Размещено на http://www.allbest.ru/

Дипломная работа на тему: «Анализ текущего состояния разработки месторождения Восточный Жетыбай»

СОДЕРЖАНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

1.2 Физико-географические условия расположения месторождения Жетыбай

1.3 Стратиграфия

1.4 Тектоника

1.5 Нефтегазоносность и строение продуктивных залежей

1.6 Уточнение физико-химических свойств и состава пластовых жидкостей и газа

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

2.1 Анализ текущего состояния разработки месторождения

2.1.1 Характеристика показателей способов эксплуатации скважин

2.1.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

2.2 Особенности проведения капитального ремонта скважин

2.2.1 Технология подземного ремонта скважин

2.2.2 Технология капитального ремонта скважин

2.2.3 Анализ состояния качества работ при проведении КРС и ПРС в НГДУ«Жетыбаймунайгаз»

2.2.4 Работы при КРС по интенсификации добычи нефти

2.3 Гидравлический расчет промывки скважины для удаления песчаной пробки

2.4 Ликвидация песчаных пробок

2.4.1 Прямая промывка водой

2.4.2 Обратная промывка водой

3. ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

3.1 Структура нефтяных предприятий

3.2 Организационная характеристика НГДУ «Жетыбаймунайгаз» и организация основного и вспомогательного производства

3.3 Особенности организации труда и заработной платы в НГДУ «Жетыбаймунайгаз»

3.4 Технико-экономические показатели месторождения

4. БЕЗОПАСНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ПРОЕКТА

4.2 Мероприятия по обеспечению безопасности труда

4.3 Мероприятия по уменьшению выбросов загрязняющих веществ

4.4 Охрана атмосферного воздуха

4.5 Охрана водных ресурсов

4.6 Промышленные отходы по НГДУ «Жетыбаймунайгаз»

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

Перечень условных обозначений

НГДУ - нефтегазодобывающее управление

ППД - поддержание пластового давления

НКТ - насосно-компрессорные трубы

ВНК - водонефтяной контакт

ППН - пункт подготовки нефти

ШСНУ - штанговая скважинная насосная установка

ПАВ - поверхностно-активные вещества

ПЗС - призабойная зона скважин

УЭЦН -установка электроцентробежных насосов

АСПО - асфальтосмолисто-парафиновые отложения

КИН - коэффициент извлечения нефти

месторождение ремонт скважина

ВВЕДЕНИЕ

Производство жидких углеводородов в Казахстане за последние несколько лет непрерывно растет, что выводит страну на ведущее место в мире по добыче не только газа, но и нефти. В связи с этим проблемы повышения нефтеотдачи залежей, исследование инновационных методов и технологий стимулирования пласта становятся важными составляющими системы оптимального управления нефтеизвлечением, определяющими перспективу обеспечения энергетической безопасности страны.

На месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, к которым относится и месторождение Жетыбай, повысить эффективность добычи нефти можно за счет применения рациональных систем разработки месторождений, широкого внедрения совершенных методов увеличения нефтеотдачи пластов, контроля и регулирования процесса разработки.

Одной из наиболее востребованных услуг в нефтедобывающей и газодобывающей промышленности является капитальный ремонт скважин.

Актуальность исследуемой в дипломном проекте проблемы определяется, в первую очередь соблюдением технологии капитального ремонта скважин, которая позволяет проводить комплекс подземных работ по восстановлению рабочего состояния скважин с использованием технических элементов бурения. Также КРС включает в себя работы по исследованию скважин, перевод скважин в другую категорию, ввод в эксплуатацию и ремонт нагнетательных скважин, консервацию, ликвидацию и другие работы, например, освоение, подготовка и промывка скважин.

Научная новизна и практическая значимость - успешная доразработка действующих объектов возможна на основе разработки высокоэффектинвых, научнообоснованных и экономически оправданных инновационных технологий повышения нефтеотдачи пластов (ПНП) и интенсификации добычи нефти.

Оценка современного состояния решаемой научной проблемы - Эксплуатация нефтяных месторождений с коллекторами из рыхлых несцементированных пород, особенно песчаников, при-водит к вымыванию пластовой жидкостью из породы частиц песка, глин и образованию в стволе скважины песчаной пробки. При перекрытии фильтра скважины пробкой приток жидкости уменьшается и может вообще прекратиться. В связи с этим и возникает необходимость удаления из скважины песчаных про-бок.

Целью дипломного проекта является рассмотрение особенностей проведения капитального ремонта скважин при разработке месторождения Жетыбай.

1. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1.1 Общие сведения о месторождении

Месторождение Жетыбай расположено в западной части полуострова Мангышлак и по административному подчинению входит в состав Каракиякского района Мангистауской области Республики Казахстан.

Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются поселок Жетыбай -1 км и районный центр Курык - 60 км.

В орографическом отношении район представляет собой обширное слабовсхолмленное плато, полого погружающееся в юго-западном направлении. Отметки рельефа изменяются от 145 м до 170 м. Климат района резко континентальный. Абсолютный максимум температуры воздуха плюс 47°C, абсолютный минимум минус 35°С. Среднегодовая температура воздуха плюс 10°С. Район характеризуется сильными ветрами и пыльными бурями. Преобладают ветры северо-восточного направления. Глубина промерзания грунта не более одного метра.

Крупное многопластовое, нефтегазовое месторождение Жетыбай было открыто в 1961 г. В промышленную эксплуатацию месторождение вступило в 1969 г. В районе месторождения проходит железная дорога Актау-Жетыбай-Узень, автодорога Актау-Жетыбай-Узень протяженностью 150 км.

Эксплуатационное бурение на месторождении Жетыбай было начато после составления в 1969 г. технологической схемы разработки наиболее глубокозалегающих залежей XI, XII и XIII горизонтов.

На месторождении Жетыбай бурением вскрыты мезокайнозойские отложения толщиной около 3000 м, от неогеновых до триасовых. Установлена нефтегазоносность в отложениях ааленского, байосского, батского, келловейского ярусов среднеюрского и верхнеюрского отделов.

1.2 Физико-географические условия расположения месторождения Жетыбай

Жетыбайская структура расположена в Жетыбай-Узеньской тектонической ступени, приуроченной к северному борту Южно-Мангышлакской системы прогибов. Структура Жетыбай относится к типу брахиантиклинальных, размеры ее по 0-изогипсе составляют около 22 км по длинной оси и немногим более 6 км по короткой.

Строение складки ассиметричное: южное крыло несколько круче северного. Если в пределах последнего углы падения туронских пород не превышает 3-4^о, то на южном они достигают 5^о30'. С глубиной кроме увеличения углов падения отсутствуют значительные изменения структурного плана поднятия.

Основными видами осложнений при бурении скважин в районе речки Аксай являются водо и газопроявления.

Впервые водопроявление из меловых отложений в районе речки Аксай отмечено в 1972 году в скважине 1777 при забое 195 м (II водоносный горизонт, сеноман). В последующие годы также неоднократно отмечались газоводопроявления и водопроявления из меловых отложений (скв. 7268, 7300, 1673, 289, 5108, 5224, 7275, 5651, 1737 8373, 9299, 2285, 8900, 4878, 5209, 5648) на данном участке в пределах 5а-6а блоков. Газоводопроявления могут привести к возгоранию буровой установки, т.е. приносят значительные материальные убытки, создают опасность для работающего персонала, наносят экологический ущерб за счет выхода углеводородного газ в атмосферу и воды на поверхность. [5]

Основной причиной газоводопроявлений из меловых отложений в районе речки Аксай, является образование техногенной газовой залежи за счет перетоков через негерметичные газлифтные скважины и практически горизонтальное залегание пластов в пределах контура.

Стратиграфия

На месторождении Восточный Жетыбай глубокими скважинами вскрыты мезо-кайнозойские отложения толщиной около 2800м. Во вскрытом разрезе выделены породы триасовой, юрской, меловой, палеогеновой и неогеновой систем.

Наибольшая вскрытая мощность триасовых отложений составляет 103м. Разрез представлен крепкими известняками с многочисленными прожилками кальцита, мелкозернистыми песчаниками, алевролитами и аргиллитами темно-серого цвета. В разрезе верхнего триаса отсутствуют верхняя песчанно-глинистая пачка.

Юрские отложения представлены всеми тремя отделами. Нижняя часть разреза является преимущественно песчанистой. Выше по разрезу отмечается переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитоподобных глин. Глины плотные, темно-серые и черные алевролитистые. Толщина -74-86м.

Средний отдел представлен ааленским, байосским и батским ярусами. Ааленский ярус представлен песчаниками с подчиненными прослоями глин и алевролитов. Песчаники серые, преимущественно среднезернистые, состоят из обломков кварца, кремнисто-слюдистых и кремнистых сланцев и полевых шпатов, крепкоцементированные и некарбонатные. Толщина яруса изменяються 252-263м. Байосский ярус представлен толщей переслаивания песчано-алевролитовых и глинистых пород. Толщина яруса составляет 446-480м.

В разрезе верхнеюрских отложений выделяются келловейский, оксфордский, киммериджейский и предположительно титонский ярусы. В нижней части келловейского яруса наблюдается глины с маломощными прослоями песчано-алевролитовых разностей. В средней части переслаивания глин и песчаников мелкозернистых карбонатных, имеющих примерно равное соотношение. Вверх по разрезу возрастает карбонатность глин. Толщина яруса 94-125м. Оксфордский ярус представлен глинисто-мергелистыми породами с редкими тонкими прослоями карбонатных песчаников, в верхней части разреза - известняки, местами доломитизированные. Толщина в среднем 214м. В верхней части разреза киммериджского и титонского ярусов наблюдается чередование известняково-мергельных и песчано-алевритовых пород значительной плотности. Толщина яруса 67-99м.

Нижнемеловые отложения в Восточном Жетыбае подразделяются на неокомский надъярус, аптский и альбский ярусы. Нижняя часть неокомского надъяруса (валанжинский ярус) представлена кварцевыми песчаниками мелко-среднезернистыми с прослоями доломитизированных известняков и доломитов. Толщина надъяруса 118-145 м. в основании аптского яруса залегает пласт плотного грубозернистого фосфоритового песчаника мощностью 3-5м. Выше разрез представлен толщей темно-серых глин с редкими прослоями песчаников. Толщина аптского яруса колеблется в пределах 82-114м. Альбский ярус представляет собой мощную толщу переслаивания песчаников, алевролитов и глин. Глины преобладают в нижней части разреза, выше пески и песчаники с редкими прослоями мергелей и мергелистых глин. Толщина 537-561м.

В литологическом отношении верхнемеловые отложения разделяются на две части: нижнюю-терригенную и верхнюю-карбонатную. Сеноманский ярус представлен чередованием песчаников, песков, плотных алевролитов и глин. Песчаники мелкозернистые, кварц-полевошпатовые, светло-серые. Толщина яруса 123-147м. Сенон-туронский надъярус представлен однообразной мело-мергелой толщей. В основании разрез этого надъяруса представлен небольшим по мощности карбонатным песчаником. Над ним залегают известняки глинисто-алевритовые. Толщина отложений 100-131м. датский ярус представлен пачкой известняков серых, плотных при толщине 18-23м.

Палеогеновые отложения по литологии и каротажу подразделяются на две части: палеоцен-эоценовую и олигоценвую. Палеоцен-эоцен представлен чередующимися в разрезе мергелями, известняками и глинами с подчиненными прослоями песчаников и алевролитов. Общая мощность их 98-115м. Олигоцен сложен глинами с маломощными прослоями алевролитов. Мощность отложений в пределах 80-96м.[6]

Неогеновые отложения (миоцен) залегают на размытой поверхности олигоценовых отложений. Разрез сложен пачкой переслаивающихся песчаников, алевролитов, глин, мергелей, известняков при толщине 10-12м. Нижняя часть сарматского яруса эоцена сложена глинисто-мергелистыми породами, верхняя часть - известняками-ракушечниками. Толщина которых -71-91м. Антропогеновая система включает делювиально-пролювиальные образования - суглинки, пески и глины - мощностью до 5м.

1.4 Тектоника

Месторождение Жетыбай расположено в пределах Южно-Мангышлакского прогиба, характерной особенностью которого является разобщение его зонами поперечных поднятий на несколько глубоких впадин. На северном борту прогиба расположена Жетыбай-Узеньская и Кокулебайская тектонические ступени, южной границей которых является глубинный разлом, фиксируемый фазой по III отражающему горизонту. На Жетыбай-Узеньской тектонической ступени все выявленные структуры являются асимметричными брахиантиклинальными складками с пологими северными и крутыми южными крыльями зауженными западными и более широкими восточными переклиналями. На всех изученных структурах отмечается ундуляция осей. Все структуры являются унаследованными, так как фиксируется почти полное совпадение их структурных планов по отдельным горизонтам.

В тектоническом отношении месторождение Жетыбай представляет собой крупную пологую асимметричную брахиантиклинальную структуру, вытянутую в субширотном направлении. В пределах продуктивной толщи с глубиной увеличиваются углы падения пород. В западной и восточной частях структуры вследствие ундуляция длинной оси выделяются соответственно 1-3 и 2-4 небольших куполка. Детальное изучение строения продуктивных отложений Жетыбайского месторождения, особенностей распределения газа, нефти и воды по площади и разрезу позволяют предположить, что в пределах Жетыбайского поднятия, видимо имеется ряд тектонических нарушений, как продольного так и поперечного направлений. Предполагаемое тектоническое нарушение широкого простирания было выявлено в процессе изучения причины изменения положения отметок ВНК в районе западной переклинали поднятия. Как следует из геологического профиля на фоне общего подъема сводовой части Жетыбайского поднятия, особенно по верхним горизонтам довольно четко выделяются две поперечные флексуры. Которые как бы делят площадь месторождения на три участка: восточный, основной по размерам, западный и разделяющий их сравнительно узкий, средний. Ниже по разделу, в XI-XIII горизонтах эти флексуры видимо переходят в разрывные тектонические нарушения. По данным промысловой геофизики, анализ характера насыщения песчаных пластов и прослоев песчано-глинистых пачек XI горизонта позволил выявить следующую закономерность: песчаные пласты даже при относительно хорошей коррелируемости на различных участках площади месторождения можно включать залежи нефти самостоятельными ВНК , то есть иногда эти песчаники насыщены водой на более высоких гипсометрических отметках, по сравнению с нефтеносными

Таким образом, изучение геолого-промыслового материала по Жетыбайскому месторождению указывает на возможность наличия трех малоаплитудных тектонических нарушений - одного продольного и двух поперечных. Описанные нарушения являются пока только предполагаемыми. Для их более обоснованного подтверждения необходимы дополнительные данные, которые могут быть получены при дальнейшем разбуривании залежей и особенно при проведении гидропрослушивания между скважин расположенными в соседних блоках. По подошве сеноманского яруса структура оконтуривается изогипсой - 400м и имеет размеры 2,8 х 1,4км с амплитудой не более 10м. По подошве неокома размеры поднятия по замкнутой изогипсе - 1190м составляет 4,2 х 1,6 км, при амплитуде порядка 25м. Углы падения крыльев пологие и не превышают 1⁰ .

1.5 Нефтегазоносность и строение продуктивных залежей

Нефтегазоносность месторождения установлена в 1967г. Юрская продуктивная толща, выделяемая на месторождениях Южного Мангышлака, на Восточном Жетыбае имеет мощность около 1000 м и включает в себя отложения от келловейских до нижнеюрских. В литологическом отношении она выражена, главным образом, чередованием песчаников, алевролитов и глин. Нефтегазоносность установлена в Ю-VIII - Ю-XI горизонтах. Пласты Ю-I - Ю- VII горизонтов характеризуется как водонасыщенные.

Ю-VIII горизонт. Горизонт представлен единой мощной песчаной пачкой с глинистыми прослоями. Ю-VIII горизонт отделен от вышележащего глинистым разделом, толщина которого изменяется от 3,4 до 12 м. Характеристика толщин по горизонтам приведена в таблице 1. В пределах VIII горизонта выделяется 12 пластов-коллекторов, которые образуют единый гидродинамический резервуар. ВНК по залежи принимается на отметке -1952м. площадь нефтеносности равна 7875,9 тыс.м², высота залежи 31 м. По типу природного резервуара залежь является массивной.

В пределах Ю-IХ горизонта выделяются 11 пластов-коллекторов. Газонефтяной контакт принимается на отметке -2019 м. ВНК по залежи принимается на отметке -2031 м. По типу природного резервуара залежь является пластовой сводовой, с элементами литологического экранирования на южном крыле структуры.

Исходя из принятых положений ГНК и ВНК высоты газовой и нефтяной частей соответственно составляет 9 и 12 м. Площадь газоносности равна 1630,7 тыс.м², а площадь нефтеносности -2573,6 тыс.м².

Ю-Х горизонт. Горизонт отделен от вышележащего глинистым разделом от 2,5 до 7,5 м. В пределах горизонта выделяется 12 пластов-коллекторов.

В Ю-Х горизонте установлены две нефтегазовые («А» и «Б») и одна нефтяная («В») залежи. ГНК по залежи «А» принять на отметке -2079м. ВНК отбить на отметке -2089м. Площади газоносности и нефтеносности равны соответственно 1296,3 тыс.м² и 2455,3 тыс.м². Высота газовой и нефтяной части соответственно составляют 9 и 10м. По типу природного резервуара залежь является пластовой сводовой. ГНК по залежи «Б» принять на отметке 2128 м, ВНК-2145,0 м. По нефтяной залежи «В» ВНК принимается в пределах отметок -2164-2170 м. По типу природного резервуара залежь является пластовой сводовой. Площадь нефтеносности равна 7376,2 тыс.м², высота залежи 35м.

Горизонт Ю-ХI от вышележащего горизонта отделяется глинистым разделом толщиной от 2,5 до 10 м. В пределах горизонта выделяются две залежи. ВНК для залежей «А» и «Б» принимается осредненное равным -2195 м, площади нефтеносности залежей равны соответственно 5343,2 тыс.м² и 6486,3 тыс.м². По типу природного резервуара залежи являются пластовыми сводовыми. Высота залежи «А» равна 38м, «Б» - 35м. [6]

Рассматриваемые отложения представлены терригенными породами, в основном, песчаниками и алевролитами. Коллекторами Ю- VIII-Ю-Х горизонтов являются полимиктовые, преимущественно мелкозернистые песчаники. В Ю-ХI горизонте присутствуют также крупнозернистые песчаники по вещественному составу обломочного материала. Коллекторские свойства пластов, показатели их неоднородности и другие геолого-физические параметры продуктивных горизонтов приведены в таблице 1.

Физико-химические свойства пластовой нефти и газа приведены в таблице 2. Пластовая нефть VIII горизонта отличается низким содержанием и повышенным значениями плотности и вязкости. Нефть ХI горизонта отличается более высоким пластовым газосодержанием, более низкой плотностью и вязкостью, также недонасыщена газом.

Таблица 1

Геолого-физические параметры продуктивных горизонтов

Нефть является высокосмолистой и высокопарафинистой. Особенно это относится к залежи VIII горизонта. Нефть этого горизонта содержит до 33% асфальто-смолистых веществ, до 19,5% парафина, что обусловило высокие значения плотности и вязкости, низкий выход светлых фракции. Нефть IХ-ХI горизонтов, оставаясь достаточно тяжелей, существенно отличается от нефти VIII горизонта с меньшими значениями плотности, вязкости, содержания асфальто-смолистых веществ, повышенным выходом светлых фракций.

Состав нефтяного газа, полученный по пробам однократного разгазирования нефти и отобранный после первой ступени сепарации, содержит до 80% метана, 17-22% его гомологов и является типичным нефтяным газом, характерным для месторождении Южного части полуострова Мангистау.

Таблица 2

Физико-химические свойства пластовой нефти и газа

1.6 Уточнение физико-химических свойств и состава пластовых жидкостей и газа

Контроль над физико-химическими свойствами нефти в пластовых и поверхностных условиях месторождения Жетыбай выполнялся КазНИПИнефть, начиная с периода разведки до 2010г. Динамика изменения физико-химических свойств дегазированной нефти до 2011 г представлена в таблице 6. В 2011 г были обобщены все материалы по исследованию свойств пластовой нефти, по результатам изучения кондиционных глубинных проб более чем в 60 скважинах. За период с 2000 по 2010 г имеется информация о составе, свойствах нефти и газа по результатам исследования глубинных проб нефти из скважин 27 (Ю-Х) и 31 (Ю-VIII), выполненного ЗАО «НИПИнефтегаз» в 2010г.

Свойства пластовой нефти. Начальная оценка параметров пластовой нефти по горизонтам и зависимость между параметрами и условиями залегания были получены по результатам исследований большого количества проб, отобранных на стадии разведки и опытно промышленной эксплуатации месторождения. Особенность геологического строения месторождения отразилась на свойствах нефти. По всем горизонтам нефть была близка к насыщению газом. Пластовое давление над давлением насыщения было невелико, а на своде залежей давление насыщения, как правило, было равно пластовому. Известно, что в процессе разработки нефтяных месторождений в результате изменения пластового давления, пластовой температуры и внедрения в залежи вытесняющих агентов, отличающихся от пластовых по физико-химическим свойствам, нарушается термодинамическое равновесие пластовой системы. Эти изменения отражаются на свойствах добываемой нефти и газа - изменяется газонасыщенность нефти, вязкостно-плотностная характеристика, состав нефти и добываемого нефтяного газа.

В таблице 5 представлена сравнительная с первоначальной характеристика свойств пластовой нефти по основным разрабатываемым горизонтам месторождения по состоянию на 6.10.2011 г, свидетельствующая о существенном снижении давления насыщения нефти газом и газосодержания, увеличение плотности и вязкости.

При проведении дополнительных исследований для получения новых данных в 2011 году специалистами ЗАО «НИПИнефтегаз» были проанализированы глубинные пробы нефти из скважин 27 (Ю-Х) и 31 (Ю-VIII). Средние параметры пластовой и дегазированной нефти получены обобщением всего накопленного материала исследований нефти и газа представлены в таблице 3.

Свойства дегазированных нефтей. Ограниченность в возможности отбора представительных пластовых проб на современном этапе разработки месторождения компенсировалось отбором устьевых проб, характеристика которых косвенно отражает свойства жидкостей в пластовых условиях. Причинами осложняющим отбор качественных проб может быть: в первом случае - прогрессирующее обводнение продукции нефтяных скважин, в то время как для отбора глубинных проб обводненность не должна превышать 20 %; во втором - интенсивное отложение асфальто-смолистых веществ, затрудняющие проход пробоотборников. Поэтому для отбора кондиционных проб нефти требуются дополнительные усилия по подготовке скважин, что и обусловило причину отсутствия глубинных исследований. В этой связи исследование отобранных на устье скважин дегазированных проб нефтей приобретает еще большую значимость, так как является на сегодня единственным источником информации о свойствах нефтей. [7]

За последние годы были исследованы пробы, отобранные с разных горизонтов. Сопоставление их с начальной характеристикой нефти свидетельствует о происшедших изменениях в основных свойствах дегазированных нефти таблица 6. В первую очередь это касается вязкостно-плотностной характеристики и содержания асфальто-смолистых веществ.

Компонентный состав нефтяного газа. Контроль над составом нефтяного газа проводился по пробам газа, отобранным на групповых сепарационных установках и по пробам однократного разгазирования нефти.

Газ, отбираемый на групповых сепарационных установках, представляет собой газ 1 ступени сепарации нефти и его состав характеризует товарные качества подаваемой на переработку газа таблица 7. Так среднее по ГУ содержание этана увеличилось с 5 % в 2010 году до 11,6 % в 2011 году, содержание С₃+в в 2010году- 87г/см³ до 315 г/см³ в 2011 году. Они свидетельствуют об утяжелении газа по основным разрабатываемым горизонтам, что является вполне логичным, так как при частичном разгазировании пластовой нефти, и при контакте нефти с водой в процессе разработки теряются наиболее легкие компоненты газа, преимущественно метан.

Газ однократного и дифференциального разгазирования исследованным по скважинам 27 и 31, отобранным в 2011 году приведены в таблицах 7 и 8.

Таким образом, за анализируемый период контроль над свойствами нефти и газа практически не проводился. В 2011 г был проведен анализ по глубинным пробам нефти отобранных лишь по двум скважинам, что недостаточно для оценки изменения физико-химических свойств нефти. Основными факторами усложнивших отбор глубинных проб явилось обводнение скважин и отложения АСПО в стволе скважины затрудняющие проход пробоотборников.

Таблица 3

Начальные и текущие параметры пластовой нефти

Таблица 4