Обнаружение дефектов на подшипников качения

 

1.3 Характеристика нефтегазоносных пластов.

 

Горизонт Д1 на Туймазинском месторождении содержит около 60 %  промышленных запасов нефти и является основным объектом разработки.

Стратиграфическое положение пашийского горизонта определяется двумя реперами, хорошо прослеживаемыми на территории западной и юго-западной Башкирии. Сверху пашийский горизонт перекрывается пластом известняка кыновского горизонта.

 «Верхний известняк» прослеживается повсеместно и отчетливо выделяется по электрокаротажным  диаграммам, является маркирующим  репером. Толщина его - 1.5-3 м.

Пашийский горизонт сложен терригенными породами: песчаниками, алевролитами и аргиллитами, толщина которых на Туймазинском месторождении варьирует от 12 до 48,6 м.

Резкие изменения толщины этой пачки объясняются  ее размывом в нижнепашийское время, в фазу максимального развития Туймазинского вала, когда на Туймазинской и Александровской площа-дях в ней образовались рукавообразные промоины.

На большей части указанных площадей глины раздела между

песчаниками пашийского и муллинского горизонтов размыты частично, но в ряде случаев размыву подвергся пласт «черный известняк» и даже верхняя часть муллинских песчаников.

В последствии эти углубления были заполнены песчаным или алевролитовым материалом, а затем накопление песчаников продолжалось плащеобразно, т.е. шло формирование нормальных слоев средней пачки. К настоящему времени на Туймазинском месторождении выявлено более тридцати участков размыва «черного известняка».

Участков, где  песчаники пашийского возраста непосредственно залегают на муллинских песчаниках, на Туймазинском  месторождении в настоящее время насчитывается более десяти.

Песчаники пашийского горизонта делятся на пласты: для верхней пачки - «а» и   «б», для средне - «в» и «г»,  для нижней - «д».

Нижняя пачка сложена в основном мелкозернистыми песчаниками. Средняя пачка Д1в + г распространена практически повсеместно и сложена более отсортированным алевропесчаным материалом. Пачка сложена алевролитами, песчаниками и мелкозернистыми песчаниками. Толщина пачки колеблется от 4 до 26,6 м.

Верхняя пачка состоит, в основном, из двух пластов песчаников («а» и «б»), характер залегания которых линзообразный. Сложена  она сильно глинистыми песчаниками  и алевралитами.

Наибольшие толщины отмечаются в центральных частях Александровского и Туймазинского поднятий. Значение толщин, коллекторские свойства приведены в таблице 1.1.

 

 

 

 

Таблица 1.1.-Коллеторские свойства пласта Д1

 

Параметр	пласт
	а	б	в	г	д
Площадь распространения коллекторов, %	40,1	36,2	66,5	97,7	46,8
Нефтенасыщенная толщина, м	1,9	2,1	2,4	5,4	5,2
Пористость,%	20,3	20,3	20,8	21,6	20,9
Проницаемость,мкм2	0,354	0,344	0,455	0,522	0,472
Площадь слияния с нижележащим пластом в % от площади распространенности коллекторов	24,3	6,2	29,4	10,5	3,5

 

Пласты песчаников горизонта ДI зачастую сливаются между собой. Наибольшей распространенностью по площади характеризуются

Пласты ДI и ДIг, наименьшей - ДIа, ДIб и  ДIд. Характеристика пластов горизонта ДI  приведена в табл. 1.1.

В целом по горизонту ДI коэффициент расчлененности составляет 1,9, коэффициент песчанистости - 0,82.

Залежь горизонта ДI на территории Туймазинского месторождения состоит из 5 площадей полного контура.

Первая - единым контуром нефтеносности объединяет Туймазинское  и Александровское  поднятия и является основной на Туймазинском  месторождении. Остальные расположены на Северо-Александровской, Кзыл-Ярской, Муллинской и Заитовской площадях.

Залежи структурные, сводовые с обширной водонефтяной частью или полностью водоплавающие. Ширина водонефтяной части Туймазинско-Александровской залежи составляет на северо-западном

крыле структуры  от 0,5 до 5 км. и на юго-восточном - 0,2 до 4 км.

Вследствие  наличия природной гидродинамической взаимосвязи между продуктивным горизонтами ДI и ДII, начальное пластовое давление их одинаково и равно 17,35 МПА на отметку минус 1486 м.

Режим залежей - упруговодонапорный. Нижний предел пористости составляет 12 % . Значения средней пористости приведены в табл.1.1.

Пористость составляет соответственно по верхней пачке 20-21%  и по средней + нижней пачке - 22 %.

Нефтенасыщенность песчаников в нефтяной зоне составляет по

пласту ДIа - 86 %, ДIб - 87% , ДI основной - 89 % , алевролитов -77%.

 

1.4 Физико-химические свойства пластовой и скважинной жидкости

 

1.4.1 Свойства нефти

 

Основные показатели свойств нефти по поверхностным и глубинным пробам представлены в таблице 1.2

Давление насыщения нефти по залежи горизонта Д1 меняется в довольно широком диапазоне - от 8,4 до 9,6 МПа. На своде структуры оно имеет более высокое значение. Содержание редких газов незначительное. Так в девонских нефтях гелия содержится около 0,055, аргона - 0,07%. В терригенной толще нижнего карбона содержание гелия составляет 0,034, а аргона 0,041%.

 

Таблица 1.2-Физико-химические свойства нефтей.

 

Показатели	Объекты
	ДIV	ДIII	ДII	ДI	Фамен-ский	Турней-ский	Бобри-ковский
Продолжение таблицы 1.2-Физико-химические свойства нефтей.
Плотность, кг/м3	849	850	856	856	904	904	886
Вязкость:
В повер. условиях	10	17	10	10	85	20	20
В пл. условиях	3	-	2,3	2,3	-	14,2	14,2
Газовый фактор,м3/т	55	55	64	62	-	21	21,5
Давление насыщения, МПа	8,8	8,8	8,4-9,6	8,4-9,6	5,2	5,5	5,6
Содержание, %
Серы	1,5	1,1	1,5	1,5	3,7	2,8	2,8
Смол	6,6	13,9	8,1	9,5	13,6	17,2	12,4
Асфальтенов	3,2	2,6	4,1	2,5	4,5	5,1	5,1
Парафина	3,2	5,4	5	5	2,9	4,1	3,4

 

1.4.2 Свойства пластовой воды

 

Пластовые воды продуктивных горизонтов представляют собой метаморфизованные рассолы хлоркальциевого типа. Общая минерализация в нижнем карбоне достигает 253г/л, а в девоне до 285г/л. Соли в растворе практически представлены только хлоридами, с преобладанием хлорида натрия. Физико-химические свойства пластовой воды приведены в таблице 1.3.

 

Таблица 1.3-Физико-химические свойства пластовой воды.

 

показатели	Объекты
	ДIV	ДIII	ДII	ДI	Фамен	Турней	Боб-ий
Плостность, кг/м3	1190	1190	1190	1190	1180	1170	1170
Общая минерализация, г/л	275	285	285	285	265	253	253
Продолжение таблицы 1.3-Физико-химические свойства пластовой воды.
Вязкость, мПас	1,3	1,3	1,3	1,3	-	1,3	1,3
Газосодержание, м3/т	-	-	3,25	3,25	-	-	-
Содержание ионов, мг/л:
Cl	169	175	175	175	162	157	155.5
SO4	0.06	0.03	0.03	0.03	0.62	0.31	0.45
Продолжение таблицы 1.3-Физико-химические свойства пластовой воды.
HCO3	0.01	0.01	0.01	0.01	0.06	0.17	0.64
Ca	27.4	26.5	26.5	26.5	13.9	12.5	13.8
Mg	5	4.8	4.8	4.8	5	5.9	5.3
Na+K	72	77	77	77	83	80	78

 

2 Динамика и состояние разработки Туймазинского месторождения

 

Основные нефтяные месторождения республики  Башкортостан вступили в позднюю стадию разработки, характеризуются значительным ухудшением структуры запасов нефти: доля трудноизвлекаемых запасов достигла 80 % против начальной  37 % , высокая обводненность продукции - около 84 %. При применении традиционных технологий около 75 % остаточных запасов разрабатываемых месторождений, 80 % не введенных в эксплуатацию запасов в республике  не могут рентабельно разрабатываться.

Проблема эффективной дальнейшей разработки нефтяных месторождений может быть решена за счет повсеместного внедрения высокоэффективной комплексной технологии разработки трудноизвлекаемых  запасов, одним из важнейших элементов которой является широкое использование восстановление нерентабельных скважин зарезкой боковых стволов,наряду с перевооружением и реарганиза-цией служб бурения, капитального ремонта скважин , повышения нефтеотдачи ,стимуляции работы скважин.

Одним из важнейших мероприятий, повышающих эффективность зарезки боковых стволов, является  обоснованный подбор скважин с учетом направления бокового ствола, остаточных запасов нефти, извлекаемых скважиной, обеспечивающих необходимый объем добычи (исходя из окупаемости затрат). По расчетным данным они составляют 20000 т.

 

2.1 Анализ показателей разработки

 

Из всех продуктивных толщ Туймазинского месторождения в начальных балансовых запасах числится 678,7 млн.т, извлекаемых - 352,8 млн.т. Данные по запасам приведены в таблице 5.

 Как видно из таблицы, самым крупным по величине запасов является пласт ДI, запасы по которому составляют 68,3% от запасов месторождения

В продуктивном пласте ДII сконцентрировано около 18% начальных извлекаемых запасов, 10,7% запасов приурочено к терригенной толще нижнего карбона

Запасы нефти и газа девонских пластов Туймазинского месторождения были утверждены ГКЗ СССР отдельно по Александровской и Туймазинской площадям по состоянию на 1.01.54 года без выделения продуктивных пачек. При последнем пересчете на 1.10.74 года (комплексный проект доразработки) были выделены запасы верхней продуктивной пачки обоих пластов.

 

Таблица 5-Геологические и извлекаемые запасы нефти

 

Д IV

Д III

Д II

Д I

Фамен

Турней

Бобрик