоками р. Медведицы является река Перевозиха, и овраги Кленовый, Соленый и др.

Крупными правобережными притоками р. Медведица являются овраги: Первый Каменный, Малый Каменный, Большой Каменный. Все овраги имеют направление близкое к широтному и пересекают породы вкрест простирания. В пойме реки большое количество озер, из которых наиболее крупное озеро Раковое, — имеющее площадь около 1 км2. Климат района резко континентальный. Преобладают северо-западные ветры.

Стратиграфия

В геологическом строении Бахметьевско-Жирновского месторождения принимают участие породы четвертичного, мелового, юрского, каменноугольного и девонского возрастов. В сводовых частях структуры на дневную поверхность выходят породы каменноугольной системы. Отложения кайнозойской и мезозойской групп несогласно залегают на размытой поверхности карбона и встречаются только на погружных участках. Геологический разрез осадочного комплекса четвертичной, меловой и юрской систем изучен по естественным обнажениям, а каменноугольной и девонской систем — по данным керна, шлама и каротажных диаграмм пробуренных скважин.

Верхнебашкирский подъярус

Мелекесский горизонт — С2. Верхняя часть горизонта, большая по мощности на Жирновском участке, представлена переслаиванием глин сильно песчанистых, алевролитов известковистых, песчаников и известняков. Нижняя часть горизонта, большая по мощности на Бахметьевском участке, сложена глинами известняковистыми, алевритистыми. В верхней части разреза алевролиты и песчаники насыщены нефтью и газом и имеют номенклатуру I, II и III. Мощность их 1,5 — 5 м. Разделены они прослоями глин мощностью 1,5−2 м. Располагающаяся ниже их, пачка переслаивания известняков, глин, песчаников, алевролитов, так же продуктивна и обозначается как пласт IV. Мощность горизонта колеблется от 57 до 75 м. В начале мезозойского времени описываемая территория была сушей. Наступившая с юго-востока трансгрессия моря привела к установлению затем прибрежноморских условий осадконакопления.

Четвертичная система

Четвертичные отложения в пределах данного месторождения представлены аллювиальными породами и образованиями, связанные с деятельностью ледника. Морские отложения сложены супесями глин и валунным материалом. Мощность четвертичных отложений, залегающих с глубоким размывом на породах мелового, юрского, каменноугольных возрастов не превышает 20 м.

Тектоника

В тектоническом отношении Жирновское месторождение приурочено к поднятию, расположенному на севере Коробковско-Жирновского вала, входящего в состав Доно-Медведицкой дислокации. Поднятие представляет собой ассиметричную брахиантиклиналь почти меридиального простирания и прослеживается во всех комплексах пород верхнего структурного этажа. Согласно структурному плану по кровле коллектора I пачки мелекесского горизонта размеры поднятия по изогипсе — 500 м, 9,2×4,2 км, углы падения на западном крутом крыле до 140, на пологом восточном до 1030`, амплитуда 82 м. Нефтяные залежи мелекесского горизонта приурочены к 1, 2 и 3 пласту, которые объединены в пачку и 4 пласту, составляющему 1 пачку.

Пачка I объединяет ряд песчаных прослоев верхней части мелекесского горизонта. Количество их колеблется от одного до 13. Установлено, что через многочисленные зоны слияния в пределах поднятия прослои гидродинамически связаны между собой. Песчаники чередуются с алевролитами и глинами. Песчаники нижней части мелекесского горизонта составляют II пачку. Она отделена от пачки I прослоем глины, прослеживающемуся по всей площади. Подстилается II пачка также глинами. Коллекторами пачек являются песчаники мелкозернистые, алевролитистые, известковистые и глинистые. По минералогическому составу песчаники полимиктовые: состоят из зерен кварца, полевых шпатов, обломков эффузионных пород, слюды. Полевые шпаты представлены зернами плагиоклаза, иногда микролина. Форма всех зерен неправильная, размер 0,1−0,5 мм. Текстура песчаников тонко-мелкослоистая, иногда линзовидная. Цемент хлоритово-глинистый и карбонатный, тип цементации базальный и порово-базальный. В I пачке коллектор, вмещающий нефтегазовую залежь, распространен повсеместно.

Залежь пластовая, сводовая. Положение водонефтяного контакта определено на абсолютной отметке — 498 м (подошва коллектора скважины № 32р.), газонефтяного — на абсолютной отметке — 428 м (подошва газонасыщенного коллектора в скважинах № 651, 679, 654). Размеры залежи 9,0×4,0 км, этаж нефтеносности составляет 60 м, а этаж газоносности — 10,3 м.

Залежь II пачки нефтегазовая, пластовая, сводовая. В ряде скважин песчаники II пачки заглинизированы или уплотнены, в связи с чем на западном крыле и в присводовой части поднятия выделены зоны отсутствия коллектора. Залежь частично литологически экранирована на севере.

Положение водонефтяного контакта определено на абсолютной отметке — 563 м (подошва газонасыщенного коллектора скважины № 1, кровля нефтенасыщенного коллектора скважин № 90, 159, 655, по ГИС скважины № 281). Размеры залежи 9,6×5,0 км, этаж нефтеносности — 91 м, этаж газоносности — 15,7 м.

Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Физико-химические свойства нефти мелекесского горизонта изучались по результатам анализов пластовых и поверхностных проб. По физической характеристике нефть данного горизонта относится к тяжелым по групповому углеводородному составу и метано-нафтеновому классу. Нефть смолистая (19%), темно-коричневого цвета, вязкая, малопарафинистая (1,76%), малосернистая (0,39%). Свободный сероводород отсутствует. Плотность нефти в пластовых условиях — 0,868 г/см3, а в поверхностных — 0,889 г/см3. Вязкость в пластовых условиях составляет 20 сп, а в поверхностных 36,5 сп. Газ насыщающий нефть, метановый (96,6%), характеризуется отсутствием свободного водорода, кислорода и сероводорода. Плотность газа — 0,0575 г/см3. Газовый фактор — 27 м3/т.

Пластовые воды мелекесского горизонта относятся к хлоркальциевому типу. Средняя минерализация по горизонту составляет 107,9 г/см3. Удельный вес изменяется в пределах от 1,060 г/см3 до 1,091 г/см3.

нефтеотдача пласт добыча геологическая промысловая

1.2 Назначение и классификация методов увеличения нефтеотдачи пластов

В настоящее время выделяют несколько групп методов повышения нефтеотдачи пласта:

· гидродинамические методы;

· физико-химические методы;

· тепловые, микробиологические и другие методы.

В НГДУ «БН» наиболее широко применяются первые две группы методов, поэтому рас смотрим их более подробно.

Гидродинамические методы. К ним относятся:

· нестационарное заводнение;

· форсированный отбор жидкости;

· вовлечение в разработку недренируемых запасов;

· барьерное и очаговое заводнение.

К первой группе относятся методы, которые осуществляются через изменение режимов эксплуатации скважин и, как следствие, через изменение режимов работы пласта. Эти методы объединяются общим понятием «нестационарное заводнение» и включают в себя:

· циклическое заводнение;

· изменение направления фильтрационных потоков.

Они сравнительно просты в реализации, не требуют больших экономических затрат и получили широкое развитие.

Методы основаны на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы. Это способствует внедрению воды в зоны пласта, ранее не охваченные воздействием.

Форсированный отбор жидкости применяется на поздней стадии разработки, когда обводненность достигает более 75%. При этом нефтеотдача возрастает вследствие увеличения градиента давления и скорости фильтрации. При этом методе вовлекаются в разработку участки пласта, не охваченные заводнением, а также отрыв пленочной нефти с поверхности породы. Форсированный отбор — наиболее освоенный метод повышения нефтеотдачи. При ступать к нему следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30−50%, а за тем — в 2−4 раза. Предельное значение увеличения отбора регламентируется возможностями используемого способа эксплуатации скважин. Для осуществления форсированного от бора необходимы насосы высокой подачи или использование газлифта.

Эксплуатация газонефтяных месторождений осложняется возможными прорывами газа к забоям добывающих скважин, что значительно усложняет, вследствие высокого газового фактора, их эксплуатацию. Суть барьерного заводнения состоит в том, что нагнетательные скважины располагают в зоне газонефтяного контакта. Закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы исключить взаимные перетоки нефти в газовую часть залежи, а газа — в нефтяную часть.

Очаговое заводнение — это дополнение к уже осуществленной системе законтурного заводнения или внутриконтурного. При этом группы нагнетательных скважин размещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности использования запасов нефти.

Физико-химические методы

Использование физико-химических методов повышения нефтеотдачи пластов — одно из наиболее перспективных направлений в процессах разработки нефтяных месторождений. Научными организациями отрасли разработано, испытано и сдано более 60 технологий с использованием физико-химического воздействия.

Одним из методов воздействия на продуктивные пласты, особенно низкопроницаемых, является гидравлический разрыв пласта (ГРП). Он оказывает воздействие не только на призабойную зону пласта, но и способствует повышению нефтеотдачи. При ГРП создается система глубокопроникающих трещин, в результате чего значительно увеличивается дренируемая скважиной зона и повышается производительность скважин. Продолжительность эффекта от ГРП достигает 3−5 лет, коэффициент успешности — 85%.

Ведущее место в физико-химических методах воздействия на пласт занимает полимерное заводнение. Получение композиций полимеров в сочетании с различными реагентами существенно расширяет диапазон применения полимеров. Основное назначение полимеров в процессах увеличения нефтеотдачи пластов — выравнивание неоднородности продуктивных пластов и повышение охвата при заводнении.

Существуют следующие технологии с использованием полимеров:

· полимерное заводнение (закачка оторочки) на неоднородных по проницаемости объектах с высоковязкой нефтью, находящихся в начальной стадии разработки;

· комплексное воздействие на продуктивные пласты полимерными гелеобразующими системами в сочетании с интенсифицирующими реагентами (ПАВы, щелочи, кислота) применяется на поздней стадии разработки;

· воздействие на пласт вязкоупругими составами (ВУС) для выравнивания профиля приемистости и интенсификации добычи нефти;

· циклическое полимерное заводнение с использованием раствора сшитого полиакриламида, содержащего неионогенное ПАВ;

· циклическое воздействие на продуктивный пласт полимерсодержащими поверхностно-активными системами;

· щелочно-полимерное заводнение;

· полимерное воздействие при закачке в пласт углекислоты.

Особенно эффективен метод ВУС для пластов, характеризующихся резкой неоднородностью и слабой гидродинамической связью. Данный метод выравнивает проницаемость и тем самым позволяет повысить охват пласта полимерным воздействием и снизить темпы обводнения добываемой нефти.

К модифицированным технологиям относится воздействие на обводненные продуктивные пласты полимер-дисперсной системой (ПДС) на основе ПАА суспензий глин. Их применение заключается во внутрипластовом регулируемом образовании дисперсных вязкоупругих систем между химическими реагентами и водонефтенасыщенной породой. Это позволяет увеличить нефтеотдачу на поздней стадии разработки, когда традиционные методы малоэффективны.

Одним из эффективных методов физико-химического воздействия на пласт является щелочное заводнение. Метод основан на снижении поверхностного натяжения на границе нефти с раствором щелочи. При этом образуются стойкие водонефтяные эмульсии с высокой вязкостью, способные выравнивать подвижность вытесняемого и вытесняющего агентов. Щелочное заводнение эффективно для нефти высокой вязкости и неоднородных пластов.

Для доотмыва остаточной нефти применяется метод закачки большеобъемных оторочек поверхностно-активными веществами (ПАВ).

На завершающих стадиях разработки большое значение имеет ограничение притоков пластовой и закачиваемой воды. Для этой цели применяются различные методы ремонтно-изоляционных работ, в результате которых не только уменьшается обводненность продукции, но и повышается охват пласта процессом выработки запасов. Наиболее часто применяется изоляция цементом обводненных пропластков или ликвидация заколонной циркуляции. В том случае, когда происходит прорыв воды по отдельным высокопроницаемым пропласткам, практически не отделенными глинистыми перемычками от необводненных интервалов, используется метод селективной (избирательной) изоляции. Вариантами этого метода являются: применение кремнийорганических соединений (продукт 119−204, Акор), закачка силиката натрия (жидкое стекло), волокнисто- и полимернаполненных дисперсных систем (ВДС и ПНДС).

На современном этапе задачу повышения нефтеотдачи пластов экологически чистыми технологиями может решить метод микробиологического воздействия на пласт. В отличие от химических реагентов, теряющих активность в результате разбавления их пластовыми водами, микроорганизмы способны к саморазвитию, т. е. размножению и усилению биохимической активности в зависимости от физико-химических условий среды.

Одними из приоритетных методов повышения нефтеотдачи пластов, наиболее подготовленными технологически и технически, являются тепловые, когда в продуктивный пласт вводится тепло. При этом вязкость нефти снижается, а нефтеотдача увеличивается. Среди тепловых методов воздействия на нефтяные пласты выделяют два направления:

· закачка в пласты пара и нагретой воды;

· внутрипластовое горение.

Тепловые методы целесообразно применять в пластах с вязкостью нефти более 50 мПа-с. На месторождениях ОАО «СНГ» вязкость нефти не превышает 5 мПа-с, поэтому тепловые методы не применяются.

1.3 Состояние добычи нефти в ОАО «ЛУКОЙЛ»

Рост добычи был достигнут за счет Южно-Хыльчуюского месторождения, введенного в эксплуатацию в середине 2008 года, а также за счет роста по международным проектам. Негативно на темпе прироста сказалось снижение добычи нефти на месторождениях Западной Сибири, связанное в первую очередь с объективными изменениями в структуре извлекаемых запасов. Компания планирует ослабить их негативное влияние на процесс добычи за счет применения новейших технологий повышения нефтеотдачи пластов.

Россия

Добыча группой «ЛУКОЙЛ» на территории России в 2009 году составила 91 868 тыс. т нефти, в том числе дочерними обществами было добыто 91 560 тыс. т. По сравнению с 2008 годом добыча на территории России выросла на 2,1%.

В 2009 году добыча углеводородов дочерними и зависимыми обществами ОАО «ЛУКОЙЛ» на территории России осуществлялась на 348 месторождениях. Эксплуатационное бурение составило 2 385 тыс. м, что на 20,0% меньше по сравнению с 2008 годом. Эксплуатационный фонд скважин на конец 2009 года составлял 28,24 тыс. скважин, в том числе 24,04 тыс. дающих продукцию. В 2009 году были введены 854 новые скважины.

Рис. 1. Добыча нефти группой «ЛУКОЙЛ» (с учетом доли в добыче, осуществляемой зависимыми организациями) в 2009 году составила 97 615 тыс. т (1 972 тыс. барр. /сут). Среднесуточная добыча нефти выросла на 2,7% по сравнению с уровнем 2008 года.

Международные проекты

Добыча нефти по международным проектам в доле группы «ЛУКОЙЛ» составила 5 747 тыс. т, что на 8,5% больше по сравнению с 2008 годом. Рост объемов добычи был в основном обеспечен проектами Тенгиз, КаракудукМунай и Карачаганак в Казахстане.

Проходка в эксплуатационном бурении по международным проектам Компании составила 355 тыс. м, что на 40% меньше по сравнению с 2008 годом. Снижение объемов объясняется сокращением затрат на финансирование программы бурения, однако приоритетные проекты разработки продолжали активно развиваться (Карачаганак, Кумколь, Кондор). Эксплуатационный фонд нефтяных скважин составил 1 522 скважины, фонд скважин, дающих продукцию, — 1 345. По международным проектам, в которых участвует Группа, было введено в эксплуатацию 270 новых добывающих скважин. Их средний дебит составил 43,4 т/сут.

Рис. 2. Проект: Западная Курна-2 в Ираке.

В 2009 году консорциум в составе группы «ЛУКОЙЛ» и норвежской компании Statoil стал победителем тендера на право освоения месторождения Западная Курна-2. Оно является одним из крупнейших в мире неразрабатываемых месторождений и находится на юге Ирака, в 65 км к северо-западу от крупного портового города Басра.

Извлекаемые запасы месторождения составляют около 13 млрд барр. Основные продуктивные горизонты месторождения — Мишриф, Ямама, Хасиб, Маудуд, Зубейр. Более 90% запасов сосредоточены в залежах Мишрифа и Ямамы. Месторождение было открыто в 1973 году. Его геологоразведка (сейсмика 2D и бурение разведочных скважин) производилась советскими геологическими и сервисными организациями.

1.4 Применение физических методов в ОАО «ЛУКОЙЛ»

Продуктивные пласты ОАО НК «ЛУКОЙЛ» характеризуются высокой зональной и послойной неоднородностью, низкой начальной нефтенасыщенностью и проницаемостью, а также наличием обширных водонефтяных зон. Большинство высокопродуктивных залежей находится на поздней или заключительной стадии разработки, характеризующейся падением добычи нефти и высокой обводненностью добываемой продукции. Задачи стабилизации добычи нефти, увеличения нефтеотдачи и вовлечения в разработку трудноизвлекаемых и остаточных запасов в настоящее время невозможно решать без применения современных методов увеличения нефтеотдачи пластов.

Физические МУН — технологии, направленные на повышение выработки остаточных запасов нефти из эксплуатационных объектов без изменения существующей системы разработки, за счет воздействия физическими полями (акустическими, сейсмическими, электромагнитными, механическими и т. д.). К группе физических МУН относят следующие методы:

1. Воздействие физическими полями:

· гидроакустическое воздействие;

· сейсмоакустическое воздействие;

· вибровоздействие;

· электромагнитное воздействие.

2. Гидравлический разрыв пласта.

З. Системы разработки с roризонтальными скважинами:

· бурение горизонтальных и разветвленных горизонтальных скважин (ГС и РГС);

· повышение эффективности использования ранее пробуренных скважин.

К применяемым на месторождениях НК «ЛУКОЙЛ» физическим методам относят следующие:

· гидравлический разрыв пласта и разновидности этого метода (например: глубокопроникающий гидравлический разрыв пласта, газодинамический разрыв пласта и др.);

· акустическое воздействие — «Акустическая реабилитация скважин и пластов» («АРС и П»);

· волновое воздействие.

1.5 Сущность применения технологии «АРС и П»

Настоящей инструкцией регламентируются общие требования по технологии «Акустической Реабилитации Скважин и Пласта» («АРС и П»), геолого-промысловые условия применения технологии, технические средства и материалы, подготовка к проведению технологического процесса и обработка скважины, методика расчета технико-экономического эффекта от внедрения технологии, промышленная безопасность, техника безопасности и охрана окружающей среды.

Технология «АРС и П» основана на принципах акустического воздействия на пласт и направлена на решение задач увеличения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти. В технологическом процессе предусмотрен комплекс мероприятий по проведению акустического воздействия на нагнетательных и добывающих скважинах, позволяющий проводить виброволновую обработку. пласта, а также обработку призабойных зон конкретных скважин.

Физические основы технологии. Снижение проницаемости призабойной зоны пласта происходит в основном вследствие проникновения в поровое пространство пласта фильтрата бурового раствора, механических примесей закачиваемой жидкости или жидкости глушения; отложения на поверхности поровых и перфорационных каналов высоковязких компонентов нефти и глинистых частиц; образования на поверхности поровых каналов неподвижных пленок жидкости, которые включают в себя адсорбционный и частично диффузионный подслои. Эффективность акустического воздействия на призабойную зону пласта обусловлена созданием значительных инерционных сил в жидкости, интенсивных течений на разделах фаз «твердое тело"-«жидкость», которые в коллекторе реализуются в виде внутрипоровой турболизации жидкости, что приводит К отрыву механических частичек и высоковязких отложений от поверхности перфорационных каналов и порового пространства. Кроме того, генерирование поперечного магнитогидродинамического давления позволяет увеличить эффективное сечение поровых каналов за счет срыва застойных поверхностных пленок жидкости. Таким образом, акустическое воздействие позволяет восстановить или увеличить проницаемость призабойной зоны пласта.

Технология «АРС и П» основана на акустическом воздействии на призабойную зону скважины и пласт частотами звукового и ультразвукового диапазонов и способствует очистке перфорационных каналов и прискважинной зоны пласта от кольматирующего материала, срыву поверхностных слоев жидкости, увеличению охвата пластов заводнением, повышению интенсивности вытеснения нефти вытесняющим агентом, изменению фазовых проницаемостей флюида, ускорению гравитационного разделения нефти и воды.

Таким образом, при акустическом воздействии по методу «АРС и П» в насыщенном флюидом коллекторе возбуждаются колебания, которые сопровождаются значительными знакопеременными нагрузками и принимаются насыщающей жидкостью, что способствует решению задач повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации добычи нефти за счет следующих основных эффектов:

· увеличение объемов фильтрации подвижного флюида при существующем радиусе пор и градиенте давления за счет «поршневого» эффекта, что приводит к увеличению отбора жидкости;

· вовлечение в процесс фильтрации неподвижного при существующем радиусе пор и градиенте давления флюида благодаря преодолению вязкопластических сил, удерживающих флюид, что приводит к интенсификации отбора нефти;

· снижение вязкости нефти за счет разрушения ее реологической структуры, путем деполяризации молекул и ослабления межмолекулярных связей, вследствие чего увеличивается фазовая проницаемость нефти, тогда как для воды она остается неизменной, что способствует уменьшению обводненности продукции;

· преодоление сил поверхностного натяжения и, соответственно, уменьшение угла смачивания между водой и нефтью приводит к повышению коэффициента вытеснения нефти водой;

· сегрегация (разделение) нефти и воды в высокообводненных пластах за счет ускорения гравитационного разделения фаз разных плотностей в акустическом поле способствует пере распределению нефтенасыщенности и более полному нефтеизвлечению;

· проявление сейсмоэлектрического эффекта способствует разрушению пристеночных неподвижных слоев жидкости, имеющих электростатическую природу и представленных нефтью, поэтому их разрушение и вовлечение в процесс фильтрации увеличивает проницаемость коллектора и коэффициент нефтеизвлечения;

· увеличение или восстановление проницаемости коллектора и призабойной зоны пласта достигается за счет очистки поровых и перфорационных каналов от механических примесей и высоковязких отложений, а также за счет срыва поверхностных слоев жидкости, что приводит к увеличению эффективного сечения поровых каналов и вовлечению в процесс фильтрации застойных зон пласта.

Решаемые задачи ПНП. Технология «АРС и П» предназначена для повышения нефтеотдачи пластов, интенсификации добычи нефти как на отдельных скважинах, так и на участках пластов в целом.

Технология позволяет решить следующие задачи:

· увеличение приемистости нагнетательных скважин;

· выравнивание профиля приемистости нагнетательных скважин с включением в работу низкопроницаемых и закольматированных пропластков;

· интенсификация притока добывающих скважин за счет очистки зоны перфорации от грязи, механических включений, высоковязких отложений и др. ;

· выравнивание профиля притока добывающих скважин с включением в работу низкопроницаемых и закольматированных пропластков;

· интенсификация добычи нефти и снижение обводненности по участку окружающих реагирующих добывающих скважин.

Технологический процесс применяется как в отдельных нагнетательных и добывающих скважинах, так и в группе скважин или осуществляется в целом на объекте. В результате использования технологического процесса происходит интенсификация добычи нефти, увеличение охвата пласта заводнением и повышение коэффициента вытеснения нефти, что влечет за собой увеличение конечной и текущей нефтеотдачи пласта.

Технологический процесс позволяет осуществлять обработку по всей толщине продуктивного пласта без прекращения работы скважины и подъема-спуска колонны насосно-компрессорных труб на нагнетательном, фонтанном и газлифтном фонде, а на механизированном фонде совместить ее с подземным или капитальным ремонтом скважин.

Настоящая инструкция разработана на основании временной инструкции и девятилетнего опыта испытаний и внедрения технологии «АРС и П» на месторождениях различных нефтяных компаний.

1.6 Геолого-промысловые и климатические условия применения технологии

В процессе разработки нефтегазовых месторождений происходит постепенное ухудшение проницаемости ПЗП в добывающих и нагнетательных скважинах. Это приводит к самоотключению нефтенасыщенных пропластков пониженной проницаемости, опережающему продвижению нагнетаемой воды по наиболее проницаемым пропласткам и, как следствие, обводненности и консервации активных геологических запасов на неопределенное время, что крайне отрицательно влияет на текущую и конечную нефтеотдачу.

Областью применения технологии «АРС и П» являются пласты палеозойских (девон, карбон, пермь), мезозойских (юра, мел) и кайнозойских (неоген) отложений, разрабатываемых или вводимых в разработку, как истощением, так и заводнением месторождений с недостаточными. темпами отбора нефти из продуктивного пласта, низкой или невысокой эффективностью процесса заводнения, обусловленной отключением из процесса заводнения низкопроницаемых пропластков.

Тип коллектора — терригенный, неоднородный, вид коллектора поровый, порово-трещиноватый, соотношение проницаемости пропластков и минеральный состав — не регламентируется.

Объектами наиболее успешного применения технологии на месторождениях, разрабатываемых в режиме заводнения, являются очаговые нагнетательные скважины с недостаточным значением текущей приемистости и скважины, быстро обводняющие продукцию окружающих добывающих скважин при относительно низких отборах запасов нефти.

Геолого-физические критерии эффективного применения технологического процесса представлены в табл. 1.

Условия эксплуатации комплекса «ИНЕФ-1 «;

Комплекс «ИНЕФ-1» предназначен для эксплуатации в полевых условиях нефтяных промыслов с размещением как в лаборатории, так и в подъемнике каротажной станции.

Температура окружающей среды:

· для источников питания от -40 до +40° С;

· для излучателя от -40 до +200° С.

Максимальная влажность воздуха:

· для источников питания (при температуре выше +30° С) — 80%;

· для источников питания (при температуре ниже +30° С) — 60%;

· для излучателя ограничений нет.

1.7 Технические средства и материалы

Технические средства. Технологический процесс осуществляют с помощью скважинного акустического комплекса «ИНЕФ-1».

При проведении технологического процесса «АРС и П» используется стандартная геофизическая станция с подъемником, оборудованным одним из геофизических кабелей: КГ1−30−90−1, КГ1−30 180−1, КГ1−50−90К-1, КГ1−55−90−1, КГ1−55−90−2, КГ1−55−180−1, КГ155−180−2, КГ1−70−250−1, КГ3−60−90−1, КГ3−60−100, КГ3−60−180−1, КГ360−200, КГ3−40−90−1, КГ3−40−100, КГ7−75−90−1, КГ7−75−180−1, соответствующим ТУ 16. к64−01−88 или ГОСТ 6020–82 (возможно применение других кабелей с аналогичными характеристиками) и геофизическим кабельным наконечником НКБР по ТУ 41−12−054−90 (НКБ3−36, НКО3−36, НКБЦ3−36 и пр.). Оборудование комплекса ИНЕФ-1 и рабочее место оператора «АРС и П» можно размещать как в лаборатории, так и в подъемнике. Излучатель акустический скважинный и источник питания комплекса ИНЕФ-1 имеют разъемы, позволяющие присоединяться к геофизическому кабелю без дополнительных элементов.

В состав акустического скважинного комплекса оборудования ИНЕФ-1 ВХОДЯТ:

· излучатель акустический скважинный ИНЕф1−44 и его модификации ИНЕФ1−37, ИНЕФ1−100;

· источник питания типа ИП-ИНЕФ-1-Л и ИП-ИНЕФ-1-Т, с устройством контроля параметров работы излучателя акустического скважинного — блоком обратной связи (БОС);

· инструмент и приспособления для наладки и обслуживания излучателя акустического скважинного согласно «Техническому описанию и инструкции по эксплуатации».

При обслуживании и эксплуатации оборудования комплекса ИНЕФ-1 используется следующая контрольно-измерительная аппаратура:

· осциллограф С1−99 И22. 044. 095ТУ;

· частотомер Ч3−63/1 ДЛИ2. 721. 007ТУ;

· ампервольтметр-испытатель транзисторов (тестер) ТЛ-4М

· ТУ 1−01−0252−78;

· мегомметр Ф4102/2−1М ТУ 25−7534. 0005−87.

Примечание. Допускается применение приборов другого типа с аналогичным классом точности и пределом измерений.

Запасные части и расходные материалы технологического оборудования комплекса ИНЕФ-1.

Для технического обслуживания комплекса необходимо иметь следующее оборудование:

Инструменты Количество

Ключ s-образный Л44. 026________________________2 шт.

Ключ торцевой Л44. _____________________________1 шт.

Ключ рожковый 10×12 ГОСТ 2839–80_______________1 шт.

Ключ рожковый 24×27 ГОСТ 2839–80_______________2 шт.

Ключ рожковый14×17 ГОСТ 2839–80________________1 шт.

Скальпель медицинский ГОСТ 21 240–89_____________1 шт.

Пинцет медицинский ГОСТ 21 241–89________________1 шт.

Бокорезы ГОСТ 17 438–72 __________________________1 шт.

Паяльник40 Вт ГОСТ 7219–83_______________________1 шт.

Отвертка большая 8 мм ГОСТ 10 754–93 ______________1 шт.

Отвертка малая 5 мм ГОСТ 10 754–93_________________1 шт.

Насос НР01ЮА-00−2. ГОСТ 13 823–93_________________1 шт.

рукав резиновый II — 50. 22Г8−211 8 ГОСТ 25 174–82_____1,5 м

Рукав резиновый O8 ГОСТ 25 174–82 __________________2м

Штуцер Л44. 051____________________________________2 шт.

Штуцер Л44. 050___________________________________1 шт.

Расходные материалы Количество

Припой Пкр ПОС 61 ГОСТ 19 248–90__________________0,05 кг

Флюс ГОСТ 19 250–73_________________________________50

Лента ПВХ-О.2 ГОСТ 16 214–86________________________1,5 м

Масло трансформаторное АТМ-65 ТУ 38−1-225−69________0,5 л

Трубка 3. 31 ТВ-40.4. ГОСТ 19 034–82____________________0,05 м

Концы протирочные__________________________________0,5 кг

Спирт-ректификат ГОСТ 18 300–87______________________25 г

Предохранители плавкие ГОСТ 17 242–86________________20 шт.

Для обслуживания скважинного акустического излучателя и источников питания необходимо иметь ЗИП согласно комплектности поставки.

К обслуживанию и эксплуатации технологического оборудования допускаются лица, прошедшие обучение и допущенные к самостоятельной работе с оборудованием комплекса ИНЕФ-1 комиссией.

1.8 Подготовка к проведению технологического процесса и обработка скважины

Требования к подготовке скважин. Подготовка скважин к технологическому процессу «АРС и П» аналогична подготовке скважины к промыслово-геофизическим исследованиям и выполняется в соответствии с действующим между Заказчиком и привлекаемым им геофизическим предприятием регламентом. Дополнительные требования, предъявляемые к подготовке нагнетательных скважин. К началу работ по применению технологического процесса Заказчик обязан:

· определить приемистость скважины от агрегата ЦЛ-320, АЗИНМЛШ-30Л ТУ 26−16−53−75 при давлении, равном давлению в водоводе;

· при решении задач по выравниванию профилей приемистости выполнить комплекс ГИС по определению текущей приемистости, профиля приемистости;

· обеспечить исправность устьевой арматуры;

· обеспечить исправность электрических разъемов и наличие питающего напряжения электрической сети (220/380 В, 50 Гц); - произвести шаблонировку НКТ на O 50 мм;

· зумпф скважины должен быть чистым и не менее 2 м.

Дополнительные требования, предъявляемые к подготовке добывающих скважин

Работы на добывающих скважинах с применением технологического процесса вносят в «План работ на проведение ремонта скважины». При составлении «Плана работ» с представителем ЗЛО ИНЕФ согласовывают порядок и сроки проведения технологического процесса с другими плановыми мероприятиями.

К началу работ по применению технологического процесса Заказчик обязан:

· предоставить достоверную информацию о дебите скважины;

· при решении задач по выравниванию профиля притока выполнить

· комплекс ГИС по определению текущего притока, профиля притока; - обеспечить исправность устьевой арматуры;

· обеспечить исправность электрических разъемов и наличие питающего напряжения электрической сети (220/380 В, 50 Гц); - произвести шаблонировку НКТ на O 50 мм;

· в случае работ с излучателем ИНЕФ 1−100 состояние эксплуатационной колонны должно обеспечивать прохождение акустического излучателя 0 100 мм до зоны перфорации;

· зумпф скважины должен быть чистым и не менее 2 м.

Перед началом работ по применению технологического процесса проводят:

· анализ разработки объекта воздействия;

· сбор необходимых параметров для определения характеристик воздействия;

· на основании анализа показателей разработки объекта, геологических данных о пласте и интерпретированных данных геофизических исследований, указанных выше, определение интервалов обработки призабойной зоны скважины и пласта. При необходимости интервалы, подлежащие обработке, согласовывают с представителями Заказчика;

· в зависимости от задач на обработку скважины на основании соответствующих расчетов и опыта, проведенных ранее работ определено, что время воздействия на одной точке может составлять до 4 ч.

Порядок проведения работ на скважине:

1. Осуществить монтаж оборудования.

Блок-схема соединения комплекса оборудования ИНЕФ-1 и подключения измерительной аппаратуры приведена на рисунке.

2. Подготовить скважинный комплекс ИНЕФ-1 в соответствии с «Скважинный акустический комплекс ИНЕФ-1. Техническое описание и инструкция по эксплуатации».

3. Геофизической партии выполнить «Привязку» к интервалам воздействия.

4. Геофизической партии ввести излучатель, настроенный на первую рабочую частоту в скважину, и провести на первой рабочей точке: подключение излучателя к геофизическому кабелю, отключение от него, ввод излучателя в скважину, спуск, подъем и извлечение его из скважины. Устанавливать излучатель напротив обрабатываемого интервала при работе лебедки на «подъем». Скорость спуска-подъема не должна превышать 1 м/с. Работы со скважинной арматурой выполняют специалисты промысла или инженер-геофизик

5. Включить источник питания согласно: «Источник питания ИП-ИНЕФ-1-Т. Инструкция по эксплуатации», «Источник питания ИП-ИНЕФ-1-л. Инструкция по эксплуатации».

6. Установить технологический режим воздействия.

7. Произвести воздействие на точке в течение расчетного времени.

8. Выключить источник питания согласно: «Источник питания ИП-ИНЕФ-1-Т. Инструкция по эксплуатации», «Источник питания ИП-ИНЕФ-1-л. Инструкция по эксплуатации».

9. Произвести обработку последующих интервалов в соответствии с п.п. 10−13.

10. Машинисту каротажного подъемника произвести установку излучателя на следующую рабочую точку.

11. По окончании обработки выключить всю аппаратуру согласно: «Источник питания ИП-ИНЕФ-1-Т. Инструкция по эксплуатации», «Источник питания ИП-ИНЕФ-1-Л. Инструкция по эксплуатации», «Скважинный акустический комплекс ИНЕФ-1. Техническое описание и инструкция по эксплуатации».

12. Отключить сеть 220 В 50 Гц.

13. Поднять излучатель из скважины и отсоединить от геофизического кабеля.

14. Протереть излучатель чистой ветошью досуха.

15. Повторить пп. 4−14 для обработки скважины последующими частотами.

16. Разобрать схему комплекса и приготовить его к транспортировке согласно: «Скважинный акустический комплекс ИНЕФ-1. Техническое описание и инструкция по эксплуатации».

Рис. 3. Блок-схема соединения комплекса оборудования ИНЕФ-1 и подключение измерительной аппаратуры.

После проведения работ по применению технологического процесса проводят:

· определение приемистости нагнетательной скважины от агрегата ЦА-320, АЗИНМАШ-30А ТУ 26−16−53−75 при давлении, равном давлению в водоводе, либо определение притока добывающей

· скважины по объему и качеству;

· по согласованию с Заказчиком, комплекс ГИС по определению текущей приемистости (притока), профиля приемистости (притока), технического состояния эксплуатационной колонны и НКТ;

· при проведении комплекса ГИС на добывающих скважинах, механизированного способа эксплуатации, после применения технологического процесса понижение уровня рекомендуется осуществлять свабированием;

· контроль за разработкой участка геофизическими, промыслово-гидродинамическими, физико-химическими методами. Анализируют показатели разработки участка.

Особые случаи проведения технологического процесса

К особым относят случаи, когда про ведение технологического процесса на скважине по тем или иным причинам считается невозможным или требуется дополнительное согласование по видам и срокам работ между Заказчиком и Подрядчиком.

Обработку нагнетательных скважин, по согласованию с Заказчиком, можно проводить как при отключенной закачке, так и под закачкой.

1. Технологический процесс не проводят в случаях, если по результатам ГИС:

· выявлена негерметичность забоя, обсадной колонны или НКТ;

· выявлены внутрипластовый или заколонный перетоки;

· возникает необходимость в проведении дополнительных мероприятий;

· в процессе подготовки скважины выявляются дополнительные геолого-технические факторы, мешающие проведению технологического процесса.

2. Решение о сроках проведения технологического процесса согласовывается дополнительно в случаях, если по результатам ГИС:

· возникает необходимость в проведении дополнительных мероприятий;

· текущие параметры работы скважины удовлетворяют Заказчика;

· возникает необходимость в проведении дополнительных геофизических исследований.

1.9 Промышленная безопасность, техника безопасности и охрана окружающей среды

К производству работ по «АРС и П» допускаются лица, изучившие данное руководство, прошедшие обучение по технике безопасности и охране труда, сдавшие экзамен согласно Р Д -08−56−94; РД-39−22−517−81; правилам безопасности в нефтяной и газовой промышленности ГОСТ-15 150−69; ГОСТ 12.1. 011. 78, ПУЭ-86, РД-01−24−93, ГОСТ 12. 02. 020−76, ГОСТ-14 254−80, ГОСТ-12.1. 010. 76.

Перед началом работы необходимо убедиться (визуальный осмотр) в исправном состоянии кабелей, розеток и штекеров. В случае отсутствия стандартных розеток и штекеров в системе электропитания необходимо вызвать электрика цеха.

Перед подключением источника питания к сети следует убедиться в нормальном и стабильном напряжении питающей сети с целью избежания выхода из строя источника питания. Стыковку и расстыковку сетевого штепсельного разъема выполнять только при обесточенной сети -220, -380 В.

Во избежание выхода из строя источника питания после подключения к сети необходимо проверить наличие потока охлаждающего воздуха (убедиться в работе вентиляторов). В связи с тем, что излучатель комплекса рассчитан на работу в условиях высоких давлений, в целях исключения его разрушения запрещается включение излучателя при атмосферном давлении на мощность выше 0,05 максимальной. Указания по мерам безопасности стандартных (серийных) приборов, используемых в составе комплекса, изложены в их технических описаниях и инструкциях по эксплуатации. Все работы на скважине необходимо проводить под руководством начальника прикрепленной геофизической группы или лица, его замещающего.

Запрещается приступать к работе по применению технологии «АРС и П»:

· при нестабильной, завышенной или пониженной питающей сети;

· при неисправном скважинном противовыбросовом оборудовании;

· при неисправном геофизическом спускоподъемном оборудовании;

· при возникших неисправностях в ходе работ бригады ПРС

· или КРС;

· при перекрытой частично или полностью зоне перфорации.

В случае прекращения подачи электроэнергии на рабочее место необходимо работы по «АРС и П» прекратить, аппаратуру выключить и поставить в известность диспетчера цеха НГДУ. Возобновлять работу разрешается только при условии устойчивой подачи электроэнергии.

Развертывание комплекса, подготовку его к работе и выполнение технологического процесса «АРС и П» следует выполнять в соответствии с «Скважинный акустический комплекс ИНЕФ-1. Техническое описание и инструкция по эксплуатации». Правила техники безопасности, которые не нашли отражения в данном разделе, должны соответствовать «Правилам безопасности в нефтедобывающей промышленности» по разделам: 4. «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин»; 5. «Текущий и капитальный ремонт скважин»; 12. «Производственная санитария».

1. 10 Определение нефтеотдачи пластов при водонапорном режиме

При водонапорном режиме, несмотря на различие причин, вызывающих напор краевых или подошвенных вод, извлечение нефти происходит за счет ее вытеснения из пористой среды водой. От механизма вытеснения нефти во многом зависит важнейший показатель эффективности режима работы залежей и в целом процесса ее разработки — нефтеотдача (степень полноты извлечения нефти). Нефтеотдача характеризуется коэффициентом нефтеотдачи (нефтеизвлечения) — долей извлеченной из пласта нефти от ее первоначальных запасов.

Различают конечный, текущий и проектный коэффициенты нефтеотдачи. Под текущим коэффициентом нефтеотдачи понимается отношение добытого из пласта количества нефти на определенную дату к геологическим (балансовым) ее запасам. Конечный коэффициент нефтеотдачи — это отношение извлеченных запасов нефти (добытого количества нефти за весь срок разработки) к геологическим запасам. Он зависит от коллекторских свойств пласта, физических свойств нефти, строения залежи, системы разработки месторождения, и, главным образом, от режима работы залежи. Проектный коэффициент нефтеотдачи планируется при подсчете запасов нефти и проектировании разработки.

Исходные данные

Задача № 1.

Определить средний коэффициент нефтеотдачи для указанных ниже периодов времени. Параметры нефтяной залежи с водонапорным периодом определены в результате исследования образцов кернов и геофизическими методами. При этом установлено, что среднее количество связанной воды и нефтенасыщенность в начальный период эксплуатации соответственно равны Sвн=15 и Sнн=85. В ходе эксплуатации залежи средняя водонасыщенность стала увеличиваться. Берем данные через 3, 6, 9, 12 и 15 лет эксплуатации (Sв3=19; Sв6=33; Sв9=49; Sв12=61; Sв15=77).

Решение

1. Коэффициент нефтеотдачи в зависимости от средней водонасыщенности породы S на каждый период времени находим по формуле:

(1. 1)

2. Строим график изменения коэффициента нефтеотдачи во времени в координатах время-коэффициент продуктивности.

K

t

Задача № 2

Нефтяная залежь, эксплуатируемая при водонапорном режиме, имеет сравнительно однородный состав пород. Требуется приближенно оценить нефтеотдачу этой залежи для двух периодов времени. К концу первого периода добывали Qв1=750 м3/сут воды и Qн1=3600 м3/сут нефти. К концу второго периода добыча составила Qв2=3600 м3/сут и Qн2=750 м3/сут соответственно воды и нефти. Кроме того, известны вязкости нефти и воды в пластовых условиях: мн=1,7 мПа•с и мв=1,1 мПа•с; объемные коэффициенты нефти и воды bн =1,4 и bв=1,1.

Решение

1. Определяем процентное содержание воды в добываемой жидкости при одновременном притоке в скважину нефти и воды для первого и второго периодов (Sв1 и Sв2).

% (1. 2)

2. Определяем коэффициент М, зависящий от физических свойств пластовых жидкостей.

(1. 3)

3. Нефтеотдача зависит от содержания воды в добываемой жидкости и коэффициента М. Имея эти данные для сравнительно однородного коллектора, можно определить нефтеотдачу К1 и К2 (в %) по графику для первого и второго периода.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Повышение нефтеотдачи на разрабатываемых месторождениях равносильно открытию новых месторождений, поэтому данная проблема актуальна для всех нефтедобывающих стран мира.

Несомненно, что из всех новых методов повышения нефтеотдачи пластов наиболее подготовленными в технологическом и техническом отношении являются термические, позволяющие добывать нефть вязкостью до 100 МПа с увеличением при этом конечной нефтеотдачи до 30 — 50%. В частности, метод паротеплового воздействия наиболее распространен как на промыслах стран СНГ, так и за рубежом.

Основные факторы, определяющие рост объема добычи нефти за счет термических методов, это наличие:

· ресурсов высоковязкой нефти;

· высокоэффективных технологий воздействия на залежи нефти;

· теплоэнергетического оборудования;

· термостойкого внутрискважинного и устьевого оборудования;

· возможности эффективного контроля за процессами их регулирования.

Широкое развитие термических методов добычи нефти связано с решением комплекса сложных научных и технических проблем. Среди них особое место занимают вопросы изучения механизма нефтеотдачи пластов применительно к различным геолого-физическим условиям, возможности эффективного использования особенностей строения конкретных объектов, а также сочетание тепловых и других методов повышения нефтеотдачи пластов, способствующих совершенствованию технологических процессов с доведением коэффициента нефтеотдачи до 50−60%.

Нефтенасыщенные пласты — коллекторы среднеюрской залежи с глубиной залегания до 370 м и мощностью 50 — 60 м представлены песками и глинами с редкими прослоями алевролитов. Размер частиц от 0,01 до 0,25 мм; состав: кварц (80 — 90%), полевые шпаты (5 — 10%), смолы (2 — 5%); средняя пористость 32%; проницаемость 0,15 — 0,47 мкм; средняя остаточная нефтенасыщенность 0,28 доли единиц.

Коэффициент теплопроводности составляет 0,881 Вт/м·К, что является благоприятной предпосылкой успешного теплового воздействия. Нефть высокоплотная — 0,897 г/см3 в пластовых условиях и 0,916 г/см3 разгазированная; вязкая — 137 — 532 МПа·с; с незначительным газосодержанием — 4,6 м3/т; объемным коэффициентом — 1,02; давлением насыщения нефти газом — 1,14 МПа; низким содержанием смол (8 — 9,8%), асфальтенов (0,3 — 0,4%), парафина (0,4 — 0,7%), температурой застывания (от 36 до 52°С); температурой начала перегонки (250°С) и высоким содержанием серы (0,56 — 0,68%). Вязкость и плотность нефти увеличиваются к контуру залежи, тогда как при температуре выше 80 °C вязкость нефти ниже 10 МПа, что является благоприятным фактором.

ПоказатьСвернуть
Заполнить форму текущей работой