- •Содержание
- •Введение
- •Геологическая часть
- •Технологическая часть
- •Мухановское поднятие Пласт дi
- •Пласт дii
- •Пласт дiii
- •Пласт дiii/
- •Пласт дiv
- •Пласт дк
- •Анализ работы фонда
- •Техническая часть
- •1. Двигатель; 2. Модульный насос; 3. Кабельная линия; 4. Обратный спускной клапаны; 5. Крепежный пояс; 6. Трансформаторная подстанция.
- •4.3.1. Высокий газовый фактор и предотвращение влияния газа.
- •4.3.2. Отложения аспо. Методы, применяемые для борьбы с аспо.
- •4.3.3. Солеотложения. Методы для борьбы с солеотложениями.
- •4.3.4. Влияние механических примесей. Предотвращение попадания механических примесей в скважину и оборудование.
- •Охрана труда
- •Воздействие на атмосферный воздух
- •Перечень загрязняющих веществ, выбрасываемых в атмосферу
- •Воздействие на водные объекты
- •Обоснование технологий воздействия на пласт и призабойную зону пласта
- •Технологии воздействия на пласт
- •Графическая часть
- •Приложение
ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
Государственное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
САМАРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ
Факультет Нефтетехнологический
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
КУРСОВОЙ ПРОЕКТ
на тему:
«Анализ работы фонда скважин, оборудованных УЭЦН и расчет параметров оборудования»
Выполнил: Проверил:
Студент Доцент кафедры РиЭНиГМ
(обозначение группы) Баландин Л.Н.
Оценка
(ФИО) « » 2012 г. « » 2012 г.
Самара 2012 г.
Содержание
По
Введение
Анализ работы фонда скважин служит базой для выявления причин, осложняющих работу и расчета наземного и скважинного оборудования.
Основной целью анализа работы фонда скважин является оценка эффективности эксплуатации оборудования, которая проводится путем изучения технологических показателей добычи. Улучшить технологические показатели можно путем оптимизации режимов работы скважины. В большей степени технологические показатели зависят от геолого-физической характеристики нефтяной залежи и напорной характеристики скважины.
Одной из важных задач, возникающих при анализе работы фонда скважин, является подбор оборудования для достижения оптимальных показателей добычи.
Геологическая часть
Геолого-физические характеристики продуктивных пластов Мухановского месторождения и свойства и состав нефти и газа
Таблица 1.1
Параметры |
Мухановское поднятие | |||
Дк* р-н скв. 394 |
Дк* р-н скв. 416 |
Дк* р-н скв. 294 |
Дк* р-н скв. 905 | |
Категория запасов |
C1 |
C1 |
C1 |
C1 |
Средняя глубина залегания кровли, м |
2732 |
2838 |
2784 |
2778 |
Тип залежи |
пласт. лит. экр. |
пласт. лит. экр. |
пласт. лит. экр. |
пласт. лит. экр |
Тип коллектора |
терриг |
терриг |
терриг |
терриг |
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2 |
1960 |
6196 |
3594 |
201 |
Средняя общая толщина, м |
2.5 |
2.6 |
2.2 |
2 |
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
2.3 |
2.6 |
2.2 |
2 |
Средневзвешенная общая нефтенасыщенная толщина, м |
2,1 |
2,4 |
1,9 |
1,6 |
Средневзвеш-я эффективная нефтен-я толщина, м |
2.0 |
2.4 |
1.9 |
1,6 |
Объем нефтенасыщенных пород, тыс. м3 |
3904 |
15033 |
6825 |
324 |
Пористость, доли ед. |
12^ |
13^ |
13^ |
12^ |
Ср. нефтенасыщенность, доли ед. |
0.88 |
0.92 |
0.84 |
0.79 |
Проницаемость, мкм2 |
0.016 |
0.026 |
0.026 |
0.016 |
Коэффициент песчанистости, доли ед. |
0,96 |
1 |
0,99 |
1 |
Коэффициент расчлененности, доли ед. |
1.1 |
1 |
1.1 |
1 |
Начальная пластовая температура, оС |
72 |
72 |
72 |
72 |
Начальное пластовое давление, МПа |
28,62 |
28,72 |
28,62 |
28,72 |
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас |
0,34 |
0,34 |
0,34 |
0,34 |
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПас |
3,45 |
3,45 |
3,45 |
3,45 |
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 |
0,588 |
0,588 |
0,588 |
0,588 |
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 |
0,807 |
0,807 |
0,807 |
0,807 |
Абсолютная отметка ВНК, м |
-2689,1 |
2788,9 |
-2796,3 |
-2734,1 |
Объемный коэффициент нефти, доли ед. |
1,955 |
1,955 |
1,955 |
1,955 |
Пересчетный коэффициент, доли ед. |
0,512 |
0,512 |
0,512 |
0,512 |
Содержание серы в нефти, % |
0,55 |
0,55 |
0,55 |
0,55 |
Содержание парафина в нефти, % |
4,99 |
4,99 |
4,99 |
4,99 |
Давление насыщения нефти, МПа |
20,63 |
20,63 |
20,63 |
20,63 |
Газосодержание нефти, м3/т |
424,20 |
424,20 |
424,20 |
424,20 |
Газовый фактор м3/т |
389,10 |
389,10 |
389,10 |
389,10 |
Содержание сероводорода в пластовой нефти, моль% |
– |
– |
– |
– |
Сжимаемость нефти, 1/МПа·10-4 |
35,61 |
35,61 |
35,61 |
35,61 |
Сжимаемость воды, 1/МПа·10-4 |
2,27 |
2,27 |
2,27 |
2,27 |
Сжимаемость породы, 1/МПа·10-4 |
6,279 |
6,060 |
6,060 |
6,279 |
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас |
0,85 |
0,85 |
0,85 |
0,85 |
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 |
1,1581 |
1,1581 |
1,1581 |
1,1581 |
Плотность воды в стандартных условиях, г/см3 |
1,1897 |
1,1897 |
1,1897 |
1,1897 |
Плотность газа по воздуху, доли ед. |
0,906 |
0,906 |
0,906 |
0,906 |
Коэффициент вытеснения доли ед. |
0,518 |
0,570 |
0,529 |
0,463 |
* - параметры нефти и газа приняты по аналогии с пластом ДI Мухановского купола
Продолжение таблицы 1.1
Параметры |
Мухановское поднятие | ||||
Дк* р-н скв. 411 |
Дк* р-н скв. 156 |
ДI |
ДII |
ДIII | |
Категория запасов |
C2 |
C2 |
ВC1 |
А |
А |
Средняя глубина залегания кровли, м |
2783 |
2818 |
2788 |
2822 |
2883 |
Тип залежи |
пласт. лит. экр. |
пласт. лит. экр. |
пласт. лит. экр. |
пласт овая |
пластов. |
Тип коллектора |
терриг |
терриг |
терриг |
терриг |
терриг |
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2 |
3289 |
1214 |
52355 |
68325 |
21991 |
Средняя общая толщина, м |
2.6 |
2.5 |
7,7 |
21,4 |
24,4 |
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
1.9 |
2.5 |
4,6 |
13,3 |
15,4 |
Средневзвешенная общая нефтенасыщенная толщина, м |
2,2 |
2,0 |
4,9 |
16,2 |
14,8 |
Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина,м |
1.7 |
2.0 |
3,8 |
11 |
12,1 |
Объем нефтенасыщенных пород, тыс. м3 |
5515 |
2488 |
200945 |
754728 |
265621 |
Пористость, % |
11^ |
11^ |
14^ |
16 |
16 |
Ср. нефтенасыщенность, доли ед. |
0.84 |
0.86 |
0.89 |
0.90 |
0,90 |
Проницаемость, мкм2 |
0.010 |
0.010 |
0.040 |
0.181 |
0,122 |
Коэффициент песчанистости, доли ед. |
0.86 |
1 |
0,77 |
0,68 |
0,82 |
Коэффициент расчлененности, доли ед. |
1.3 |
1 |
1,8 |
2,9 |
2,7 |
Начальная пластовая температура, оС |
72 |
72 |
72 |
72 |
74 |
Начальное пластовое давление, МПа |
28,62 |
28,62 |
28,72 |
30,78 |
31,62 |
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас |
0,34 |
0,34 |
0,34 |
0,83 |
0,64 |
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПас |
3,45 |
3,45 |
3,45 |
6,58 |
4,95 |
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 |
0,588 |
0,588 |
0,588 |
0,713 |
0,669 |
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 |
0,807 |
0,807 |
0,807 |
0,832 |
0,808 |
Абсолютная отметка ВНК, м |
-2748,8 |
-2746 |
-2790 |
-2790 |
-2833-2836 |
Объемный коэффициент нефти, доли ед. |
1,955 |
1,955 |
1,955 |
1,319 |
1,433 |
Пересчетный коэффициент, доли ед. |
0,512 |
0,512 |
0,512 |
0,758 |
0,698 |
Содержание серы в нефти, % |
0,55 |
0,55 |
0,55 |
0,81 |
0,46 |
Содержание парафина в нефти, % |
4,99 |
4,99 |
4,99 |
5,65 |
5,54 |
Давление насыщения нефти, МПа |
20,63 |
20,63 |
20,63 |
12,01 |
13,96 |
Газосодержание нефти, м3/т |
424,20 |
424,20 |
424,20 |
131,20 |
183,90 |
Газовый фактор м3/т |
389,10 |
389,10 |
389,10 |
117,10 |
165,60 |
Содержание сероводорода в пластовой нефти, моль% |
– |
– |
– |
– |
– |
Сжимаемость нефти, 1/МПа·10-4 |
35,61 |
35,61 |
35,61 |
17,25 |
20,50 |
Сжимаемость воды, 1/МПа·10-4 |
2,27 |
2,27 |
2,28 |
2,30 |
2,28 |
Сжимаемость породы, 1/МПа·10-4 |
6,525 |
6,525 |
5,864 |
5,528 |
5,528 |
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас |
0,85 |
0,85 |
0,83 |
0,90 |
0,90 |
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 |
1,1581 |
1,1581 |
1,1544 |
1,1657 |
1,1637 |
Плотность воды в стандартных условиях, т/м3 |
1,1897 |
1,1897 |
1,1860 |
1,1982 |
1,1970 |
Плотность газа по воздуху, доли ед. |
0,906 |
0,906 |
0,906 |
0,927 |
0,933 |
Коэффициент вытеснения доли ед. |
0,457 |
0,469 |
0,582 |
0,666 |
0,647 |
Продолжение таблицы 1.1
Параметры |
Мухановское поднятие | |||
ДIII/ основн. |
ДIII/р-н скв. 368 |
ДIII/р-н скв. 417 |
ДIV | |
Категория запасов |
С1/С2 |
С2 |
С2 |
А |
Средняя глубина залегания кровли, м |
2858 |
2922 |
2929 |
2925 |
Тип залежи |
пласт. лит. экр. |
пласт. лит. экр. |
пласт. лит. экр. |
пластов. |
Тип коллектора |
терриг |
терриг |
терриг |
терриг |
Площадь нефтегазоносности, тыс. м2 |
13536/2006 |
952 |
926 |
11847 |
Средняя общая толщина, м |
4,9 |
4,8 |
5,4 |
14,8 |
Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
3 |
2,7 |
1,6 |
7,7 |
Средневзвешенная общая нефтенасыщенная толщина, м |
3,6/2,6 |
3,3 |
1,9 |
8,3 |
Средневзвешенная эффективная нефтенасыщенная толщина, м |
2,9/2,1 |
2,3 |
1,4 |
5,7 |
Объем нефтенасыщенных пород, тыс. м3 |
38732/4155 |
2221 |
1280 |
67887 |
Пористость, % |
11^ |
10^ |
9^ |
15 |
Ср. нефтенасыщенность, доли ед. |
0,80 |
0,90 |
0,68 |
0,83 |
Проницаемость, мкм2 |
0,026 |
0,018 |
0,012 |
0,076 |
Коэффициент песчанистости, доли ед. |
0,81 |
0,69 |
0,72 |
0,69 |
Коэффициент расчлененности, доли ед. |
1,4 |
1,8 |
1,3 |
3,0 |
Начальная пластовая температура, оС |
74 |
74 |
74 |
74 |
Начальное пластовое давление, МПа |
31,60 |
31,60 |
31,60 |
32,25 |
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПас |
0,57 |
0,57 |
0,57 |
0,26 |
Вязкость нефти в поверхностных условиях, мПас |
6,79 |
6,79 |
6,79 |
3,15 |
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3 |
0,713 |
0,713 |
0,713 |
0,631 |
Плотность нефти в поверхностных условиях, т/м3 |
0,806 |
0,806 |
0,806 |
0,804 |
Абсолютная отметка ВНК, м |
-2833 |
-2823,2 |
-2828,8 |
-2867,5 |
Объемный коэффициент нефти, доли ед. |
1,367 |
1,367 |
1,367 |
1,635 |
Пересчетный коэффициент, доли ед. |
0,732 |
0,732 |
0,732 |
0,612 |
Содержание серы в нефти, % |
0,72 |
0,72 |
0,72 |
0,41 |
Содержание парафина в нефти, % |
5,54 |
5,54 |
5,54 |
6,20 |
Давление насыщения нефти, МПа |
13,67 |
13,67 |
13,67 |
20,41 |
Газосодержание нефти, м3/т |
170,9 |
170,9 |
170,9 |
310,90 |
Газовый фактор м3/т |
150,4 |
150,4 |
150,4 |
280,50 |
Содержание сероводорода в пластовой нефти, моль% |
– |
– |
– |
– |
Сжимаемость нефти, 1/МПа·10-4 |
20,21 |
20,21 |
20,21 |
29,31 |
Сжимаемость воды, 1/МПа·10-4 |
2,28 |
2,28 |
2,28 |
2,29 |
Сжимаемость породы, 1/МПа·10-4 |
6,525 |
6,806 |
7,131 |
5,688 |
Вязкость воды в пластовых условиях, мПас |
0,90 |
0,90 |
0,90 |
0,92 |
Плотность воды в пластовых условиях, т/м3 |
1,1637 |
1,1637 |
1,1637 |
1,1683 |
Плотность воды в стандартных условиях, т/м3 |
1,1970 |
1,1970 |
1,1970 |
1,2019 |
Плотность газа по воздуху, доли ед. |
1,105 |
1,105 |
1,105 |
0,917 |
Коэффициент вытеснения доли ед. |
0,505 |
0,536 |
0,348 |
0,590 |
Химический состав и физические свойства пластовых вод
Таблица 1.2 - Свойства и состав пластовых вод
Наименование параметра |
Пласт Дк | |
Мухановское поднятие, | ||
р-н скв. 294, 905, 394, 416, 411, 156. | ||
Южно-Черновское поднятие, | ||
р-н скв.84. | ||
Диапазон изменения |
Среднее значение | |
1 |
2 |
3 |
Газосодержание, м3/м3 |
- |
- |
Плотность воды, кг/м3 |
| |
- в стандартных условиях |
- |
1189,7* |
- в условиях пласта |
- |
1158.1 |
Вязкость в условиях пласта, мПа · с |
- |
0.85 |
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа · 10-4 |
- |
2.27 |
Объемный коэффициент, доли ед. |
- |
1.02732 |
Химический состав вод г/дм3 |
| |
Na+ + K+ |
- |
61,49* |
Ca2+ |
- |
33,03* |
Мg2+ |
- |
4,13* |
Cl- |
- |
165,11* |
HCO3- |
- |
0,15* |
SO42- |
- |
0,120* |
NH4 |
- |
- |
Микрокомпонентный состав вод мг/дм3 |
| |
Br- |
- |
- |
J- |
- |
- |
B+3 |
- |
- |
Li+ |
- |
- |
Sr+2 |
- |
- |
Rb+ |
- |
- |
Cs+ |
- |
- |
Общая минерализация, г/дм3 |
- |
264,11* |
Водородный показатель, рН |
- |
- |
Жесткость общая, мг-экв/дм3 |
- |
- |
Химический тип воды (по Сулину В.А.) |
Хлоридно-кальциевый | |
Количество исследованных проб (скважин) |
1(1) | |
Примечание: * - по аналогии с Криволукским месторождением. |
Продолжение таблицы 1.2 - Свойства и состав пластовых вод
Наименование параметра |
Пласт ДI | |
Мухановское поднятие. | ||
Восточно-Черновское поднятие. | ||
Диапазон изменения |
Среднее значение | |
1 |
2 |
3 |
Газосодержание, м3/м3 |
- |
0,354** |
Плотность воды, кг/м3 |
| |
- в стандартных условиях |
- |
1186 |
- в условиях пласта |
|
1154.4 |
Вязкость в условиях пласта, мПа · с |
- |
0.83 |
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа · 10-4 |
- |
2.28 |
Объемный коэффициент, доли ед. |
- |
1.02733 |
Химический состав вод г/дм3 |
| |
Na+ + K+ |
49,57*-69,27 |
59,42* |
Ca2+ |
37,90*-38,36 |
38,13* |
Мg2+ |
3,65*-4,46 |
4,05* |
Cl- |
154,17*-172,17 |
163,17* |
HCO3- |
0,0*-0,02 |
0,01* |
SO42- |
0,10*-0,33 |
0,21* |
NH4 |
- |
- |
Микрокомпонентный состав вод мг/дм3 |
| |
Br- |
- |
686 |
J- |
- |
4 |
B+3 |
- |
26 |
Li+ |
- |
4.5 |
Sr+2 |
- |
1260 |
Rb+ |
- |
0.3 |
Cs+ |
- |
- |
Общая минерализация, г/дм3 |
245,39*-284,61 |
265,0* |
Водородный показатель, рН |
- |
- |
Жесткость общая, мг-экв/дм3 |
- |
- |
Химический тип воды (по Сулину В.А.) |
Хлоридно-кальциевый | |
Количество исследованных проб (скважин) |
2(2) | |
Примечание: * - с учетом аналогичных одновозрастных пластовых вод Дмитриевского месторождения. | ||
** по аналогии с Дмитриевским месторождением. |
|
Продолжение таблицы 1.2 - Свойства и состав пластовых вод
Наименование параметра |
Пласт ДII | ||
Мухановское поднятие | |||
Диапазон изменения |
Среднее значение | ||
1 |
2 |
3 | |
Газосодержание, м3/м3 |
- |
0,540** | |
Плотность воды, кг/м3 |
| ||
- в стандартных условиях |
1191,1*-1200,9 |
1198,2* | |
- в условиях пласта |
1158,8-1168,3 |
1164.9 | |
Вязкость в условиях пласта, мПа · с |
- |
0.9 | |
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа · 10-4 |
- |
2.3 | |
Объемный коэффициент, доли ед. |
- |
1.02786 | |
Химический состав вод г/дм3 |
| ||
Na+ + K+ |
52,37-62,67 |
56,75* | |
Ca2+ |
43,59*-47,70 |
45,99* | |
Мg2+ |
2,44*-5,59 |
4,20* | |
Cl- |
174,54*-187,08 |
181,05* | |
HCO3- |
0,0-0,22 |
0,11* | |
SO42- |
0,05-0,41 |
0,17* | |
NH4 |
- |
- | |
Микрокомпонентный состав вод мг/дм3 |
| ||
Br- |
- |
1881 | |
J- |
- |
8.4 | |
B+3 |
- |
27 | |
Li+ |
- |
- | |
Sr+2 |
- |
- | |
Rb+ |
- |
- | |
Cs+ |
- |
- | |
Общая минерализация, г/дм3 |
279,31*-299,70 |
288,27* | |
Водородный показатель, рН |
- |
- | |
Жесткость общая, мг-экв/дм3 |
- |
- | |
Химический тип воды (по Сулину В.А.) |
Хлоридно-кальциевый | ||
Количество исследованных проб (скв.) |
7(7) | ||
Примечание: * - с учетом аналогичных одновозрастных пластовых вод Куртамакской площади. | |||
** по аналогии с Куртамакской площадью. |
|
|
Продолжение таблицы 1.2 . Свойства и состав пластовых вод
Наименование параметра |
Пласты ДIII/, ДIII | |
Мухановское поднятие. | ||
Диапазон изменения |
Среднее значение | |
1 |
2 |
3 |
Газосодержание, м3/м3 |
- |
0.39 |
Плотность воды, кг/м3 |
| |
- в стандартных условиях |
- |
1197 |
- в условиях пласта |
- |
1163.7 |
Вязкость в условиях пласта, мПа с |
- |
0.9 |
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа 10-4 |
- |
2.28 |
Объемный коэффициент, доли ед. |
- |
1.02865 |
Химический состав вод г/дм3 |
| |
Na+ + K+ |
53,88-58,09 |
55,54* |
Ca2+ |
43,03-4439* |
43,54* |
Мg2+ |
4,07-4,38* |
4,26* |
Cl- |
172,06-177,43 |
175,01* |
HCO3- |
0,0*-0,11 |
0,05* |
SO42- |
0,14-0,16 |
0,14* |
NH4 |
- |
- |
Микрокомпонентный состав вод мг/дм3 |
| |
Br- |
1532,6-1782 |
1657.3 |
J- |
6,4-9,7 |
8.05 |
B+3 |
- |
28 |
Li+ |
- |
- |
Sr+2 |
- |
- |
Rb+ |
- |
- |
Cs+ |
- |
- |
Общая минерализация, г/дм3 |
273,66-282,87 |
278,54* |
Водородный показатель, рН |
- |
- |
Жесткость общая, мг-экв/дм3 |
- |
- |
Химический тип воды (по Сулину В.А) |
Хлоридно-кальциевый | |
Количество исследованных проб (скв.) |
3(3) | |
Примечание: * - с учетом аналогичных одновозрастных пластовых вод Куртамакской площади. |
Продолжение таблицы 1.2. Свойства и состав пластовых вод
Наименование параметра |
Пласты ДIII/, ДIII | |
Восточно-Черновское поднятие. | ||
Диапазон изменения |
Среднее значение | |
1 |
2 |
3 |
Газосодержание, м3/м3 |
- |
0.39 |
Плотность воды, кг/м3 |
| |
- в стандартных условиях |
- |
1197 |
- в условиях пласта |
- |
1164.8 |
Вязкость в условиях пласта, мПа с |
- |
0.9 |
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа 10-4 |
- |
2.28 |
Объемный коэффициент, доли ед. |
- |
1.02764 |
Химический состав вод г/дм3 |
| |
Na+ + K+ |
53,88-58,09 |
55,54* |
Ca2+ |
43,03-4439* |
43,54* |
Мg2+ |
4,07-4,38* |
4,26* |
Cl- |
172,06-177,43 |
175,01* |
HCO3- |
0,0*-0,11 |
0,05* |
SO42- |
0,14-0,16 |
0,14* |
NH4 |
- |
- |
Микрокомпонентный состав вод мг/дм3 |
| |
Br- |
1532,6-1782 |
1657.3 |
J- |
6,4-9,7 |
8.05 |
B+3 |
- |
28 |
Li+ |
- |
- |
Sr+2 |
- |
- |
Rb+ |
- |
- |
Cs+ |
- |
- |
Общая минерализация, г/дм3 |
273,66-282,87 |
278,54* |
Водородный показатель, рН |
- |
- |
Жесткость общая, мг-экв/дм3 |
- |
- |
Химический тип воды (по Сулину В.А) |
Хлоридно-кальциевый | |
Количество исследованных проб (скв.) |
3(3) | |
Примечание: * - с учетом аналогичных одновозрастных пластовых вод Куртамакской площади. |
Продолжение таблицы 1.2 - Свойства и состав пластовых вод
Наименование параметра |
Пласт ДIV | |
Мухановское поднятие. | ||
Диапазон изменения |
Среднее значение | |
1 |
2 |
3 |
Газосодержание, м3/м3 |
- |
0.415 |
Плотность воды, кг/м3 |
| |
- в стандартных условиях |
1196-1206,9 |
1201.9 |
- в условиях пласта |
1162,5-1173,1 |
1168.3 |
Вязкость в условиях пласта, мПа с |
- |
0.92 |
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа 10-4 |
- |
2.29 |
Объемный коэффициент, доли ед. |
- |
1.02879 |
Химический состав вод г/дм3 |
| |
Na+ + K+ |
51,44-63,74 |
56.89 |
Ca2+ |
39,28-54,00 |
45.2 |
Мg2+ |
2,92-5,23 |
4.23 |
Cl- |
166,53-199,70 |
179.45 |
HCO3- |
0,02-0,07 |
0.04 |
SO42- |
0,13-0,41 |
0.23 |
NH4 |
- |
- |
Микрокомпонентный состав вод мг/дм3 |
| |
Br- |
- |
1154 |
J- |
- |
4 |
B+3 |
- |
28 |
Li+ |
- |
1.9 |
Sr+2 |
- |
745 |
Rb+ |
- |
0.6 |
Cs+ |
- |
- |
Общая минерализация, г/дм3 |
264,94-317,74 |
286.62 |
Водородный показатель, рН |
- |
- |
Жесткость общая, мг-экв/дм3 |
- |
- |
Химический тип воды (по Сулину В.А) |
Хлоридно-кальциевый | |
Количество исследованных проб (скв.) |
5(4) |
Продолжение таблицы 1.2 - Свойства и состав пластовых вод
Наименование параметра |
Пласт ДIV | |
Восточно-Черновское поднятие. | ||
Диапазон изменения |
Среднее значение | |
1 |
2 |
3 |
Газосодержание, м3/м3 |
- |
0.415 |
Плотность воды, кг/м3 |
| |
- в стандартных условиях |
1196-1206,9 |
1201.9 |
- в условиях пласта |
1163,1-1173,7 |
1168.8 |
Вязкость в условиях пласта, мПа с |
- |
0.92 |
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа 10-4 |
- |
2.29 |
Объемный коэффициент, доли ед. |
- |
1.0283 |
Химический состав вод г/дм3 |
| |
Na+ + K+ |
51,44-63,74 |
56.89 |
Ca2+ |
39,28-54,00 |
45.2 |
Мg2+ |
2,92-5,23 |
4.23 |
Cl- |
166,53-199,70 |
179.45 |
HCO3- |
0,02-0,07 |
0.04 |
SO42- |
0,13-0,41 |
0.23 |
NH4 |
- |
- |
Микрокомпонентный состав вод мг/дм3 |
| |
Br- |
- |
1154 |
J- |
- |
4 |
B+3 |
- |
28 |
Li+ |
- |
1.9 |
Sr+2 |
- |
745 |
Rb+ |
- |
0.6 |
Cs+ |
- |
- |
Общая минерализация, г/дм3 |
264,94-317,74 |
286.62 |
Водородный показатель, рН |
- |
- |
Жесткость общая, мг-экв/дм3 |
- |
- |
Химический тип воды (по Сулину В.А) |
Хлоридно-кальциевый | |
Количество исследованных проб (скв.) |
5(4) |