- •Кафедра: «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
- •Задание по сбору информации для курсового проекта по дисциплине «разработка нефтяных месторождений»
- •1. Геологическая часть.
- •1.1. Общие сведения о месторождении.
- •1.2. Орогидрография.
- •1.3.Стратиграфия
- •Девонская система
- •Средний отдел Живетский ярус
- •Верхний отдел
- •Нижний отдел
- •1.4. Тектоника
- •1.5 Нефтегазоводоносность
- •1.6. Коллекторские свойства пласта
- •1.7. Физико-химические свойства нефти, газа и воды.
- •1.8 Подсчет запасов нефти и газа.
- •2. Технологическая часть
- •2.1 Основные решения проектных документов
- •2.2 Анализ разработки пласта с начала эксплуатации.
- •Динамика основных показателей разработки объекта дiii
- •2.2.1 Анализ обводненности пласта в первой стадии разработки ( до закачки воды)
- •2.2.2 Анализ применения геолого-технических мероприятий (гтм)
- •2.3 Характеристика системы воздействия на пласт
- •2.4.2. Анализ фонда скважин по дебитам нефти, жидкости
- •2.4.3 Анализ фонда скважин по обводненности залежи.
- •2.5. Сопоставление проектных и фактических показателей разработки.
1.7. Физико-химические свойства нефти, газа и воды.
Изучаются по данным исследований глубинных и поверхностных проб. Отобраны и изучены восемь глубинных проб из скважин 56 (четыре пробы), 58, 60 (две пробы), 64 и тринадцать поверхностных проб: двенадцать из вышеперечисленных скважин и одна из скважины 200.
По результатам исследования этих проб пластовая нефть относится к легким – с плотностью 754,0 кг/м3, маловязким – с динамической вязкостью 1,07 мПа·с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 8,28 МПа, газосодержание – 74,78 м3/т.
После расчета дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 811,0 кг/м3, газовый фактор – 60,10 м3/т, объёмный коэффициент – 1,152, динамическая вязкость разгазированной нефти – 4,68 мПа·с.
В газе, выделившемся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, не содержится сероводорода, присутствие углекислого газа 0,71%, азота 8,66%, сравнительно много гелия – 0,124%. Мольное содержание метана – 46,99%, этана – 18,45%, пропана – 16,75%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 25,19%. Относительная плотность газа по воздуху – 0,986, а теплотворная способность – 49622,0 кДж/м3.
Товарная характеристика нефти: сернистая (массовое содержание серы в нефти 0,82%), малосмолистая (2,58%), парафиновая (5,21%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 3000С – 53,0%.
Результаты исследований и расчётов представлены в таблицах 1.5, 1.6, 1.7, 1.8.
Свойства пластовой нефти пласта Таблица 1.5.
|
Численные значения | ||
Наименование параметра |
Диапазон изменения |
Среднее значение | |
1 |
2 |
3 | |
Пластовое давление, МПа |
– |
36,20 | |
Пластовая температура, 0С |
– |
76 | |
Давление насыщения газом, МПа |
7,29-8,65 |
8,28 | |
Газосодержание, м3/т |
71,10-76,80 |
74,78 | |
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т в т.ч. по ступеням: Р1= 0,67МПа, Т1=20С Р2=0,32МПа,Т2=23С Р3=0,11МПа,Т3=22С Р4=0,1МПа,Т4=20С |
– – – – – |
60,10 42,55 5,85 10,71 0,59 | |
Плотность в условиях пласта, кг/м3 |
743,0-764,0 |
754,0 | |
Вязкость в условиях пласта, мПас |
0,88-1,45 |
1,07 | |
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа∙10-4 |
– |
14,07 | |
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С -при однократном (стандартном) разгазировании -при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
1,386-1,617 – |
1,463 1,188 | |
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 200С -при однократном (стандартном) разгазировании -при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
824,0-827,0 – |
825,0 811,0 |
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти
Таблица 1.6
Наименование параметра |
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях |
пластовая нефть | ||
выделившийся газ |
нефть |
выделившийся газ |
нефть |
| |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
Молярная концентрация компонентов, % |
|
|
|
|
|
- сероводород |
– |
– |
– |
– |
– |
- углекислый газ |
0,59 |
– |
0,71 |
0,01 |
0,21 |
- азот + редкие |
7,02 |
– |
8,66 |
– |
2,52 |
в т.ч. гелий |
0,096 |
– |
0,124 |
– |
– |
- метан |
37,80 |
0,21 |
46,99 |
0,05 |
13,70 |
- этан |
15,59 |
0,57 |
18,45 |
0,90 |
6,01 |
- пропан |
19,48 |
2,56 |
16,75 |
5,47 |
8,75 |
- изобутан |
3,16 |
0,97 |
1,76 |
1,79 |
1,78 |
- н. бутан |
8,16 |
4,07 |
4,20 |
6,19 |
5,61 |
- изопентан |
2,43 |
2,95 |
0,87 |
3,58 |
2,79 |
- н. пентан |
2,84 |
4,22 |
0,95 |
4,91 |
3,76 |
- гексаны |
2,11 |
8,63 |
0,49 |
8,60 |
6,24 |
- гептаны |
0,82 |
6,97 |
0,12 |
6,62 |
4,73 |
- октаны |
– |
– |
– |
– |
– |
- остаток (С8+высшие) |
– |
68,85 |
0,05 |
61,88 |
43,90 |
Молекулярная масса |
35,21 |
180,88 |
28,59 |
169,00 |
127,87 |
Плотность: |
|
|
|
|
|
- газа, кг/м3 |
1,463 |
– |
1,188 |
– |
– |
- газа относительная (по воздуху), доли ед. |
1,214 |
– |
0,986 |
– |
– |
- нефти, кг/м3 |
– |
825,0 |
– |
811,0 |
754,0 |
Свойства и состав пластовых вод пласта
Таблица 1.7.
Наименование параметра |
Диапазон изменения |
Среднее значение |
1 |
2 |
3 |
Газосодержание, м3/м3 |
- |
- |
Плотность воды, кг/м3 |
| |
- в стандартных условиях |
1180-1198,2 |
1192,1 |
- в условиях пласта |
1146,4-1164,1 |
1158,2 |
Вязкость в условиях пласта, мПа · с |
- |
0,86 |
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа · 10-4 |
- |
2,59 |
Объемный коэффициент, доли ед. |
- |
1,02929 |
Химический состав вод г/л |
| |
Na+ + K+ |
44,29-55,66 |
47,67 |
Ca2+ |
40,08-48,9 |
45,85 |
Мg2+ |
2,98-6,69 |
4,80 |
Cl- |
148,90-180,85 |
168,47 |
HCO3- |
0,03-0,16 |
0,09 |
SO42- |
0,13-0,33 |
0,21 |
NH4 |
- |
- |
Микрокомпонентный состав вод мг/л |
| |
Br- |
1270-1440 |
1355 |
J- |
3,6-4,7 |
4,2 |
B+3 |
7 |
7 |
Li+ |
- |
- |
Sr+2 |
- |
- |
Rb+ |
- |
- |
Cs+ |
- |
- |
Общая минерализация, г/л |
236,95-288,66 |
267,10 |
Водородный показатель, рН |
- |
- |
Жесткость общая, мг-экв/л |
- |
- |
Химический тип воды (по Сулину В.А.) |
Хлоридно-кальциевый | |
Количество исследованных проб (скважин) |
5(5) |
Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта. Таблица 1.8
Наименование параметра |
Количество исследованных |
Диапазон значений |
Среднее значение | |
скв. |
проб | |||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
Плотность при 200С, кг/м3 |
5 |
13 |
823,8-848,0 |
830,0 |
Вязкость, мПа∙с |
|
|
|
|
при 20 0С |
5 |
13 |
3,60-6,76 |
4,68 |
при 50 0С |
|
|
|
|
Молярная масса, г/моль |
4 |
8 |
169-189 |
180,88 |
Температура застывания, С |
5 |
9 |
-22 – (+3) |
-9 |
Массовое содержание, % |
|
|
|
|
серы |
5 |
12 |
0,57-1,11 |
0,82 |
смол силикагелевых |
5 |
10 |
0,55-4,67 |
2,58 |
асфальтенов |
5 |
10 |
0,46-1,85 |
0,81 |
парафинов |
5 |
10 |
3,65-6,62 |
5,21 |
воды |
5 |
12 |
0,15-60,00 |
17,00 |
механических примесей |
|
|
|
|
Содержание микрокомпонентов, г/т |
|
|
|
|
ванадий |
1 |
1 |
– |
2 |
никель |
|
|
|
|
Температура плавления парафина, 0С |
5 |
10 |
50-68 |
57 |
Температура начала кипения, 0С |
5 |
13 |
42-110 |
65 |
Фракционный состав, % |
|
|
|
|
до 100 0С |
5 |
12 |
1,5-10 |
7 |
до 150 0С |
5 |
13 |
8-22 |
18 |
до 200 0С |
5 |
13 |
22-34 |
30 |
до 250 0С |
5 |
13 |
36-46 |
41 |
до 300 0С |
5 |
13 |
51-57 |
53 |
Шифр технологической классификации |
сернистая, малосмолистая, парафиновая |