Нефть - верхний пласт
Cтраница 1
Нефти верхних пластов ( рис. 21) отличаются значительно большей смолистостью, более высоким содержанием ароматических углеводородов и меньшим - парафиновых и нафтеновых. Это явление согласуется со взглядами Н. Б. Вас-соевича [82], объясняющего такое различие в составе нефтей многопластового месторождения тем, что верхние пласты находятся в зоне гипергенеза, а нижние - катагенеза, где не имеют места биохимические процессы, связанные с жизнедеятельностью микрофлоры. Это изменение удельного веса связано с понижением содержания в нефтях тяжелой части ( в данном случае остатка, выкипающего выше 200 С) и с уменьшением содержания в ней ароматических углеводородов и смол. Удельный вес легкой части этих нефтей с погружением закономерно не изменяется. [1]
Нефти верхних пластов поднадвиговой зоны Восточно-Эхабинского месторождения, по сравнению с нефтями нижележащих пластов, отличаются значительно большей смолистостью, имеют в тяжелой части более высокое содержание ароматических углеводородов и меньше парафиновых и нафтеновых углеводородов. Удельный вес этих нефтей с погружением имеет тенденцию к уменьшению. Это изменение удельного веса связано с понижением содержания в нефтях тяжелой части и с уменьшением содержания в ней ароматических углеводородов и смол. [2]
Аналогично нижнему пласту кыновского горизонта залежи нефти верхнего пласта являются литологическими и их размеры связаны с границей замещения коллекторов плотными породами. [3]
 |
Вариант III системы.| Вариант IV системы. [4] |
Северо-западная часть Сакловского участка имеет ширину 5 км, залежь нефти верхних пластов находится под односторонним воздействием. [5]
Существующая система линейного заводнения не может обеспечить соответствующее воздействие на запасы нефти верхних пластов. [6]
Залежи нефти пашийских пластов Дх и Дп по отношению к залежам нефтей верхних пластов Зольненского месторождения находятся в условиях более высоких пластовых давлений и температур. Нефть характеризуется повышенными значениями объемного коэффициента ( до 1 34); коэффициенты растворимости газа ( до 1 26), газосодержания, пониженной плотностью и низкой вязкостью. [7]
Существующая на месторождении система линейного заводнения не может обеспечить соответствующее воздействие на запасы нефти верхних пластов. Это особенно наглядно видно на примере Зай-Каратайской площади, где практически все скважины южной линии разрезания оказались неэффективными. Основная часть запасов пластов верхней пачки и отчасти пласта в находится в отдельных изолированных линзах. Указанные запасы могут быть отобраны только при организации самостоятельных очагов заводнения. Этим объясняется то обстоятельство, что, как и на всем Ромашкинском нефтяном месторождении, основная часть очаговых скважин Абдрахмановской, Южно-Ромашкинской и Зай-Каратайской площадей предназначена для обеспечения нагнетания воды по верхним пластам а, б ] 2, б горизонта Д В среднем период безводной эксплуатации реагирующих на закачку воды добывающих скважин, составляет 52 мес по Абдрахмановской площади и 42 мес по Южно-Ромашкинской. При этом средняя скорость продвижения фронта воды по этим площадям равна 29 м / мес. [8]
В распределении углеводородов по пластам ( см. табл. 53 и рис. 1 и 2; рассчитано как среднеарифметическое по табл. 51 и 52) наблюдается следующая закономерность: фракции нефтей верхних пластов Восточ-но - Эхабинского ( поднад-виговая зона, пласты 17 и 18) и Паромайского ( пласты И, I и II) месторождений по сравнению с нижележащими пластами характеризуются более высокой концентрацией нафтеновых и несколько меньшим содержанием ароматических и парафиновых углеводородов. [9]
Для отбора проб нефти в затрубное пространство скважины через отверстие в эксцентрической планшайбе спускается малогабаритный пробоотборник 7 на проволоке. Отборы проб нефти верхнего пласта производится в точке, находящейся на 1 м ниже подошвы верхнего пласта. Отбор пробы нефти нижнего пласта производится в точке 6, находящейся на 3 ж ниже отверстия хвостовика. Отбор проб должен производиться в скважине, работающей при установившемся режиме. [10]
Встречаются в виде исключения и нефти с удельным весом выше единицы ( 1 01 - 1 04), но они по свойствам уже близки к природным асфальтам. Легкие нефти с удельным весом 0 77 - 0 80 встречаются сравнительно редко. Таковы, например, сураханская нефть верхних пластов, байчунасская юрского горизонта ( 0 799), кулсарская XVI11 и XIX горизонтов ( 0 797 - 0 80), а также некоторые иностранные нефти. Такие легкие нефти состоят практически из бензино-керосиновых фракций. [11]
Величина / ССп нефти в определенной точке пласта в первую очередь зависит от ее расстояния до ВНК - Чем гипсометрически более высокое положение занимает пласт на структуре, тем светлее содержащаяся в нем нефть. Поэтому каждый пласт в разрезе скважины имеет свою величину ССп, которая уменьшается в направлении снизу вверх от пласта к пласту. Так, в пределах внутреннего контура нефтеносности горизонта Д1 Ромашкинского месторождения Km нефти верхних пластов примерно 200 - 350 единиц, средних пластов - 350 - 450, а нижних - более 450 единиц. [12]
В том случае, когда насос установлен выше верхнего пласта, от нижнего до верхнего пласта движется только нефть нижнего пласта. Против верхнего пласта нефть перемешивается, и вверх до приема насоса двигается смесь. При такой подвеске насоса отдельно пробы нефти верхнего и нижнего пластов отобрать не удается. Ниже приема насоса по стволу скважины поднимается нефть из нижнего пласта. Выше приема вниз движется только нефть верхнего пласта. Из-за упругих деформаций колонны насосных труб прием насоса совершает возвратно-поступательное движение, поэтому зона смешения нефтей имеет некоторую высоту. Амплитуда этих колебаний равна упругим деформациям колонны труб под действием веса столба жидкости, заполняющей трубу, высотой от динамического уровня до устья скважины. [13]
Если насос по техническим причинам должен находиться выше, на приеме насоса подвешивается хвостовик 4 из насосно-компрессорных труб. Длина хвостовика должна быть такой, чтобы его нижний конец был не меньше, чем на 3 м ниже середины между пластами. Нижний конец хвостовика должен быть закрыт. Посередине между пластами трубы хвостовика должны иметь отверстия, через которые нефть будет поступать в насос. Нефть из нижнего пласта будет двигаться вверх по стволу скважины до отверстий хвостовика, где она смешивается с нефтью верхнего пласта и поступит в хвостовик и далее по хвостовику - к приему насоса. [14]
Страницы: 1