Введение
Нефть и газ - это энергоносители, ценнейшее универсальное топливо, сырьё для многих отраслей промышленности, в том числе нефтеперерабатывающей, нефтехимической, химической. Нефть и газ влияют на развитие энергетики, металлургии, цементной промышленности. Продукты, получаемые из нефти и газа, используются практически повсеместно в промышленности, на транспорте, в сельском хозяйстве и быту.
Развитие нефтяной и газовой промышленности, на ряду с открытием и ускоренным освоением новых нефтяных и газовых месторождений, связанно с повышением эффективности производства за счёт совершенствования техники и технологии добычи нефти и газа, увеличения степени индустриализации и сокращения сроков строительства объектов, совершенствования методов и средств разработки нефтяных и газовых месторождений, увеличения степени извлечения из недр запасов нефти и газа. Процессы, связанные со сбором и подготовкой нефти и газа, занимают важное место в комплексе технологических процессов по его добыче.
В данной квалификационной работе рассматривается оптимизация технологических режимов работы скважин механизированного фонда в Региональном Инженерно – Техническом Управление (РИТУ) «Правдинский Регион» на примере Приразломного месторождения.
1. ОБЩАЯ ЧАСТЬ
1.1 Характеристика района работ
По административному делению Приразломное месторождение относится к Нефтеюганскому району Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Центр округа – г. Ханты-Мансийск – расположен в 90 км к западу от месторождения. От г. Нефтеюганска месторождение удалено к юго-западу на 130 км, от поселка городского типа Пойковский – на 75 км, от поселка Лемпино – на 25 км. Месторождение расположено в относительной близости от крупных месторождений – Приобского, Правдинского, в районе с хорошо развитой инфраструктурой.
Местность представляет собой слаборасчленённую равнину, абсолютные отметки рельефа которой меняются от +20 м (в пойменной части территории р. Обь) до +70 м на водораздельных участках. Отмечается общий наклон рельефа в Северном направлении к реке Обь. По территории месторождения протекает значительное количество рек. В северной части площадь ограничивается рекой Обь.
Отличительной особенностью почвенного покрова на рассматриваемой территории является широкое распространение болотных и полуболотных почв, приуроченных к обширным плоским заболоченным пространствам. Лесная растительность представлена хвойным и смешанным лесом. На сухих возвышенных участках местности произрастают сосновые и кедровые боры.
Климат района резко континентальный с продолжительной зимой и коротким тёплым летом. Характерные особенности местного климата:
- отрицательная среднегодовая температура воздуха (-1,7 °С);
- минимальная температура зимой (-56 °С);
- максимальная температура летом (+42 °С);
- неравномерное поступление солнечной радиации в течение года;
- большая продолжительность периода устойчивых морозов (150 сут);
- умеренное количество атмосферных осадков (450 - 500 мм);
- большая продолжительность периода со снежным покровом (180 - 190 сут);
- большая мощность снежного покрова (на водоразделах 0,5м, в поймах 1,5 м);
- относительно высокая влажность воздуха.
Коренное население района состоит в основном из хантов, манси и русских. Населенные пункты расположены в основном по берегам рек. Это посёлки Салым, Сулины и Лемпино.
Для нужд населения, проживающего в районе месторождения, используются воды континентальных отложений олигоценового и четвертичного возраста, которые являются единственным источником питьевого водоснабжения. Источником временного и хозяйственного водоснабжения для работающих буровых установок служат реки, ручьи и озера, а также подземные воды четвертичного водоносного горизонта.
Через месторождение проходит магистральная дорога Нефтеюганск - Ханты-Мансийск регионального значения, от которой ведется строительство дорог на кусты.
С 1973 года введена в действие железная дорога Тюмень-Сургут, которая проходит юго-восточнее участка. Ближайшие железнодорожные станции - Салым, Куть-Ях, Пыть-Ях. Последняя связана с месторождением дорогой с асфальтобетонным покрытием. К юго-востоку от месторождения проходит трасса нефтепровода Усть-Балык - Омск.
1.2 История освоения района
Приразломное месторождение открыто в 1982 г., когда в результате испытания горизонта БС4-5 из скважины 154 был получен фонтан нефти дебитом 4,8 м3/сут на 2 мм штуцере. Открытие продуктивных пластов Ачимовской толщи состоялось в 1986 г. В результате испытания пласта Ач3 в скважине 311р был получен приток нефти дебитом 4,9 м3/сут. В 1986 г. в результате бурения и испытания скважины 214р была подтверждена продуктивность пласта Ач3 и открыта новая залежь Ач2. В 1996 г. началась опытно-промышленная добыча из пласта Ач4. Разбуривание месторождения эксплуатационными скважинами начато в 1987 г. с центральной части основного объекта - горизонта БС4-5.
Первая Технологическая схема разработки Приразломного месторождения была составлена СибНИИНП в 1984 г. В 1985 г. был составлен проект пробной эксплуатации, в котором были выделены первоочередной участок разбуривания горизонта БС4-5 и северный участок пласта АС11.
Подсчет запасов нефти и газа Приразломного месторождения выполнен по состоянию на 01.01.1985 г. и утвержден ГКЗ СССР протоколом от 25.10.1985г. № 9830. На дату утверждения запасов месторождение находилось в стадии разведки. Запасы нефти утверждены по трем продуктивным пластам – БС4-5, АС111, АС112 (категории С1 и С2). За прошедший период открыты небольшие, литологически экранированные залежи нефти в пластах БС1 и ачимовской толще, так же приращивались запасы категории С1. В итоге на государственном балансе РФ числятся геологические запасы нефти в количествах: в целом по месторождению: категория В+С1 – 701139 тыс.т, С2 – 521927 тыс.т; по основному эксплуатационному объекту БС4-5: В+С1 – 575686 тыс.т, С2 – 36391 тыс.т; по пластам ачимовской толщи: С1 – 100413 тыс.т, С2 – 407121 тыс.т; по залежам пласта АС11: С1 –13016тыс.т, С2 – 22381 тыс.т; по пласту БС1: С1 – 12024 тыс.т, С2 – 56034 тыс.т. Извлекаемые запасы по категории В+С1 по основному пласту 229883 тыс.т, КИН – 0,399; по второстепенным объектам извлекаемые запасы приняты с низким КИН 0,150 – 0,250д.ед.
План разработки месторождения рассматривался также СИБНИИНП в 1990 г., с 1991 г. разработка месторождения осуществляется на основе Комплексной технологической схемы разработки Приразломного месторождения (руководитель А.Н. Янин, СибНИИНП), утвержденной ЦКР Миннефтепрома СССР (протоколы от 16.01.91 г. № 1397 и от 22.03.91 г. № 1412) со следующими основными положениями:
· проектные уровни добычи нефти - 3500 тыс.т (2001 г.), жидкости - 8200 тыс.т (2005 г.), закачки воды – 10900 тыс.т (2005 г.);
· основной эксплуатационный объект – горизонт БС4-5 (основная и северная залежи), второстепенные пласты АС111, АС112, ЮС0;
· создание опытных участков на площади горизонта БС4-5 ;
· применение по основному объекту блоковой трёхрядной системы с размещением скважин по треугольной сетке с расстоянием между рядами и скважинами в ряду 500 м, при плотности сетки скважин 20 га/скв.;
· проектный фонд всего 3736 скважин, в том числе для бурения 3484 скважины различных категорий.
К данному моменту эксплуатационный объект БС4-5 находится в промышленной разработке, проектная система разработки осуществлена, проектный фонд скважин разбурен на 35 %. Пласт Ач4 находится в опытно-промышленной разработке. Небольшие залежи пластов БС1 и АС11 являются возвратными объектами, не разрабатываются. Основным эксплуатационным объектом является горизонт БС4-5, добыча которого составляет 99,9 % всей добытой нефти месторождения. На объекте реализована преимущественно трёхрядная треугольная система разработки с расстоянием 500 м между скважинами в ряду и между рядами.
В условиях сложного геологического строения на эксплуатационном объекте БС4-5 создана эффективная система разработки, которая позволила достичь текущий КИН 0,132 (от вовлеченных запасов) при обводненности 42%.
2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
2.1 Геологическая характеристика месторождения
В геологическом строении Приразломного месторождения принимают участие породы доюрского фундамента и мезозойско-кайнозойские терригенные отложения платформенного чехла.
Доюрские образования толщиной 107 м вскрыты в скважине 184. Верхняя часть толщиной 40 м представлена туфоаргиллитами, нижняя - кварцевыми порфирами и порфиритами среднедевонского возраста.
Платформенный чехол представлен терригенными отложениями юрской, меловой, палеогеновой и четвертичной системами общей толщиной немногим более 3300 м.
Юрская система
Породы залегают с угловым несогласием на фундаменте. В составе юрских отложений выделяются осадки всех трех отделов: нижнего, среднего и верхнего. Континентальные осадки нижнего, среднего и низы верхнего отделов объединяются в тюменскую свиту.
В районе Приразломного месторождения в разрезе морских верхнеюрских отложений выделяются две свиты: нижняя - абалакская, верхняя - баженовская. Свиты представлены неравномерным чередованием песчаников, алевролитов, аргиллитов.
С отложениями баженовской свиты связаны промышленные притоки нефти (пласт Ю0) на Салымском, Правдинском, Приобском месторождениях. Толщина баженовской свиты на Приразломном месторождении 46 м.
Меловая система
Отложения меловой системы на рассматриваемой территории развиты повсеместно и представлены двумя отделами: нижним и верхним.
В составе нижнего отдела выделяются ахская, черкашинская, алымская, викуловская, ханты-мансийская свиты, а верхнего - уватская, кузнецовская, березовская и ганькинская свиты.
Рисунок 2.1 – Сводный геологический разрез нижнемеловых отложений
Приразломного месторождения
Ахская свита подразделяется на две подсвиты. Нижняя подсвита, в свою очередь, по литологическому составу делится на четыре части.
Выше залегает ачимовская толща, представленная неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, не выдержанных по мощности и простиранию. В ачимовских отложениях по Приразломному месторождению получены промышленные притоки нефти и выделены залежи. Толщина ачимовской толщи изменяется в широких пределах от 56 до 220 м.
В верхней части ахской свиты выделяется пачка аргиллитов темно-серых со слабым зеленоватым оттенком, алевритистых, известковистых с включениями фауны пелеципод. Нефтенасыщенными являются пласты БС1 и БС4-5. Общая толщина ахской свиты на Приразломном месторождении изменяется от 444 до 450 м
Черкашинская, Алымская, Викуловская, Ханты-мансийская, Уватская свиты сложены частым и неравномерным переслаиванием аргиллитов и песчанно-глинистых пород.
Кузнецовская, Березовская и Ганькинская свиты сложены преимущественно глинами с прослоями алевролитов и редко песчаников.
Палеогеновая система
В составе палеогеновой системы в изучаемом районе выделяются морские осадки талицкой, люлинворской и тавдинской свит и континентальные отложения атлымской, новомихайловской и туртасской свит.
Талицкая, Люлинворская, Тавдинская, Туртасская свиты сложены глинами иногда с прослойками алевритов.
Атлымская свита сложена песками серыми, мелко- и среднезернистыми, преимущественно кварцевыми, с включениями растительных остатков и древесины, с прослойками бурого угля и глин серых, зеленовато-серых и алевритистых.
Новомихайловская свита представлена неравномерным переслаиванием песков, глин и алевритов.
Четвертичная система
Отложения четвертичной системы представлены в нижней части неравномерным чередованием песков серых, разнозернистых с глинами зеленовато- и буровато-серыми, вязкими, песчанистыми, лессовидными суглинками и супесями.
В тектоническом строении Западной Сибири в вертикальном разрезе выделяют три основных структурных этажа: фундамент, промежуточный (рифтовый) ярус и платформенный чехол.
Фундамент (доюрское основание) Западно-Сибирской плиты (ЗСП) сформировался на месте рифейско-палеозойских складчатых сооружений и соответствует геосинклинальному этапу развития современной платформы. Фундамент имеет блоковое строение, обусловленное большим количеством дизъюнктивных нарушений различной амплитуды и простирания.
Платформенный чехол, сформировавшийся в мезозойско-кайнозойское время в условиях длительного прогибания Западно-Сибирской плиты, сложен юрско-палеогеновыми отложениями, которые имеют региональное распространение и несогласно, как единое тело, перекрывают складчатые структуры фундамента и “врезанные” в него рифты. Осадочный чехол на современном этапе исследований является объектом детального изучения, так как именно с ним связаны основные скопления нефти и газа.
2.2 Продуктивные пласты
Горизонт БС4-5 является основным объектом эксплуатации Приразломного месторождения. Формирование горизонта БС4-5 на Приразломном месторождении связано с заполнением некомпенсированной впадины раннего неокома. Заполнение впадины происходило путем наращивания более молодых клиноформенных тел в северо-западном направлении.
Верхняя часть горизонта откладывалась в условиях мелководного шельфа. Она представлена относительно монолитным песчаником, обладающим лучшими коллекторскими свойствами. Нижняя часть горизонта формировалась на склоне шельфа - как результат сноса с шельфовой части излишков песчаного материала (в керне ряда скважин отмечены следы оползания). Этим объясняется более высокая степень заглинизированности, расчлененности и невыдержанность песчаных прослоев нижней части продуктивного разреза, именуемых как пласт БС5 или БС6.
Формирование горизонта сопровождалось и постседиментационными тектоническими процессами. В результате сейсмических исследований Приразломного месторождения в 1998 г. на площади исследований, расположенной южнее основной разбуренной зоны, выявлено крупное региональное нарушение сбросового типа, ориентированное с юго-запада на северо-восток, образование которого сопровождалось созданием более мелких (оперяющих) малоамплитудных нарушений.
В структурном плане Приразломное месторождение представляет собой моноклинальный склон с понижением структуры в северо-западном направлении в среднем до 4 м на 1 км, что составляет менее 3 градусов.
Моноклинальный склон осложнен узким поднятием субширотного простирания в центральной части месторождения. Размер Алексинского поднятия по изогипсе 2460 м составляет 11×5 км. Максимальная высота его относительно этой изогипсы составляет 34 м.
Продуктивный разрез горизонта БС4-5 представлен согласно описанию керна неравномерным переслаиванием песчаников, алевролитов и глин. Песчаники мелкозернистые, алевритистые, средне- и крепкосцементированные, бурые за счет нефтенасыщения, редко серые, с карбонатно-глинистым и базальным карбонатным цементом. Текстура однородная или слоистая.
Глиныаргиллитоподобные, тонкоотмученные до алевритистых, с прослойками светлосерого алевролита и бурого за счет остаточного нефтенасыщения мелкозернистого песчаника. Слоистость линзовидная. Коллекторами горизонта БС4-5 являются мелкозернистые алевритистые песчаники или крупнозернистые песчаные алевролиты. Обломочный материал средне и плохо отсортирован. Форма обломков полуокатанная, полуугловая. Минеральный состав обломочной части коллекторов включает 35-45 % кварца, 30-45 % полевых шпатов, 15-20 % обломков пород, 1-3 % слюды. Цемент коллекторов карбонатно-глинистый, местами глинисто-карбонатный, пленочного и пленочно-порового типов.
Ачимовская толща на Приразломном месторождении разрабатывается небольшим эксплуатационным участком, находящимся под основной залежью горизонта БС4-5. По результатам сейсмических исследований последних лет ачимовская толща характеризуется наклонным залеганием в виде линзообразных тел выпукло-вогнутой, сигмовидной формы. Прослеживается клиноформное по отношению к баженовской свите залегание пластов пачки, с наклоном границ в западном направлении. Ачимовские песчано-алевритовые пласты являются возрастными аналогами шельфовых глинисто-алевритовых пород. Они представляют собой изолированные тела, поскольку склоны шельфа представлены преимущественно глинистыми отложениями, а поступление (аккумулирование) песчано-алевролитового материала происходило в основном по каналам за счет вдоль склоновых течений.
Пласты ачимовской толщи на месторождении разделяются региональным глиноразделом, разграничивающим западную и центральную клиноформы. Глиноразделом является сармановская пачка глин. Западная ачимовская толща, включающая пласты Ач1, Ач2, Ач3, расположена выше пачки сармановских глин. Пласты группы Ач4 находятся ниже сармановской глинистой толщи.
Пласт БС1 залегает в кровле подшельфового комплекса отложений. Он характеризуется незначительными суммарными толщинами эффективных коллекторов (от 1,0 до 7,8 м). Залежь имеет субмеридианальное простирание размером 41×3-12,5 км. Границей залежи является линия выклинивания коллекторов. Залежь недоразведанная. Средняя нефтенасыщенная толщина, принятая на балансе РФГФ, составляет 2,9 м (запасы по категории С1).
Пласты группы АС.Пласт АС11 приурочен к базальным слоям шельфовой части разреза неокома, которая располагается выше маркирующей пачки пимских глин. В пределах Приразломного месторождения пласт состоит из двух песчаных слоев, обозначенных как АС111 и АС112.
Залежь пласта АС111 вскрыта в районе скважины 191р. По ней получен промышленный приток нефти (дебит нефти Qн = 9,8 м3/сут при динамическом уровне Нд = 663 м). ВНК проводится по подошве нижнего нефтенасыщенного коллектора на абсолютной отметке –2370 м. Нефтенасыщенная толщина по скважине составляет 8,2 м. Залежи пласта АС112 вскрыты девятью скважинами. По пласту выделено две залежи нефти:
Залежь 1 в районе скважины 188 отнесена к запасам категории С2, вследствие получения притока нефти с водой, несмотря на нефтеносную по результатам ГИС характеристику пласта. ВНК залежи –2371 м. Залежь пластовая, сводовая, размеры 5,0×4,2 км, высота 7 м.
Залежь 2 в районе скважины 214, вскрытая также и скважиной 213, литологически экранированная. Залежь недоразведана. Средняя нефтенасыщенная толщина составляет 1 м (запасы по категории С1).
Песчаники и алевролиты пласта АС11 представлены светло-серыми, серыми с буроватым оттенком породами, в которых широко распространена горизонтальная слоистость, подчеркнутая полосками углисто-слюдистого материала. Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в пластах ачимовской толщи, БС4-5, БС1, АС111 и АС112. Основным объектом разработки является горизонт БС4-5. Кроме горизонта БС4-5 объектом разработки является небольшой участок пласта Ач4.
2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
Свойства пластовой нефти и растворенного газа Приразломного месторождения определены по нефтеносным пластам АС11, БС1, БС4-5и ачимовской пачки. Исследования глубинных и поверхностных проб нефти выполнялись в лабораториях ООО "ЮганскНИПИнефть" и СибНИИНП.
Как видно из таблицы 2.1, нефти пластов АС11, БС4-5 и ачимовской пачки находятся в условиях повышенных давлений (21,0, 25,4 и 28,0 МПа) и температур (92, 93, 97и 99 0С для нефтей пластов АС11, БС1, БС4-5 и ачимовской пачки). Нефти указанных горизонтов недонасыщены газом. Давление насыщения ниже пластового. По вязкости нефти классифицируются как маловязкие.
Значение мольного содержания метана в нефтях горизонта БС4-5 и ачимовской пачки 23,50 и 14,23 % соответственно. По плотности при однократном разгазировании нефти Приразломного месторождения классифицируются как средние (861,0 кг/м3 – для горизонта БС4-5, 855,5 – для ачимовской пачки).
Из основных физико-химических характеристик разгазированной нефти по поверхностным пробам, следует, что нефти Приразломного месторождения сернистые (содержание серы 0,9 % - для пластов АС11 и БС1, 0,86 % – для пласта БС4-5 и 1,08 % - для ачимовской пачки), парафинистые (2,70, 4,10, 3,15 и 2,36 %), малосмолистые (5,65, 8,30, 6,27 и 10,42 %), содержание асфальтенов – 2,32, 10,8, 2,31 и 1,10 % для пластов АС11, БС1, БС4-5 и ачимовской пачки соответственно. Объемный выход фракций при разгонке до 350 0С составляет 54,5, 54,9 и 47,0 % для пластов АС11, БС4-5 и ачимовской пачки соответственно. Шифр технологической классификации нефти для этих пластов по - IIТ2П2.
Вязкость вод горизонта БС4-5 и ачимовской пачки 0,43 и 0,30 мПа·с, плотность воды в пластовых условиях – 1003 и 997 кг/м3 соответственно.
В таблице 2.2 представлены результаты определения компонентного состава нефтяного газа и нефти пластов БС4-5 и ачимовской пачки при проведении однократного разгазирования пластовой нефти в стандартных условиях и дифференциального разгазирования. Значение мольного содержания метана в нефтях пласта БС4-5 и ачимовской пачки 23,50 и 14,23 % соответственно. Характерно преобладание бутана и пентана нормального строения над их изомерами, а также пропана – над этаном. По плотности при однократном разгазировании нефти Приразломного месторождения классифицируются как средние (861,0 кг/м3 – для пласта БС4-5, 855,5 – для ачимовской пачки).
Надо отметить, что по пластам БС4-5 Приразломного месторождения проведен большой объем исследований физических свойств нефти. Однако полученные значения давления насыщения Pнас, газонасыщенности Г, объемного коэффициента bн распределены в широком диапазоне и сильно варьируют. Это обусловлено техническими трудностями получения глубинных проб, которые могут приводить к отбору частично разгазированной нефти.
Таблица 2.1 - Свойства пластовой нефти и воды
| Наименование
| Количество исследованных
| Диапазон изменения
| Среднее значение
|
| |
| | СКВ.
| проб
|
| |
|
|
|
|
|
| | Ачимовская пачка
|
| | а) Нефть
|
| | Пластовое давление, МПа
|
|
| 27 - 29
|
|
| | Пластовая температура, 0С
|
|
| 90 -
|
|
| | Давление насыщения газом, МПа
|
|
| 1,5 – 8,7
| 6,7
|
| | Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т
|
|
| 6,5 – 50,7
| 47,5
|
| | Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
|
|
| 42,4 – 43,8
| 43,1
|
| | Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.
|
|
| 1,060 – 1,188
| 1,166
|
| | Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.
|
|
| 1,131 – 1,163
| 1,147
|
| | Плотность, кг/м3
|
|
| 770,0 – 827,0
|
|
| | Вязкость, мПа·с
| -
| -
| -
| 0,82
|
| | б) Пластовая вода
|
| | Общая минерализация, г/л
| -
| -
| -
| 12,5
|
| | Плотность в пластовых условиях, кг/м3
| -
| -
| -
|
|
| | Вязкость, мПа·с
| -
| -
| -
| 0,3
|
| | Горизонт БС4-5
|
| | а) Нефть
|
| | Пластовое давление, МПа
|
|
| 18,0 – 28,3
| 25,4
|
| | Пластовая температура, 0С
|
|
| 91 - 110
|
|
| | Давление насыщения газом,
МПа
|
|
| 1,3 – 17,8
|
|
| | Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т
|
|
| 18,4 – 127,8
| 76,6
|
| | Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
|
|
| 50,7 – 111,1
| 68,3
|
| | Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.
|
|
| 1,035 – 1,584
| 1,253
|
| | Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.
|
|
| 1,126 – 1,319
| 1,199
|
| | Плотность, кг/м3
|
|
| 707,0 – 853,0
| 766,2
|
|
| | Вязкость, мПа·с
|
|
| 0,72-2,
| 1,2
|
|
| | б) Пластовая вода
|
|
| | Общая минерализация, г/л
|
|
| 2204,6–56923,5
| 10,05
|
|
| | Плотность в пластовых условиях, кг/м3
|
|
| 998,0 –1053,0
|
|
|
| | Вязкость, мПа·с
|
|
| -
| 0,43
|
|
| | Пласт БС1 (по аналогии с Усть-Балыкским месторождением)
|
|
| | а) Нефть
|
|
| | Пластовое давление, МПа
| -
| -
| -
| н.д.
|
|
| | Пластовая температура, 0С
| -
| -
| -
|
|
|
| | Давление насыщения газом, МПа
| -
| -
| -
| 6,86
|
|
| | Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т
| -
| -
| -
| 35,64
|
|
| | Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
| -
| -
| -
|
|
|
| | Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.
| -
| -
| -
| н.д.
|
|
| | Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.
| -
| -
| -
| 1,192
|
|
| | Плотность, кг/м3
| -
| -
| -
| н.д.
|
|
| | Вязкость, мПа·с
| -
| -
|
| 1,34
|
|
| | Пласт АС11 (по аналогии с Салымским месторождением)
|
|
| | а) Нефть
|
|
| | Пластовое давление, МПа
| -
| -
| -
|
|
|
| | Пластовая температура, 0С
| -
| -
| -
|
|
|
| | Давление насыщения газом, МПа
| -
| -
| -
| 6,8
|
|
| | Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т
| -
| -
|
| 32,92
|
|
| | Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
| -
| -
| -
|
|
|
| | Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.
| -
| -
| -
| 1,144
|
|
| | Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.
| -
| -
| -
| 1,11
|
|
| | Плотность, кг/м3
| -
| -
| -
| н.д.
|
|
| | Вязкость, мПа·с
| -
| -
| -
| 1,32
|
|
| |
|
|
|
|
|
|
|
| Таблица 2.2 – Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %)
| Наименование
| При однократном разгази-ровании пластовой нефти в стандартных условиях
| При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях
| Пласто-вая
нефть
| | выделившийся газ
| нефть
| выделившийся газ
| нефть
| | Пласт БС4-5
| | Сероводород
| Отсутствует
| | Углекислый газ
| 1,99
| 0,03
| 2,29
| 0,02
| 0,8
| | Азот
| 0,89
| 0,00
| 0,97
| 0,00
| 0,35
| | Метан
| 56,85
| 0,23
| 62,82
| 0,05
| 23,50
| | Этан
| 11,78
| 0,35
| 12,98
| 0,52
| 5,10
| | Пропан
| 15,19
| 1,79
| 13,38
| 3,64
| 7,27
| | Изобутан
| 2,36
| 0,76
| 1,58
| 1,32
| 1,39
| | н-Бутан
| 5,87
| 2,85
| 3,60
| 4,44
| 4,08
| | Изопентан
| 1,35
| 1,58
| 0,63
| 1,99
| 1,43
| | н-Пентан
| 1,99
|
,36
|
| 3,99
| 2,78
| | С6+высшие
| 1,71
| 89,05
| 0,59
| 84,03
| 53,28
| | Молярная масса
| 29,2
|
| 25,8
|
|
| | Плотность, кг/м3
| 1,214
| 861,0
| 1,072
| 854,0
| 766,2
| | Ачимовская пачка
| | Сероводород
| отсутствует
| | Углекислый газ
| 1,34
| 0,00
| 1,55
| 0,00
| 0,37
| | Азот
| 0,42
| 0,00
| 0,93
| 0,00
|
| | Мет
н
| 48,18
| 0,09
| 53,24
| 0,05
| 14,23
| | Этан
| 16,59
| 0,28
| 18,01
| 0,60
| 4,97
| | Пропан
| 19,11
| 1,75
| 16,58
| 3,21
| 6,73
| | Изобутан
| 2,37
| 0,51
| 1,58
| 0,88
| 1,04
| | н-Бутан
| 7,55
| 3,27
| 5,28
| 4,20
| 4,49
| | Изопентан
| 1,38
| 1,19
| 0,69
| 1,49
| 1,23
| | н-Пентан
| 1,83
| 2,93
| 1,18
| 3,23
| 2,61
| | С6+высшие
| 1,23
| 89,98
| 0,96
| 86,34
| 64,09
| | Молярная масса
| 30,95
|
| 28,39
|
|
| | Плотность, кг/м3
| 1,287
| 855,5
| 1,180
| 852,0
| 780,0
| |
