Posts Tagged ‘пластовой’

1.10. ТРЕБОВАНИЯ ПРИ ПРИЕМКЕ СКВАЖИН ИЗ БУРЕНИЯ

записал 1.2. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВИюнь 6th, 2010 кто admin – Комментарии отключены

Получить допуск сро срочно условия получение допуска сро. .

При приемке скважин из бурения мастер обязан:

1. Убедиться в наличии и правильности оформления актов на опрессовку эксплуатацион­
ной колонны, головки, фонтанной арматуры, коллекторов от скважин до ЗУ, спуска шаблона
согласно плану на освоение скважины, промывку на воду и нефть (эти акты мастер обязан
подписать как представитель НГДУ, контролирующий эти работы).

2.      Совместно с представителем УБР осмотреть оборудование устья скважины, обращая
внимание на соответствие установленной колонной головки и фонтанной арматуры. Указать
в акте наличие всех задвижек, шпилек, а для фонтанных и нагнетательных скважин – наличие
и состояние лубрикатора, площадки, лестницы.

3.      Площадка куста в радиусе 25 м от устья скважины должна быть очищена от оборудо­
вания, металлолома, замазученности и спланирована так, чтобы верхняя кромка муфты кон­
дуктора была на уровне земли.

4.      Фонтанная арматура должна быть установлена в одной плоскости.

5.      При приемке механизированных скважин – убедиться в наличии и работоспособности
не только наземного, но и подземного оборудования.

6.      При приеме нагнетательной скважины в отработку на нефть она должна быть обвязана
как по нефти, так и по воде, на фланце водяного коллектора должна быть установлена заг­
лушка.

7.      Шламовые амбары должны быть обвалованы и ограждены.

8.      Подписать акт приема скважины и взять на свой подотчет НКТ и наземное оборудова­
ние (ГЗУ, станцию управления, устьевое оборудование, станок-качалку и др.) при условии
отсутствия замечаний (или после устранения замечаний) в течение двух суток.

9.      Не подписывать акт приема скважины и передать свои замечания начальнику цеха,
если в течение двух суток замечания не будут устранены.

Параметры пластов Быстринского месторождения

Таблица 1 (начало)

 

Пласт

Ед. изм.

АС-7

АС-8

АС-9

БС-1

GC-2

БС 16-17

БС18-20

ЮС-2

Параметры

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Средняя глубина залегания

(.1

1950

1960

1990

2050

2060

2450

2580

2700

Тип залежи

 

пластопо-сводовая

п л. с вод. лит.экран.

пластово-сводовая

Система разработки

 

орган.бар. заводн.

площадная – девятиточеч. 500 500

блоч. 3-рядная треуг. сетка 600-600 500 500

площадная девятиточечная 400-400

Плотность сетки скважин

га/скв

25

25

|_                    16

16

. 16

16

16

16

Общая мощность

м

4,9

19.4

16.7

4.6

13.7

63.8

41,8

22.8

Средняя г/насыщ. толщина

м

3.5

7.0

2,5

 

 

 

 

 

Средняя н/насыщ. толщина

м

2.6

5.1

3.4

3.4

5.3

5.7

8.3

5,7

Отметка ГНК

м

1894

1894

 

 

 

 

 

 

Отметка ВПК

м

1905

1906

19! 1.5

2045

2045

2420

2500

не опред.

Пористость

%

26

26

25

26

25

26

20

16

Перенасыщенность

доли ед.

0.52

0.54

0.55

0.66

0.6

0.54

0,54

0,71

Проницаемость

мД

73

194

297

571

385

29

16

о

Гидропроводность

л-см/сПз

2.8

20,3

19.7

47.5

30.4

3.9

3.5

1.52

Коэффициент леочанистоегм

доли ел

0.79

0.55

0.36

0.7

0.53

0.26

0,45

0.3

Коэффициент расчлененности

доли ел

1.64

5.1

3,59

1.36

3.4

8.09

10.48

3.97

Показатель неоднородности

 

0.264

0.486

0.98

0.388

0.492

1.551

1.619

1.569

Пластовая температура

град. С

56

56

56

60

58

76

67

70

Пластовое давление начальное

атм

188

188

190

207

207

250

252

269

Вязкость нефти в пласт, условиях

м Па-сек

3,7

3.16

4.69

4.87

6,13

4.97

4.58

2.49

Вязкость сепариров. нефти (Т^20)

сПз

25,5

34,3

73,8

40,8

53,6

34.8

36,4

16.9

Плотность   нефти s пласт, условиях

г/см3

0,802

0.814

0.856

0,83

0,82

0,84

0,834

0,803

Плотность сепарирое. нефти

г/см*

0.87

0,87

0,906

0.883

0,891

0,882

0,882

0.858

 

ГО СО

Таблица 1 (продолжение)

 

Пласт

Ед. изм.

АС-7

АС-В

АС-Э

БС-1

БС-2

БС16-17

БС18-20

ЮС-2

Параметры

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Объемный коэфф-т пластовой нефти

доли ед.

1,126^

1,126

1,096

1,099

1.115

1,076

1,076

1.127

Пересчетный коэф. жидкости в пласт, условиях

доли ед.

1.29

1,29

1,21

1,24

1,26

1,22

1,22

1,31

Содержание серы

%

1.1

1.1

1.4

1,7

1,8

2,7

2,2

1,5

Содержание азота

%

 

0.14 – 2.2

 

0.2

0.21

 

0.14 • 2,2

 

Содержание асфальтенов

%

2,8

2,4

4,2

3,2

1,8

1,5

1.3

3,2

Содержание смол

%

8.2

10.4

10,7

9.5

12.8

5.2

4.8

7,4

Содержание парафина

%

3.8

3.6

2.5

4

3.8

3.6

3.1

3.2

Дпплонио  илсм.нцеиип

птм

ПК

\ 1Г,

1?7

ПО

10В

64

77

102

Газосодержание нефти

м7т

51

60

55

41

33

33

33

56

Вязкость воды а пластовых условиях

сПэ

0.55

0,55

0.55

0,51

0,53

0,49

0,49

0,5

Уд.вес пластовой воды

г/см3

1

1.001

1

0.998

1

1

1

1

Тип пластовой воды

 

хлоркальциевый

гидрокарбонатный

Минер, пластовой воды

г/п

14.39

14.58

14.95

13,86

13.91

 

16,6

 

Плотность газа

кг/1.Г

0.617

0.749

0.705

0,767

0.755

0.В32

0.В32

0.944

Содержание метана в газе

%

93.5

93.23

96.7S

91^32

32.05

64.8

84,8

75.49

Содержание азота в газе

%

0.6

0.73

0.82

1.6

1,58

1.86

1,86

1,62

Удельный коэффициент продуктивности

т/сут-аТ1.гм

0.06

0,18

0.16

0,62

0,38

0,35

0.056

0,036

Таблица 1 (продолжение)

Параметры пластов Вачимского месторождения

 

Пласт

Ед. изм.

АС-7

АС-6

АС-9

ЮС-2

Параметры

 

 

 

 

 

Средняя глубина залегания

м

1990

2010

2030

2733

Тип залежи

 

Пппсгоио-сподоили, гаэонефтпиаи

Пластово-сводовая

Система разработки

 

Площадная девятиточечная

Площадная девятиточечная

Площадная девятиточечная; на Мильт и Сапорк. подн. – Э-рядная

2 элемента площадной системы

Плотность сетки скважин

га/скв

25

25

25 Сев.зал.-16

25

Общая мощность

м

12.2-17.6

1,0-8,4

13-29

4,2-30.0

Средняя г/насыщ. толщина

м

6,9-2.4

1,5-2.2

6.7-2,9

 

Средняя н/насыщ, толщина

м

8,5

1.7-2.6

8.0-7,1

3.1

Отметка ГНК

м

1940

с.-1957 Ю.-1916

с.-1966             Ю.-1923

 

Отметка ВНК

м

1946

с.-1970 Ю.-1940

с.-1980             Ю.-1945

2685

Пористость

%

25

26

27

16

Нефтенасыщенность

доли ед.

0.52

0,53

0.66

0.63

Проницаемость

мД

31

170

260

1.2

Гид ро провод ностьдсм/сПз

50.3

 

84 0

52.7

 

Коэффициент песчанистости

доли ед.

0,76

0.6

0.61

0,3

Коэффициент расчлененности

доли ед.

5.64

1,92

6.18

3,97

Показатель неоднородности

 

с.-0.219 ю.-О 214

 

с.-О 401               ю,-0.493

 

Пластовая температура

град.С

61

61

61

ВО

Пластовое давление начальное

атм

203

203

203

275

Вязкость нефти в пласт, условиях

мПа-сек

6,06

6,06

6,06

3,08

Вязкость сепариров. нефти (Т-20)

сПз

44,1

56,1

100,4

48.3

Плотность   нефти е пласт.условиях

г/см3

0,857

0.857

0.857

0.88

Плотность сепарироа. нефти

г/см3

0.913

0,913

0.913

0,86

Объемный коэфф-т пластовой нефти

доли ед.

1,103

1,103

1,103

1,103

Пересчетный коэф. ходкости в пласт, условиях

 

1,21

‘,21

1,21

1.21

Содержание серы

%

1,3

1,2

1,3

1,07

111

 

 

Таблица 1 (продолжение)

 

Пласт

Ед. изм.

АС-7

АС-8

АС-9

ЮС-2

Параметры

 

 

 

 

 

Содержание аэота%

 

 

 

 

 

Содержание асфальтенов

%

2,9

3,0

3.3

3.2

Содержание смол

%

8,1

8.2

8,8

8,1

Содержание парафина

%

2.3

2.3

2

3,08

Давление насыщения

атм

85-147

147

147

147

Гаэосодержание нефти

м:7т

47

47

47

47

Вязкость воды в пластовых условиях

сПэ

0,51

0,51

0,51

0,51

Уд. вес пластовой воды

г/см:|

0,998

0.999

1

1

Тип пластовой воды

 

хлоркальциевый. частично гидрокарбонатмонатриевый

 

Минер, пластовой воды

г/л

12.66

13,56

13,92

 

Плотность газа

кг/мя

 

 

0.718

 

Содержание метана в газе

%

 

 

96,3

 

Содержание азота а газе

%

 

 

0,08

 

Удельный коэффициент продуктивности

т/сут-атм-м

0.015

 

0,09

0,014

Таблица 1 (продолжение) Параметры пластов Солкинского, З/Солкинского и Комарьинского м-ний

 

Месторождение

 

Солкинское

Зап.-Солк.

Комарьинское

Пласт

Ед. иэм.

АС-8

1АС-8

БС-1

АС-8

АС-9

АС-8

АС-9

АС-10

Параметры

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Средняя глубина залегания

м

2050

2150

2150

I960

1980

2099

2114

2124

Тип залежи

 

Пластово-сводовая

Пластово-сводовая

Гаэонефтяная, пластово-сводовая’

Нефтяная, пластово-сводовая, водо­плавающая

Система разработки

 

Площадная-девятиточечная

Блочно-квадратная

Площадная -девятиточечная

Плотность сетки скважин

га/скв

25

25

42

25

25

25

25

25

Общая мощность

м

6.5

12,9

15,5

8,5

 

12,7

12,3

6.0

Средняя г/насыщ. толщина

м

 

 

 

 

 

2,3

2,1

 

Средняя н/насыщ. толщина

м

4.4

3,5

6,6

5,4

3,3

3,6

2,5

2,1

Отметка ГНК

м

 

 

 

 

 

1995

2010

 

Отметка ВНК

м

1918

1918

2076

1971

1971

2018

2024

2024

Пористость

%

22,4

22,4

22.8

22

22

23

24

23

Нефтенасы щенность

доли ед.

0.54

0,51

0.64

0,6; 0,45

0.47

 

 

 

Проницаемость

мД

118

12

354

110

 

46

126

125,2

Гидропроводность

дсм/сПз

42.8

42.8

110.2

 

 

 

 

 

Коэффициент лесчанистости

доли ед.

0,76

0,3

0,81

0,711

 

0,36

0.32

 

Коэффициент расчлененности

доли ед.

1.6

4,32

2.18

2,3

 

2,5

3

 

Показатель неоднородности

 

0,254

0,327

0,253

0,189

 

0,53

1,15

 

Пластовая температура

град. С

65

65

67

64

64

64

64

64

Пластовое давление начальное

атм

195

195

216

190

190

204

205

205

Вязкость нефти в пласт, условиях

мПасек

4,02

4,02

3,38

3,8

3.8

3.2

1,6

1.6

Вязкость сепариров. нефти (Т=20)

сПэ

38,5

38,5

27,4

24,3

 

19,95

28,31

28,31

Плотность   нефти в пласт, условиях

г/см2

0,869

0.869

0.В72

0,832

 

0,8

0,771

0,771

Таблица 1 (окончание)

 

Месторождение

 

Солкинское

Зап.-Солк.

Комарьинское

Пласт

■    Ед. изм.

АС-8

1АС-8

БС-1

АС-6

АС-9

АС-8

АС-9

АС-10

Параметры

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Плотность селариров. нефти

г/см;’

0,881

0.881

0,875

0.661

0.861

0,871

0.864

0,864

Объемный коэфф-т пластовой нефти

доли ед.

1,077

1,077

1.106

1,067

 

1,08

1.2

‘,2

Пересчетный коэф. жидкости в пласт, условиях

 

1,09

1,24

1,11

0,937

0,937

0,926

0,847

0.847

Содержание серы

°/с

1,4

1.4

1,5

1

1

1,08

1,32

 

Содержание азота

%

0,48

0.48

0,56

0,17

 

 

 

 

Содержание асфальтенов

%

3,7

3,7

3

3.1

 

2.84

3.51

 

Содержание смол

Ус

8.1

8,1

8.5 -

3.5

 

11,09

9.91

 

Содержание парафина

%

4.3

4,3

4.5

3

3

1,65

1,96

 

Давление насыщения

атм

89

89

95

70

70

66

134

134

Гаэосодержание нефти

М3/Т

45

45

48,4

28

28

38

86

86

Вязкость воды в пластовых условиях

сПз

0,5

0,5

0,46

0.45

0,45

 

 

 

Уд. вес пластовой воды

г/см:’

1

1

1

1,01

1.01

1,009-1,011

1,011-1,013

1,007

Тип пластовой воды

 

 

хлоркальциевый

хлоркальциевый

Минер, пластовой воды

г/ л

 

 

17,7

17.91

 

13,7-16,0

16,0-19,6

10.5

Плотность газа

кт/м3

 

 

 

 

 

0,866

0,91

 

Содержание метана в газе

с/-

 

 

 

 

 

93,82

88,04

 

Содержание азота в газе

%

 

 

 

 

 

1,31

0,99

 

Удельный коэффициент продуктивности

т/сутатмм

 

 

 

 

 

0,022

0,036

 

Таблица 2

Виды, объемы и периодичность промысловых исследований

 

Задачи

Категория

Контролируемые

Способ и методы

Охват исследо-

Периодичность

Примечания

исследований

скважин

параметры

исследований

дованиями. %

исследований

 

1

2

3

4

5

6

7

1. Контроль техно-

Добывающие

Дебит жидкости

Объемный метод на

!00

Один раз в неделю

 

логических пара-

 

 

установке типа "Спутник"

 

 

 

метров работы

 

Обводненность

Отбор проб жидкости с

100

Один раз в неделю

 

скважин и физи-

 

 

устья и лаборат   анализ

 

 

 

ко-химических

 

Физические свойства,

Отбор глубинных проб

Отбор проб в 5-ти

Три раза в год

 

характеристик

 

химический сосгаь неф’и

Ц’иэико-хим   cocrau  нефти

CUt!      H£l   КЫЖД.    MJ1UCI

 

 

пластовых

 

Состав воды

Отбор поверхностных и

 

Разовые

Отбор проб в скважи-

флюидов

 

 

глубинных проб воды

 

исследования

нах, равномерно рас-

 

 

 

Полный и компонентный

 

 

положенных по

 

 

 

состав воды

 

 

площади

2. Контроль за энер-

Добывающие

Пластовое давление

Барометрия, определение

Опорная сеть

Один раз в квартал

 

гетическим состо-

 

(статический уровень!

статического уровня

 

 

 

янием залежей

 

Забойное давление

Барометрия, определение

 

Разовые

По всем новым и вы-

 

 

(динамический уровень)

уровня жидкости в скв-не

 

исследования

шедшим из рем. скв-м

 

 

Устьевое давление

Барометрия

100

Один раз в месяц

 

 

Нагнетательные

Забойное давление

Барометрия

100

Разовые

По всем новым и при

 

 

 

 

 

исследования

изменении режима

 

 

 

 

 

 

работы скважины

 

 

Пластовое давление

Барометрия

Опорная сеть

Один раз в квартал

 

 

 

Устьевое давление

Барометрии

100

Один раз в месяц

 

 

Пьезометрические

Пластовое даэление

Барометрия

100

Один раз в квартал

 

 

 

Пластовая температура

Термометрия

100

Один раз в полгода

 

3. Определение

Добывающие

Коэффициенты продуктив-

Снятие КВД или КВУ.

100

После пуска в

 

гидродинами-

 

ности ,  гидропроводности

метод установившихся

 

экспл. из бурения

 

ческих пара-

 

 

отборов

 

и после ГТМ

 

метров пластов

Нагнетательные

Коэффициенты приемистости.

Снятие кривых падения

100

После пуска в

 

 

 

гидропроводности

давления

 

экспл. из бурения

 

 

 

 

 

 

и после ГТМ

 

11 В ■

Журнал технического обслуживания и ремонта оборудования webrarium.ru. .

Физические свойства пластовых вод

записал 1.2. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВИюнь 5th, 2010 кто admin – Комментарии отключены

Минерализацией воды называется суммарное содержание в воде растворенных солей, ионов и коллоидов. Обычно она выражается в г/100 г или в г/л раствора. Минерализация вод нефтяных и газовых месторождений изменяется в очень широких пределах – от менее 1 г/л (пресные воды) до 400 г/л (крепкие рассолы).

Газосодержание пластовой воды не превышает 1,5-2,0 м3/м3. В составе водорастворен-ного газа преобладает метан, затем следуют азот, углекислый газ, гомологи метана, гелий и аргон.

Растворимость газов в воде гораздо ниже, чем в нефти. При увеличении минерализации воды растворимость газов в воде уменьшается.

Сжимаемость воды – это обратимое изменение объема воды в пластовых условиях под действием давления. Величина коэффициента сжимаемости колеблется в пределах (3-5)-104. Сжимаемость воды уменьшается с увеличением концентрации солей и увеличивается с уве­личением содержания растворенного газа.

Объемный коэффициент пластовой воды Ьв зависит от минерализации, химического состава, газосодержания, пластового давления и температуры. Для пластовых вод нефтя­ных и газовых месторождений Ьв = 0,8-1,2.

Плотность воды в пластовых условиях зависит главным образом от ее минерализации, давления и температуры. В большинстве случаев из-за температуры плотность воды в пла­стовых условиях на 20% меньше, чем в поверхностных.

Вязкость пластовой воды зависит в первую очередь от температуры, минерализации и химического состава. В большинстве случаев вязкость пластовых вод нефтяных и газовых месторождений составляет 0,2-1,5 мПа-сек.

Все рассмотренные физические свойства подземных вод наиболее надежно определя­ются по глубинным пробам.

ПРИМЕЧАНИЕ: свойства пластовых жидкостей месторождений НГДУ «БН» приведены в таблице 1.

Основные свойства природного газа

записал 1.2. КОЛЛЕКТОРСКИЕ СВОЙСТВА ПЛАСТОВИюнь 5th, 2010 кто admin – Комментарии отключены

Молекулярная масса газа.

Плотность газа - рг
рассчитывается по формуле: M/VM, кг/м3, где М – молекулярная масса газа, VM- объем 1 моля газа при стандартных условиях (24,05). Обычно рг=0,73-1,0 кг/м3. Плотность газа зависит от давления и температуры, и поэтому для практического применения этот показатель неудобен.

Чаще пользуются относительной плотностью газа по воздуху ргв, равной отношению плотности газа рг
к плотности воздуха рв, взятой при тех же давлении и температуре. Если р.. и рй определяются при стандартных условиях, то рв= 1.293 кг/м3 и ргв~ рг/1,293.

Влагосодержание природных газов обусловлено контактом с пластовыми водами, и зависит от давления, температуры и состава газа.

Отношение количества водяных паров, находящихся в газе при данных условиях, к мак­симально возможному их содержанию при тех же условиях называют относительной влаж­ностью газа {измеряется в долях единицы или в %}.

Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа, называют абсолютной влажностью газа (измеряется в г/м3 или г/кг).

Объемный коэффициент пластового газа Ьг – отношение объема газа в пластовых

условиях Vn/ir к объему того же количества газа в стандартных условиях Vcr

Знание величины Ьг
имеет большое значение, т.к. объем газа в пластовых условиях при­мерно в 100 раз меньше, чем в стандартных условиях.

При определенном давлении и температуре молекулы газа могут образовывать твердые соединения с молекулами воды, называемые гидратами. Процесс образования гидратов определяется составом газа, состоянием воды, внешним давлением и температурой.