Таблица 1.2 - Параметры и состав разгазированной нефти

Таблица 1. 2 - Параметры и состав разгазированной нефти

Наименование	Значение
	турнейский ярус	бобриковский горизонт	башкирский горизонт
Плотность нефти, кг/м3	901	897	922
Вязкость нефти при 20 0С, 10-6 м2/с	37, 8	33, 5	135, 8
Содержание, % вес.
серы	3, 8	3, 9	3, 5
смол селикагелевых	14, 1	14, 9	16
асфальтенов	4, 0	6, 1	4, 8
парафинов	3, 1	3, 3	2, 5

Анализами охарактеризованы пластовые нефти пачек СТ2 и СТ3 турнейского яруса и пластов Dкн1, Dкн2, DI терригенной толщи девона.

Отсутствуют пробы нефти пластов CVI. 1, CVI. 2 и CVI. 3 бобриковского горизонта и пачки СТ1 турнейского яруса.

Пластовые нефти продуктивных пачек турнейского яруса изучены по 4 пробам из 3 скважин. Нефти пачек СТ2 и СТ3 близки по своим свойствам. Плотность нефти пачки СТ2 составляет 0, 893 г/см³, а пачки СТ3 – 0, 891 г/см³, вязкость нефти – 31, 23 и 25, 37 мПа× с, соответствнно. Среднее значение вязкости по турнейскому ярусу составляет 29, 76 мПа× с. Нефти турнейского яруса относятся к категории тяжелых и высоковязких.

При общей схожести нефтей обеих пачек турнейского яруса по составу, в нефти пачки СТ3 содержится сероводород и большое количество азота. Из углеводородов в составе попутного газа преобладают метан, этан и пропан. Из неуглеводородных компонентов в составе попутного газа нефтейтурнейскогояруса отмечено значительное содержание углекислого газа (в среднем 4, 7% моль) и сероводорода в единственной пробе нефти пачки СТ3 (1, 75% моль). Среднее содержание гелия составляет 0, 006% моль, что значительно ниже минимального кондиционного значения (0, 035% моль).

Пластовые нефти терригенной толщи девона изучены по результатам анализов 5 проб из 5 скважин: по кыновскому горизонту использовано 2, по пашийскому - 3. Анализ средних значений параметров нефтей пластов кыновского и пашийского горизонтов показывает, что нефти по своим свойствам близки. По сравнению с нефтямитурнейского яруса исследованные нефти пластов ТТД значительно менее вязкие и более легкие, хотя также относятся к категории тяжелых и высоковязких. Осредненная плотность нефти ТТД составляет 0, 871 г/см³, средняя вязкость - 12, 79 мПа× с.

Сероводород в составе растворенного газа пластов ТТД отсутствует. Углекислый газ присутствует в небольших количествах (0, 02 % моль). Попутные газы нефтей терригенного девона, также как и нефтейтурнейского яруса относятся к категории жирных. В их состав входят тяжелые углеводороды (пентаны, гексан и гептан). Суммарное содержание углеводородов, преобладающих

в составе газов (метана, этана и пропана), в попутных газах нефтейтурнейского яруса несколько выше, чем в газах ТТД. В газе турнейского яруса оно составляет 73%, а ТТД – 66%. Из неуглеводородных составляющих в попутных газах терригенного девона значительно содержание азота (19, 03%). Гелия в газах ТТД содержится 0, 003% моль.

Для характеристики нефтей месторождения использованы результаты анализов 70 качественных проб. Использованы пробы с высоким содержанием воды. Представительность проб поверхностных нефтей по пластам различна. Наиболее полно изучены по поверхностным пробам нефти пласта Dкн1 кыновского (26 проб) и пласта DI (36 проб) пашийского горизонтов. Пробы нефтей пласта СVI. 2 бобриковского горизонта и пачки СТ1 турнейского яруса отсутствуют.

Нефти бобриковского горизонта охарактеризованы исследованием одной пробы пласта СVI. 1 по скважине 48Чкм. Плотность нефти составляет 0, 915 г/см³, вязкость – 52, 6 мм²/с. Нефти пласта СVI. 1 бобриковского горизонта относятся к категории тяжелых и высоковязких. Нефти бобриковского горизонта характеризуются как парафинистые и высокосернистые. Содержание парафина составляет 5, 5%, а серы – 2, 9%. По содержанию силикагелевых смол (12, 9%) нефти относятся к категории смолистых.

Нефти турнейского яруса охарактеризованы исследованиями 4 проб по 3 скважинам. Плотность нефти в поверхностных условиях по турнейскому ярусу изменяется от 900 до 906 кг/м³. Плотность поверхностной нефти турнейского яруса близка к плотности разгазированной пластовой нефти (0, 903 г/см³). Вязкость нефти изменяется от 41, 8 до 56, 1 мм²/с. Нефти турнейского яруса относится к категории тяжелых и высоковязких нефтей.

Нефти турнейского яруса высокосмолистые и высокосернистые. Содержание силикагелевых смол изменяется от 21, 6 до 22, 4 %, содержание серы – от 3, 4 до 4, 0%. По содержанию парафина нефти пачек турнейского яруса относятся к категории парафинистых. Содержание парафина изменяется от 3, 1 до 3, 9%.

Нефти пластов терригенной толщи девона охарактеризованы исследованиями 65 проб по 51 скважине. Нефти всех пластов ТТД относятся к категории тяжелых и высоковязких. Плотность изменяется от 855 до 917

 кг/м³, вязкость - от 37, 6 до 121, 86 мм²/с. Наибольшей плотностью (911 кг/ м³) и

вязкостью (79, 27 мм²/с) характеризуются нефти пласта Dкн2 кыновского горизонта.

Нефти ТТД относятся к категории высокосмолистых и высокосернистых. Содержание силикагелевых смол изменяется от 9, 50 до 47, 80%, а серы – от 2, 34 до 4, 49%. Наибольшим содержанием силикагелевых смол (25, 68%) и серы (3, 51%) характеризуется пласт Dкн1. По содержанию парафина (до 9, 3%) нефти пластов ТТД относятся к категории парафинистых. Для нефтей пластов ТТД характерна высокая температура кипения (от 56⁰С – пласт DII до 70⁰С – пласт Dкн2).

Специальных гидрогеологических исследований на территории Чекмагушевского месторождения не проводилось. Водоносность месторождения изучалась в процессе опробования скважин на приток пластового флюида. Притоки воды были получены из отложений каширского горизонта КТСК, бобриковского горизонта ТТНК, турнейского яруса, пластов кыновского, пашийского и муллинского горизонтов ТТД.

Толща осадочных пород месторождения по литолого-фациальным особенностям, пьезометрической характеристике, солевому составу вод и их динамике делится, на три гидрогеологических яруса (комплекса).

Верхний гидрогеологический комплекс объединяет водоносные горизонты четвертичных, неогеновых и верхнепермских отложений. Они изучались при геологической съемке и опробовались в поисковых скважинах.

Верхний водоносный комплекс имеет локальное распространение вследствие невыдержанности водоупорных и водоносных горизонтов. Водоносные горизонты приурочены к линзам галечников, песков и песчаников. От нижележащего среднего комплекса верхний комплекс отделяет гипсо-ангидритовая толща кунгурского яруса.

Средний гидрогеологический комплекс включает толщу, залегающую между кунгурским водоупором и водоупором, представленным глинистыми и

глинисто-карбонатными отложениями кыновского горизонта и имеет повсеместное распространение. Воды этого комплекса приурочены к водоносным горизонтам нижнепермских, каменноугольных, фаменских и верхнефранских отложений. Наличие водоносных горизонтов в нижнепермских отложениях    отмечалось по водопроявлениям и частичным или полным поглощением жидкости

в процессе бурения скважин. Воды нижнепермских отложений являются минерализованными.

Водоносность каменноугольных отложений связана с карбонатными отложениями турнейского яруса, с песчаниками бобриковского горизонта. Наиболее полно исследованы воды бобриковского горизонта (8 анализов) и турнейского яруса (4 анализа), являющиеся попутными водами нефтяного месторождения. Воды бобриковского горизонта отличаются высокой минерализацией (2476 кг/м³) и плотностью (1170 кг/м³). По классификации В. А. Сулина воды относятся к минерализованным растворам хлоркальциевого типа.

Нижний гидрогеологический комплекс включает водоносные горизонты нижнефранских и среднедевонских отложений. Нижним водоупором служат аргиллиты вендского комплекса. По песчаным пластам этого комплекса проведено 95 анализов воды из 59 скважин. Воды пластов девона близки по составу. Минерализация вод нижнего гидрогеологического комплекса изменяется от 250, 7 (пласт Dкн) до 271, 1 г/дм³ (пласт DI), увеличиваясь вниз по разрезу. Плотность вод по всем горизонтам составляет 1, 19 г/см³. Метаморфизация вод изменяется от 0, 56 до 0, 63. Преобладают хлориды натрия и калия: первая соленость – 55, 85-62, 83% экв, вторая соленость – 37, 13-44, 15% экв.

Воды нижнего гидрогеологического комплекса относятся по классификации В. А. Сулина к хлоркальциевому типу. Воды являются погребенными водами и представляют собой высокоминерализованные рассолы. Они изолированы или удалены на значительное расстояние от областей питания.

 1. 4 Конструкция скважины

Конструкция скважины - это совокупность элементов крепи горной выработки с поперечными размерами, несоизмеримо малыми по сравнению с ее глубиной и протяженностью, обеспечивающая при современном техническом и технологическом вооружении безаварийное, с учетом охраны недр, экономичное

строительство герметичного пространственно устойчивого канала между флюидонасыщенными пластами и остальной частью вскрытого геологического

разреза, а также дневной поверхностью, эксплуатирующегося в заданных режимах и времени в зависимости от назначения: изучение геологического разреза, разведка и оценка газонефтеносности отложений, добыча продукции, поддержание пластовых давлений, наблюдение за режимом эксплуатации месторождения и др.

Основные элементы скважины

Основными элементами скважины являются: устье, забой, ствол, обсадная колонна, фильтр, цементное кольцо.

Устье - это начало скважины, образованное короткой вертикальной зацементированной трубой - направлением.

Забой - это дно ствола скважины.

Ствол - это горная выработка, внутри которой располагаются обсадные колонны и производится углубление скважины.

Фильтр - участок скважины, непосредственно соприкасающийся с продуктивным нефтяным или газовым горизонтом. Фильтром может служить необсаженный колонной участок ствола, специальное устройство с отверстиями, заполненное гравием и песком, часть эксплуатационной колонны или хвостовика с отверстиями или щелями.

Цементное кольцо предназначено для надежной изоляции друг от друга интервалов геологического разреза (в том числе и продуктивных) на весь период строительства, эксплуатации и обеспечения жесткой связи обсадных колонн со стенками скважины с целью формирования прочной и герметичной постоянной крепи.

Система обсадных колонн и цементных колец за ними составляют крепь скважины.

Обсадные колонны по назначению подразделяются следующим образом.

Направление - первая колонна труб или одна труба, предназначенная для закрепления приустьевой части скважин от размыва буровым раствором и

обрушения, а также для обеспечения циркуляции жидкости. Направление, как правило, одно. Однако могут быть случаи крепления скважин двумя направлениями, когда верхняя часть разреза представлена лессовыми почвами, насыпным песком или имеет другие особенности. Обычно направление спускают в заранее подготовленную шахту или скважину и бетонируют на всю длину. Иногда направление забивают в породу, как сваю.

Направление спускается по возможности в глинистый пласт. Диаметр колонны колеблется от 245 до 1250 мм. Трубы, используемые в качестве направления, на прочность не рассчитываются и не опрессовываются.

Кондуктор - колонна обсадных труб, предназначенных для разобщения верхнего интервала разреза горных пород, изоляции пресноводных горизонтов от загрязнения, монтажа противовыбросового оборудования и подвески последующих обсадных колонн.

Кондуктор в зависимости от геологических условий устанавливается на глубину в среднем до 100 м, а максимальная глубина до 600 м. Диаметр кондуктора, как правило, колеблется в диапазоне 177-508 мм. Он опрессовывается, как и цементное кольцо.

Промежуточная обсадная колонна (их может быть несколько) служит для разобщения несовместимых по условиям бурения зон при углублении скважины до намеченных глубин.

Промежуточные обсадные колонны могут быть следующих видов:

- сплошные - перекрывающие весь ствол скважины от забоя до ее устья независимо от крепления предыдущего интервала;

- хвостовики - для крепления только необсаженного интервала скважины с перекрытием предыдущей обсадной колонны на некоторую величину;

- летучки - специальные промежуточные обсадные колонны, служащие только для перекрытия интервала осложнений и не имеющие связи с предыдущими или последующими обсадными колоннами.

Эксплуатационная колонна - последняя колонна обсадных труб, которой крепят скважину для разобщения продуктивных горизонтов от остальных пород и извлечения из скважины нефти или газа или для нагнетания в пласты жидкости или газа. Иногда в качестве эксплуатационной колонны может быть использована   последняя промежуточная колонна.

 

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: