Кривые статистического распределения по нормальному закону содержания серы в нефтях , соответствующих образам птк и тпк

Рис. 8

Для выполнения расчёта по формуле Бейеса, используя данные анализов глубинных и поверхностных проб нефтей и кернового материала из специальных оценочных скважин на исследуемых нефтяных залежах, устанавливают:

- содержание в нефти серы, % масс., по ГОСТ 1437-75;

- динамическую вязкость нефти при давлении насыщения, н с/м² . Определяется по методике, приведённой в кн. Мамуна В. Н., Требин Г. Ф., Ульянинский Б. В. «Экспериментальное исследование пластовых нефтей», М., ГОСИНТИ, 1960, с. 90-94.;

- содержание в нефти сернокислотных или акцизных смол, % об. (см. кн. Рыбак Б.М. «Анализ нефти и нефтепродуктов», М., Гостоптехиздат, 1962, 888 с., с. 473-475. До 01.01.78 по ГОСТ 2550-44).

- содержание в нефти нейтральных или селикагелевых смол , % масс. (см. кн. Рыбак Б. М. «Анализ нефти и нефтепродуктов», М., Гостоптехиздат, 1962, 888 с., с. 47-473).

- плотность нефти в пластовых условиях, кг/м³, (см. кн. Мамуна В. Н., Требин Г. Ф., Ульянинский Б. В. «Экспериментальное исследование пластовых нефтей», М., ГОСИНТИ, 1960, 143 с., с. 87-89);

- пористость коллектора, % об., (см. сб. «Методические рекомендации по исследованию пород-коллекторов нефти и газа физическим и петрографическим методами», М., ВНИГНИ, 1978, 395 с., с. 87-112).

Перечисленные показатели являются косвенными поисковыми признаками, которые применяются при расчёте по формуле.

Вероятность принадлежности (отнесения) исследуемой залежи по отдельным косвенным поисковым признакам к типу ПТК тили ТПК определяется по табл. 2.

Определение вероятности принадлежности (отнесения) исследуемой нефтяной залежи к типу ПТК или к типу ТПК по комплексу косвенных поисковых признаков допускается производить как минимум по трём косвенным поисковым признакам.

При определении по комплексу косвенных поисковых признаков принадлежности исследуемой нефтяной залежи к типу ТПК с вероятностью от 0,5 до 0,6 залежь следует отнести к типу ПТК.

В табл. 1 приведены принятые для четырёх групп нефтяных залежей нормы допустимого содержания в сточной воде мехпримесей и нефти.

Нормы качества сточных вод установлены при условиях внедрения закачиваемой воды из ствола скважины в породу пласта, характеризуемых безразмерным параметром нагнетания П_н, который показывает отношение давления нагнетания к вертикальному горному давлению на забое нагнетательных скважин. Параметр П_н рассчитывается по формуле:

Пн=	Рз	(4)
	Рг

где:

Рз= Ру +	Н • ρв	(5)
	10

где:

Р_з – давление на забое нагнетательной скважины, н/м² (кгс/см²);

Р_у - давление на устье нагнетательной скважины, н/м² (кгс/см²);

Н – абсолютная глубина залегания залежи, м;

ρ_в – плотность закачиваемой воды, кг/м³.

Рг=	Н • ρп	(6)
	10

где:

Р_г – горное давление на забое нагнетательной скважины, н/м² (кгс/см²);

ρ_п – средний объёмный вес вышележащих пород, кг/м³.

Для ориентировочных расчётов на месторождениях Самарской, Оренбургской областей и Удмуртии ρ_п следует принять равным 2400 кг/м³, что соответствует средней 11%-й пористости пород всего вышележащего осадочного комплекса.

Рекомендуемый параметр нагнетания изменяется в пределах от 0,6 до 0,8.

Нормы установлены для сточных вод, в которых содержатся механические примеси, характеризующиеся широким диапазоном дисперсности по пробам, отобранным на устье нагнетательных скважин. Размер частиц изменяется от 1 до 130 мкм. При этом основное количество частиц (70-80 % масс.) имеет дисперсность в пределах до 20 мкм (см. табл. 3).

Нормы качества сточных свод рекомендуются при условии проведения регламентированных профилактических операций по восстановлению приёмистости в количестве не более одной обработки в год на скважину.

Допускается периодическое (до 3-6 часов в месяц) двух-трёхкратное увеличение в закачиваемой воде содержания мехпримесей и нефти сверх нормативных показателей.

2.5. Реализация исследований

Результаты исследований внедрены в составе разработанного руководящего документа стандартизации «Методика прогнозного определения норм качества сточных вод для внутриконтурного заводнения новых нефтяных месторождений платформенного типа. Содержание механических примесей и нефти в сточной воде» РДС 39-01-041-81, в составе руководящего документа «Унифицированные технологические схемы комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов» РД 39-1-159-79, отраслевого стандарта «Установки подготовки воды. Параметрические ряды» ОСТ 39-138-82 и отраслевого стандарта «Вода для заводнения нефтяных пластов Требования к качеству» ОСТ 39-225-88, а также при составлении «Схем развития и размещения нефтедобывающей промышленности по районам объединений «Куйбышевнефть» и «Оренбургнефть» на ближайшие 10-15 лет.

В настоящее время результаты исследований используются для определения прогнозных норм качества воды для ППД в составе проектов разработки нефтяных месторождений, а также при разработке исходных данных в проекты обустройства нефтяных месторождений в институтах «Гипровостокнефть», «СамараНИПИнефть» и некоторых других.

2.6. Список литературных источников

Основное содержание исследований отражено в следующих работах:

1. Редькин И. И. К вопросу о прогнозном нормировании качества сточных вод для заводнения. – в кн.: Нефтепромысловое дело. Тр./Гипровостокнефть. Куйбышев, 1975, вып. 26, с. 51-59.

2. Классификация нефтяных залежей для нормирования качества воды при заводнении. /И. И. Редькин, А. Г. Соколов, П. А. Палий, У. М. Байков. – Нефтяное хозяйство, 1978, №5, с. 41-44.

3. Редькин И. И. Исследование процесса фильтрации загрязнённой воды через модель трещины с проницаемой стенкой. - в кн.: Нефтепромысловое дело. Тр./Гипровостокнефть. Куйбышев, 1974, вып. 22, с. 53-65.

4. Редькин И. И. Исследование кольматации трещины на модели коллекторов с непроницаемой стенкой. – В кн.: Эффективность различных систем заводнения нефтяных пластов на месторождениях Куйбышевской и Оренбургской областей. Тр./Гипровостокнефть., Куйбышев, 1981, с. 146-158.

5. Аширов К. Б.., Соколов А. Г., Редькин И. И. Промысловые исследования процесса перемещения взвешенных веществ в трещиноватых пластах при заводнении месторождений сточными водами. – в кн.: Разработка нефтяных месторождений. Тр./Гипровостокнефть. М.: Недра, 1973, вып. 18, с. 286-296.

6. Последствия закачки сточных вод с повышенным содержанием механических примесей на Кулешовском месторождении. /И. И. Редькин, Б. К. Селиванов, С. И. Борисов, В. М. Рябов. – РНТС ВНИИОЭНГа. Сер. Нефтепромысловое дело, 1982, №5, с. 17-19.

7. Методика прогнозного определения норм качества сточных вод для внутриконтурного заводнения новых месторождений пластформенного типа. Содержание механических примесей и нефти в сточной воде. Руководящий документ стандартизации. Ин-т Гипровостокнефть. И. И. Редькин. РДС 39-010041-81, 26с.

8. Редькин И. И. Экономическая эффективность применения метода прогнозного нормирования качества сточных вод для заводнения.– в кн.: Экономические вопросы разработки и обустройства нефтяных месторождений. Тр. / Гипровостокнефть. Куйбышев, 1976, вып. 28, с. 66-70.