Методы увеличения нефтеотдачи

     1.5 Физико-химические свойства нефти,  газа, воды и коллекторские свойства  продуктивных горизонтов 
 

     Коллекторами  нефти терригенной толще нижнего  карбона Арланского месторождения являются мелкозернистые песчаники и крупнозернистые алевролиты, которые чередуются вертикальном разрезе с прослоями глинистых и углисто- глинистых пород. Мощности песчаных пластов и их количество крайне непостоянны даже в пределах отдельных площадей.

     Характерной особенностью изучаемого района является то, что наряду с песчано-алевролитовыми породами в разрезе терригенной толщи нижнего карбона значительное развитие имеют аргиллиты гидрослюдистого состава, хорошо размокающие в воде, в результате чего на стенках скважин образуются каверны, которые фиксируются на кривых каверномера. Вследствие ритмичности условий осадкообразований число аргиллитовых прослоев в разрезах подавляющего большинства скважин довольно постоянно и они хорошо прослеживаются по площади.

     Коллекторские свойства пластов хорошие, но сильно изменчивы, особенно проницаемость. Средняя проницаемость принята 632 мд. Имеются образцы, проницаемость которых превышает 5 д, в ряде случаев она снижается до 0,1-0,2 д. Пористость изменяется значительно меньше - от 16% до 22,2%.

     Начальное пластовое давление на месторождении составляет 14,2 МПа, давление насыщения - 8,1 МПа; газовый фактор- 16-21 м³/т.

     Нефти всех пластов практически идентичны. На Новохазинской площади они  тяжелее, более вязкие, газосодержание ниже. Плотность в пластовых условиях 869-904 кг/м³, в среднем - 881 кг/м³; разгазированной - 882-907 кг/м³, в среднем - 0,892 г/см³. Давление насыщения (6,1-9,8) в среднем - 7,8 МПа. Вязкость в пластовых условиях 14-49 мПа*с. Газовый фактор низкий (9,2-21,7 м³/т), в среднем - 16,5. Высокое давление насыщения обусловлено большим содержанием азота.

     Воды  основного продуктивного горизонта  ТТНК имеют следующую характеристику. Плотность 1170-1180 кг/м³, минерализация 750-800 мг-экв/100г; хлоридно-кальциевый тип, хлоридная группа, натриевая подгруппа S\_t S2, А2. Преобладают хлориды натрия и калия (первая соленость 80-85 % экв, вторая- 16-20).

     Содержатся  йод" (до 9 мг /л), бром (до 550 мг/л) и  аммоний (до 150 мг/л). Содержание газа - 130-250 см³/л, в его составе преобладает азот до 90%, метан до 12%, этан до 3%, пропан - 0,3%, углекислоты до 1,5%. Воды законтурные и подошвенные, имеют сходную характеристику. Среднее начальное пластовое давление по 62 скважинам - 14,1МПа. По мере приближения к водонефтяному контакту (ВНК) возрастают плотность, вязкость и давление насыщения, уменьшается газонасыщенность

     На  Арланском месторождении продуктивными  являются 4 толщи -известняки турнейского яруса, пласты песчаников ТТНК (включая алексинский горизонт), карбонатные коллекторы московского яруса (каширский и подольский горизонты) и пласты известняка верейского горизонта.

     Продуктивность  этих толщ, равно как и запасы, сильно различаются. Различна и их изученность. Если ТТНК исследована достаточно полно, то остальные объекты - в гораздо меньшей степени. Если исключить небольшую залежь в верейском горизонте Новохазинской площади, то залежи турнейского яруса меньше всего подготовлены к разработке. Степень изученности объектов определялась их промышленной ценностью.

     Нижний  предел пористости песчаников ТТНК определяется различными методами:

      По зависимости «пористость- толщина» - при минимальной толщине 
песчаников (0,8 м ) пористость составляет 15%;

      По  результатам раздельного опробования - при толщине 0,4 -0,8 пористость 
составляет 14,4%;

      По  результатам обработки материалов геофизических исследований скважин 
(ГИС) - нижний предел пористости - 14-16%;

      По  приемистости нагнетательных скважин - при минимальной толщине 
работающих пластов (1-1,2м) нижний предел составляет 14-16 %;

      По   скважинам,   пробуренным   на   нефильтрующемся   растворе,   при 
минимальной нефтенасыщенности (30-33%) нижний предел -15%; 

 1.6  Конструкция  скважин 
 

  На Арланском  месторождении принята следующая  конструкция скважин:

• направление - спускается на глубину 5-50 метров (при наличии верхних 
  неустойчивых слоев) цементируется от забоя до устья;
• кондуктор - перекрывает пресные воды уфимской свиты и спускается на 
  20 - 40 м ниже, цементируется от забоя до устья;
• эксплуатационная колонна - спускается до проектной глубины, т.е. ниже 
  продуктивных отложений на 20 - 40 м., цементируется либо полностью, или на 100 м перекрывая предыдущую колонну (в зависимости от категории скважины по степени опасности проявлений нефти и газа).  Диаметр эксплуатационной колонны 146 мм, диаметр скважины 215,9 мм;  диаметр кондуктора 245 мм, диаметр долота для бурения под кондуктор - 295,3 мм.

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

             

      2   Расчетно-техническая часть 

      2.1 Характеристика используемого оборудования  в добывающих и нагнетательных скважин 
 

      Станок-качалка (СК) - балансирный индивидуальный механический привод штангового скважинного насоса, применяется в умеренном и  холодном макро-климатических районах. Характеристика станков-качалок дана в таблице 1.

 
     Таблица 1 - Характеристика станков-качалок 

СК	Наибольшая допустимая нагрузка  на устьевой шток, кН	Номинальная длина хода  устьевого штока, м	Наибольший допустимый крутящий момент на ведомом валу редуктора, кНм	Габариты (при гори-зон-тальном положении балансира), мм			Масса ком- плекта, кг
				Длина	Ширина без ограждения	Высота
СК2-0,6-250	20	0,3; 0,45; 0,6	2,5	3150 0	1150	2000	1600
СК10-3-5600	100	1,5; 1,8; 2,1; 2,5; 3,0	56,0	8000	2250	6550	1545 0
СК20- 4,5-12500	200	2,3; 2,7; 3,3; 3,9; 4,5	125,0	1170 0	3100	10700	3450 0

Скважинные  штанговые насосы.

      Скважинные штанговые насосы  предназначены для откачивания из нефтя-ных скважин жидкости обводненностью до 99%, температурой не более 130°С, содержанием сероводорода не более 50 г/л, минерализацией воды не более 10 г/л.

    Характеристика  скважинных штанговых насосов дана в таблице 2. 
 

Таблица 2 - Характеристика скважинных штанговых насосов 

Использование цилиндра	Тип насоса	Диаметр насоса, мм	Обозначение по АРI	Размеры ,мм
				Внутрний диаметр	Наружный  диаметр
				Номиналь-ный	Предельные  отклонения
Толстостеный	Встав-ной	106 125 150 175	В12-106 В12 -125 В12-150 В12-175	26,998 31,75 38,10 74,45	+0,05
	Невст-авной	125 175 225 275 375	В12-125 В12-175 В12-225 В12-275 В12-375	31,75 44,45 57,15 69,87 92,95	+0,05
Тонкостенный	Вставной	125 150	В11-125 В11-150	31,75 38,10	+0,05

          Таблица 3 - Таблица соответствия глубинных насосов по стандарту API и ОСТ 

Обозначение по API	Максимальный  ход плунжера по сальниковому штоку, мм	Обозначение по ОСТ 26-16-06-86
Трубные (невставные) насосы
20-125 ТНМ 11-4-4	2861	НН2Б 32-25-12
Вставные с  верхним и нижним механическим креплением
20-106 RHAM 12-4-3 25-175 RHBM 12-4-3	2984 2934	НВ1Б 29-25-15 НВ2Б 44-25-15

            Насосные штанги.

 Насосные  штанги (НШ) предназначены для передачи возвратно-поступательного движения плунжеру насоса. Характеристики НШ даны в таблице 4. 

 Таблица 4 - Характеристики НШ 
 

	Номинальный размер			Размер под	Длина
Диаметр	штанг	Длина штанг		ключ, WS,	ниппеля,
дюймы	мм	футы	мм	мм	LS, мм
5/8	15,9	25,30	7620;9140	22,2	31,75
3/4	19,0	25,30	7620;9140	25,4	36,50
7/8	22,8	25,30	7620; 9140	25,4	41,28
1	25,4	25,30	7620;9140	33,3	47,63
1/8	28,6	25,30	7620;9140	38,1	53,98

 

   Оборудование  устья (ОУ).

 Это оборудование предназначено для  герметизации устья и регулирования  отбора нефти в период фонтанирования при эксплуатации штанговыми скважин-ными насосами, а также для проведения технологических операций, ремонтных и исследовательских работ в скважина, расположенных в умеренном и холодном макроклиматических районах.

 
       Таблица 5 - Характеристика ОУ 

Показатель	ОУ140-146/168-	ОУ140-146/168-	ОУЭН140-
	65А	65Б	65
Габариты, мм
Длина	2100	2100	1950
Ширина	430	430	430
Высота	1180х	1026	1290
Масса	473	468	548