Физико-химические свойства нефти, газа и воды, насыщающих продуктивные пласты. Динамика основных показателей скважин. Разработка и совершенствование методов и применение новых технологий ремонтных работ, внедрение их в скважинах месторождений Башкирии.
Аннотация к работе
1 Геологическая часть 1.1 Физико-химические свойства нефти, газа и воды, насыщающих продуктивные пласты 1.2 Динамика основных показателей скважин 2 Расчетно-техническая часть 2.1 Причины поступления посторонних вод в скважину 2.2 Гидроизоляционный состав для ограничения водопритока и повышения дебита добывающих скважин 2.3 Применение жидкого стекла с повышенным модулем при ограничении притока вод в скважину 2.4 Применение новых технологий при проведении ремонтно-изоляционных работ 2.5 Расчет цементирования скважин 2.6 Расчет колонны заливочных труб 2.7 Расчет цементирования скважин под давлением 2.8 Цементирование тампонажными смесями 3 Промышленная безопасность при проведении РИР Литература Введение Среди мероприятий направленных на увеличение добычи нефти и газового конденсата, немаловажная роль отводится ремонтно-изоляционным работам (РИР) в скважинах. Применение его предопределяет закономерное и неизбежное обводнение пластов по мере их выработки. Для достижения запланированных уровней отбора запасов эксплуатация залежей продолжается до обводненности продукции 98% и более, В этих условиях целесообразность проведения РИР с целью ограничения притока воды в ряде случаев не может быть обоснована. Проблема РИР включает большой перечень задач, связанных с планированием и финансированием, организацией и технологией, техникой, исследованием и т,д. Таблица 1 - Свойства нефти в поверхностных условиях Показатель Пласты СIII С IV C VI Совместно несколько пластов Удельный вес нефти, т / м 3 0,893 0,898 0,893 0,897 Кинематическая вязкость, см 3/с 41,5 49,7 43,6 53,3 Асфальтены - 7,4 6,8 6,9 Смолы селикогелевые 14,9 18,2 24,7 17,6 Сера 2,32 2,78 2,69 2,76 Парафины 1,87 3,2 1,77 2,13 Температура плавления парафина, 0С 55 54 54 54 Температура начала кипения нефти, 0С 75 74 69 75 Содержание светлых фракций (% весовых) при температуре 200 0С 18 18 22 19 Глубинных проб нефти отобрано всего 62, из них 46 проб - из скважин, в которых продуктивный пласт перфорирован раздельно. Плотность нефти по глубинным пробам и по разгазированным пробам из отложений терригенной толщи нижнего карбона изменяется от 0,889 до 0,896 г/см 3, составляя в среднем 0,890 г/см 3. Вязкость по терригенной толщи при среднем давлении насыщения 5,9 мПа*с равна 24,1 мПа*с, газонасыщенность в среднем равна 14,0 м3/т. Таблица 2 - Свойства нефти в пластовых условиях Показатель Пласты СIII С IV C VI Совместно несколько пластов Давление насыщения, МПа 5,7 6,6 5,9 5,2 Коэф-т объемной упругости * 10 -4 МПа-1 6,6 6,4 6,6 6,0 Температурный коэффициент объемного расширения * 10 -4/ 0 С 7,3 7,43 7,23 7,33 Плотность нефти, т/м 3 при Р пл, МПа 0,889 0,880 0,880 0,885 Р нас, МПа 0,883 0,874 0,874 0,877 Р атм, МПа 0,894 0,892 0,889 0,893 Вязкость нефти, МПа * с, при Р пл, МПа 33,9 25,8 28,0 25,6 Р нас, МПа 28,6 21,3 24,1 19,6 Р атм, МПа 44,4 35,4 44,1 38,4 Усадка нефти от Р пл 3,2 3,77 2,52 3,44 Объемный коэффициент 1,030 1,041 1,026 1,036 Газовый фактор, м3 / т 19,8 13,2 11,9 8,3 В поверхностных условиях изучены 142 пробы нефти; 121 проба отобрана из отложений терригенной толщи и 21 проба из карбонатных отложений. Попутные газы Арланского месторождения жирные, в своем составе содержат бензиновые фракции. Гелий исследован по пяти пробам, в двух случаях он не обнаружен, в трех - среднее значение равно 0,022%, т.е. содержание гелия некондиционное. Фонд нагнетательных скважин имеет тенденцию к постоянному приросту. Получение гидрофобного органического геля с различными пластическими и гидрофобными свойствами основано на изменении соотношения содержания компонентов в процессе коагуляции коллоидного раствора высокомолекулярного полимера (ВМП) - сополимера этилена с винилацетатом - при взаимодействии с синтетическим компрессорным маслом (СКМ), представляющим собой блоксополимер оксидов этилена и пропилена. В результате коагуляции полимера формировалась гетеро-фазная система: органический гель, обладающий определенной механической прочностью, и жидкая фаза - раствор компрессорного масла и/или полимера в этилбензоле.