классификация и типизация условий эксплуатации скважин в ОАО «Татнефть». Классификация скважин и типизация условий эксплуатации скважин по промысловым данным.

Осн-ые нефтесодерж-ие компл-сы в недрах РТ:

1)      Терр. Отл-ия верхнего и среднего девона (нефть маловязкая, парафинистая нефть),

2)      Терр. и карб. Отл-ия нижнего карбона (нефть сернистая),

3)      карбонатно-терригенные отл-ия среднего карбона (нефть высоковязкая, высокосернистая).

Клас-ия по обвод-ти в усл-х ОАО «Т»: 0-40%-малообводн; 40-80%-средне; 80-100-высоко. К высоковязким Н. относ-ся Н. вяз-ть кот-х в пласт-х усл-х превыш-т 30мПа*с. ВВН дел-ся на 3 гр-пы:30-100; 100-500; свыше 500. По высоте под-ма жид-ти (по гл-не спуска насоса) с/ы дел-ся на след-ие гр-пы: малой гл-ны-прием насоса на гл-не до 450м; средней гл-ны-450-1350м; глубокие-более 1350м. В ОАО «Т» д/корбона гл-на спуска 900м, д/девона 1200м. При дебите менее 5т/сут с/а относ-ся к малодеб-ой, среднедеб-ая д/девона 5-35т/сут, д/ниж.карбона 5-40т/сут, д/сред.карбона 5-57т/сут. По сод-ию серы Н.относ-ся к малосерн-м-менее 0,5%, сернистым-0,5-2%, высоко-болнн 2%. По сод-ию пар-на: малопар-ые- менее 1,5%; параф-ые-1,5-6%, высоко-более 6%.