n="justify"> 2 стелить водою. Нефтенасищенная товщина поклади змінюється від 1 до 8,6 м., в середньому - 3,9 м.
Дуже низькі показники колекторських властивостей поклади: коефіцієнт пористості -1,6, коефіцієнт проникності -9,8 мкм 2 .
Частина запасів віднесена до забалансових (71%). Нефтенасищенность пласта ЮС 2 доведена результатами випробувань. Випробування дали непромислові притоки нафти. Свердловини, випробувані на пласт ЮС 2 практично "сухі". Дебіт нафти більше 5 М 3 /добу.
2.2 Властивості пластових рідин і газів
Пластові нафти знаходяться в умовах підвищених пластових тисків і температури (27 Мпа і 75 В° С). Нафти недонасищени газом, тиск насичення набагато нижче пластового. Газосодержание для даного типу покладів дуже низька.
Властивості нафт в межах поклади БС 10 змінюються незначно: газосодержание в діапазоні 42-56 м < span align = "justify"> 3 /т., тиск насичення 8-11 Мпа, щільність пластової нафти 818-839 кг/м 3 , в'язкість 2-5 Мпа * с. Нафта в пласті і на поверхні важка.
Молярна частка метану в пластових нефтях коливається від 19 до 275. Характерна перевага нормальних Бутану і пентану над ізомерами. p align="justify"> разгазірованной нафти пласта БС 10 парафінисті, шаруваті, в'язкі. Нафта пласта БС 10 сірчиста, середньої щільності, з виходом фракцій до 350 В° С від 45% до 54,9%. Технологічний шифр нафти - IIT 2 П 2 .
Властивості пластової нафти Південно-Сургутського родовища представлені в таблиці 2.2
Таблиця 2.2.
НаіменованіеГорізонт БС 10 Горизонт ЮС 1 Горизонт ЮС 2 Середній значеніеСреднее значеніеСреднее значеніеДавленіе насичення газом, МПа9.5810.79.46Газосодержаніе при одноразовому разгазірованіі51 .1281.9369.09 Об'ємний коефіцієнт при одноразовому розгазування, частки ед.1.1361.2191.175Суммарное газосодержание, м 3 /т46.046861Об'емний коефіцієнт при диференціальному розгазування в робочих умовах, частки ед.1.1141.1741.151Плотность, кг/м 3 822.14769.4790.1Вязкость, мПа? с3 .190.722.06 Температура насичення парафіном, про С30.329.928.5 3 . Технологічна частина
3.1 Основні проектні рішення з розробки родовища
Південно-Сургутское родовище розробляється з 1976 року. Проект розробки складений Главтюменьнефтегазом в 1974 році. На родовищі розробляється 3 об'єкти: пласти 1БС10, 2БС10, ЮС 1 . Видобувні запаси становлять 215 млн. тонн нафти.
Перша стадія розробки Південно-Сургутського родовища тривала до 1986 року. На цій стадії темп вилучення постійно збільшувався і до кінця стадії склав 5,7%. На цій стадії відбувається інтенсивне разбуреваніе родовища. Фонд видобувних свердловин збільшився з 14 в 1976 до 1187 в 1986 році. На цій стадії починають застосовувати систему підтримки пластового тиску, в 1978 році фонд нагнітальних свердловин становив 13, то в 1986 році в експлуатації була 391 нагнітальна свердловина. Середньодобовий дебіт однієї свердловини збільшується з 32 тонн/добу до 78,9 тонн/добу в 1979 році, але потім став сніжатся і до кінця першої стадії становив 28,8 тонн/добу. Обводненість збільшується з 0% до 52% до 1986 року. Перша стадія тривала 10 років і за цей час було видобуто 27,47 млн. тонн нафти, що склало 35,5% видобутих запасів. Максимальний видобуток нафти була досягнута в 1985 році і склала 11,75 млн.тонн нафти. p align="justify"> Друга стадія тривала до 1989 року. На цій стадії фонд видобувних свердловин постійно збільшується, за рахунок бурін...
