Подбор парка установок электроцентробежных насосов на месторождении Одопту-море - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Подбор парка установок электроцентробежных насосов на месторождении Одопту-море

Краткая характеристика района расположения месторождения, литолого-стратиграфическое описание. Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов. Анализ технологических показателей разработки месторождения. Осложнения при эксплуатации скважин.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.


Нефть и газ, как наиболее экономичные виды топлива, сейчас занимают ведущее место в топливном балансе индустриально развитых стран, играя, таким образом, определяющую роль в их энерговооруженности.
От темпов и масштабов роста нефтяной и газовой промышленности во многом зависит развитие производства в других отраслях тяжелой индустрии и народного хозяйства. Развитие нефтяной и газовой промышленности в наше стране идёт бурными темпами. Из года в год наращиваются объёмы добычи нефти и газа - ценнейшего сырья для нефтехимической и химической промышленности.
Основой ускоренного планомерного развития нефтяной и газовой промышленности являются,наряду с максимальным использованием природных ресурсов, неуклонный рост производительности труда,максимальное развитие производительных сил при наименьших капитальных затратах.
Для добычи этого ценного сырья применяются различные способы его извлечения из недр земли. В данном дипломе рассмотрена добыча углеводородов на месторождении Одопту-море, где она производится с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН).
УЭЦН предназначены для откачки пластовой жидкости из нефтяных скважин и используется для форсирования отбора жидкости. Для надежной работы насоса требуется его правильный подбор к данной скважине. При работе скважины постоянно меняются параметры плата, призабойной зоны пласта, свойства отбираемой жидкости: содержание воды, количество попутного газа, количество механических примесей, и как следствие, отсюда идет недоотбор жидкости или работа насоса вхолостую, что сокращает межремонтный период работы насоса. Исходя из этого встаёт проблема изменения параметров или замены типа электроцентробежных насосов с течением времени.
1. Геолого-промысловая характеристика неф тегазо в ого месторождения Одопту-море
Нефтегазовое месторождение Одопту-море (Северный купол) открыто в 1977 году.
В 1995 г. на основании технико-экономических расчетов была доказана целесообразность освоения Северного купола месторождения как самостоятельного объекта путем разбуривания площади наклонно-направленными скважинами с береговой линии о. Сахалин. С 1998 г. осуществляется пробная эксплуатация скважин согласно индивидуальному плану.
1 .1 Краткая характеристика района расположения месторождения
Одоптинское нефтегазовое месторождение расположено на шельфе Охотского моря, на широте северного окончания Пильтунского залива, в 6 - 10 км восточнее берега Сахалина (рисунок 1.1).
Открыто в 1955 году в результате бурения скважины №2. Ближайшими населенными пунктами являются поселки Восточное Эхаби (10 км к северу) и Тунгор (14 км к западу), находящиеся в пределах одноименных эксплуатируемых месторождений нефти и газа.
Территория месторождения представлена прибрежной низменностью Охотского моря и ограничена с севера заливом Одопту, с запада заливом Пильтун и с востока берегом Охотского моря. В большей части это заболоченные участки с многочисленными мелкими озерами. Наиболее возвышенные участки рельефа - древние морские террасы с абсолютными отметками, не превышающими 20 метров, обрывающимися в сторону Охотского моря клифами, переходящими в морской пляж, шириною 20-30 и более метров. Заливы Пильтун и Одопту для судоходства не пригодны, так как глубина их составляет 1-2 метра, а соединение с морем осуществляется часто замывающимися во время штормов узкими протоками.
Рисунок 1.1 - Карта размещения месторождений Северного Сахалина
Территория месторождения относится к Северо-Сахалинской низменной климатической зоне, характеризующейся вторжением холодного континентального воздуха зимой и воздушных масс с Охотского моря летом.
Зима суровая, снежная, ветреная, с частыми метелями. Преобладают северо-западные ветры (40%). Зима характерна длительным и устойчивым снежным покровом. Снежный покров устанавливается в конце октября. Максимальной высоты (1,2 м) снежный покров достигает в марте. Разрушение устойчивого снежного покрова происходит в мае. Нормативная максимальная глубина промерзания грунтов - от 2,01 до 2,97 м. В период изысканий максимальная глубина промерзания зафиксирована на глубине 3,9 м в одной из скважин.
Лето холодное, пасмурное. Преобладают ветры юго-восточных направлений. Сильно сказывается влияние холодного Сахалинского течения.
Характерным для теплого периода (апрель-сентябрь) является большая повторяемость туманов с максимумом в июне-июле.
Относительная влажность колеблется в пределах - 75 - 85%.
Среднегодовое количество осадков - 546 мм.
Среднегодовая температура воздуха - 2,4 С.
Средний из абсолютных минимумов (годовой) температур - минус 34 С, приходится на январь.
Средний из абсолютных максимумов (годовой) температур + 28 С, приходится на август.
Местность холмистая, слабопересеченная, низкая по абсолютной высоте.
Сообщение с месторождением Одопту осуществляется по грунтовым дорогам III и IV категорий трудности.
Электроснабжение месторождения осуществляется с города Охи, водоснабжение - из поселка Тунгор.
1.2 Литолого-стратиграфическая характеристика месторождения
Стратиграфический разрез района месторождения представлен (снизу-вверх) следующими отложениями:
- даехуриинский горизонт (олигоцен)
- уйнинско-дагинско-окобыкайский горизонт (верхний-нижний миоцен)
- нутовский горизонт (верхний миоцен-плиоцен)
Наиболее древней вскрытой частью стратиграфического разреза (скважина 1) является верхнеокобыкайский подгоризонт (N 1 ok). Верхняя граница окобыкайского горизонта проводится условно по кровле XXVII пласта. Вскрытая толщина отложений составляет 350 м; по данным сейсморазведочных работ в западном направлении толщина осадков увеличивается до 1000 м, к востоку от месторождения (в пределах Восточно-Одоптинской зоны) составляет около 500 м. Литологически горизонт представлен чередованием пластов песчаников (толщиной от 20 до 40 м) мелко- и среднезернистых, плотных глин и кремнистых, плотных аргиллитов.
Нутовский горизонт (N 1 nt) - верхний миоцен-плиоцен. Отложения горизонта вскрыты всеми пробуренными скважинами. Толщина осадков составляет 2100-2300 м, достигая на юго-западе 3000 м и уменьшаясь на восток к Восточно-Одоптинской зоне до 1800-2000 м. В региональном плане горизонт меняется от почти полностью песчаного разреза на западе и северо-западе (Восточное Нутово, Восточный Осой, Горомай) до глинистого на востоке (Даги-море).
Нутовский горизонт подразделяется на два подгоризонта: нижненутовский (IX-XXVI пласты) и верхненутовский («М», «Н», «О», I-VIII пласты).
Нижненутовский подгоризонт (N 1 nt 1 - верхний миоцен) литологически представлен чередованием сложно построенных пластов песчаников (толщиной от 2 до 60 м), глин и алевролитов. Максимальным содержанием песчаных пород характеризуется средняя часть разреза XII-XXIV пласты (содержание песчаных пород 40-55%) Песчаники серые и светло-серые, средне- и мелкозернистые, хорошо отсортированные, часто алевритовые и глинистые. Глины преимущественно серые и темно-серые, в верхней части разреза мягкие, слабо песчанистые, в нижней части: плотные, аргиллитоподобные. Алевролиты серые, светло-серые, разнозернистые, плотные, иногда переходящие в мелкозернистые песчаники. Толщина отложений подгоризонта на площади составляет 1000-1300 м, в прогибах возрастает до 1800 м, уменьшаясь на восток (к Восточно-Одоптинской зоне) до 400-500 м. Одновременно с уменьшением толщины осадков происходит их глинизация.
К средней части разреза нутовского подгоризонта (XX-XXI 2 пластам) приурочены все установленные залежи углеводородов на месторождении. В процессе детальной корреляции разрезов скважин с учетом интерпретации сейсмоматериалов 3Д на месторождении выделено четыре продуктивных пласта XX 1 2 , XX 2 , XXI 1 , XXI 2 с доказанной промышленной нефтегазоносностью, в пласте XX 3 залежь нефти предполагается по материалам ГИС. Все продуктивные пласты объединяются в общую пачку - XX и XXI пласты; для удобства промысловой номенклатуры каждый из них именуется «пласт».
Верхненутовский подгоризонт - N 2 nt (плиоцен).
Отложения верхненутовского подгоризонта сложены песчаными пластами “М”,”Н”, “О”, I-VIII. Осадки подгоризонта отлагались в бассейне на глубинах 50-150 м. В своде структуры толщина осадков подгоризонта составляет 750 м.
В результате детальной корреляции разрезов скважин, пробуренных в период с 1996 по 2005 гг. с учетом материалов сейсморазведки 3Д, изменена корреляция продуктивных пластов, что отражено в табл. 1.
Таблица 1 - Сопоставление номенклатуры продуктивных пластов, числящейся на балансе и использованной при пересчете запасов
Номенклатура продуктивных пластов, применяемая с 1985 по 2002 гг.
Уточненная номенклатура продуктивных пластов
В тектоническом плане Одоптинская антиклинальная складка приурочена к Одоптинской мегантиклинали, размеры которой 326,5км. Структура субмеридионального простирания, слегка асимметрична. В приосевой части структуры углы падения пород составляют 2-3?, по мере удаления от оси на западное крыло, углы падения изменяются от 5? до 17?, на восточном - 3-7?. Шарнир мегантиклинали ундулирует с образованием трех куполов: Северного, Центрального и Южного. Северный купол через седловину сочленяется с Центральным куполом, входящим в лицензионный участок проекта Сахалин-1. Размеры Северного купола составляют 11 4 км. В широтном сечении структура асимметрична: западное крыло несколько круче восточного. Углы падения пород на восточном крыле составляют около 5?, западном - до10?
В пределах Северного купола выделены три разломные зоны в интервале глубин от 500 до 2000 м. Данные нарушения относятся к грабенообразующему типу и очень немногие из них секут основные нефтяные пласты. В пределах первой зоны выделяется наиболее крупное нарушение сбросо-сдвигового характера - сброс №1 . Нарушение протягивается с юго-запада на северо-восток через свод купола и прослеживается по всему разрезу. Вертикальная амплитуда нарушения вне возможностей разрешающей способности сейсморазведки. Сброс 1 не подсечен скважинами, но в процессе гидродинамических исследований скважины 204 установлено возможное присутствие непроницаемого экрана на расстоянии 30-40 м от скважины. Сброс экранирует залежь нефти XX 1 2 пласта на юго-востоке, о чем свидетельствует отсутствие нефтенасыщения в скважинах примыкающего блока (скважины 1, 209).
Сброс №2 установлен по сейсмоматериалам 3Д, имеет незначительную амплитуду, но его экранирующие свойства подтверждаются различием границ продуктивности блоков 2 и 3, а так же существованием газовой шапки залежи XXI 2 пласта в 3 блоке. Ослабленные нарушениями зоны могли заполняться непроницаемыми осадками, создавая литологические экраны, разделяющие песчаные тела на отдельные гидродинамически несвязанные залежи.
На месторождении установлено 13 залежей в XX 1 2 , XX 2 , XX 3 , XXI 1 и XXI 2 пластах из них 4 газонефтяные, 9 нефтяных.
По величине извлекаемых запасов нефти и газа месторождение относится к категории мелких, очень сложного геологического строения: присутствуют одно- и двухфазные залежи, которые характеризуются как наличием литологических замещений, так и невыдержанностью по площади толщин и коллекторских свойств продуктивных пластов, осложнены тектоникой. По фазовому состоянию залежи углеводородов относятся к нефтяным (XX 2 , XX 3 ), нефтяным с газовой шапкой (XX 1 2 , XXI 1, XXI 2 ). По строению коллектора в ловушке к пластовым, по типу коллектора - к поровым, по типу экрана в ловушке - к сводовым и частично тектонически- и литологически экранированным. По величине рабочих дебитов залежи относятся к мало- и средне дебитным, к залежам с высоким пластовым давлением (136 - 173 кгс/см 2 ). Максимальная высота залежей характерна для I блока XXI 1, XXI 2 пластов - 260-254 м, минимальная (XX 1 2 ) - 87м. Характеристика залежей, их размеры, принятые отметки ГНК и ВНК, средние толщины пластов коллекторов приведены приложении 1.
В 1 блоке залежь установлена по признакам насыщения керна в скважине 201/203, предполагается по результатам интерпретации комплекса ГИС в скважинах 202, 204, 208, 210, доказана опробованием скв.210, где из интервала перфорации 5097-5160 м (абсолютные отметки 1361.1-1375 м) совместно с XX 1 2 пластом, получен приток нефти. За водонефтяной контакт в блоке принята отметка подошвы пласта в скважине 201/203 -1501 м. Залежь нефти пластовая, сводовая, тектонически-экранированная, высота - 176 м, ширина водонефтяной зоны до 200 м, средняя толщина нефтенасыщенного коллектора - 4.1- 6.9 м.
В блоке 2 пробурены скважины 1, 209, 201/203, 205, 215. В скважине 1 пласт опробован в интервале перфорации 1402.8-1412 м (абсолютные отметки -1373-1382 м), получен приток безводной нефти с дебитом 11.4 м 3 /сут., в остальных скважинах нефтенасыщенность пласта предполагается по ГИС. За ВНК в блоке принята отметка подошвы коллектора в скважине 205 - 1485 м. Залежь нефти пластовая, сводовая, тектонически-экранированная, высота залежи 160м, ширина водонефтяной зоны до 250 м, средние нефтенасыщенные толщины изменяются от 7.6 до 12.1 м.
В 3 блоке залежь вскрыта скважинами 217, 216, 3. Пласт опробован в скважине 3 в интервале перфорации 1536-1548 м (абсолютные отметки 1507,5-1519,5 м), получен приток воды с нефтью дебитом 22.1 м 3 /сут., содержание нефти до 15%., что свидетельствует о близости ВНК. В скважине 216 пласт залегает на глубинах 4318-4413.5 м (абсолютные отметки 1502.6-1527.2 м), по результатам интерпретации ГИС продуктивен до глубины 4333 м (абсолютная отметка -1506 м). В скважинах 211, 212, 207 объект оценивается по ГИС как водоносный. За ВНК в блоке принята отметка -1506м, что не противоречит результатам опробования скважины 3.
Залежь нефти пластовая, сводовая, тектонически экранированная, высота залежи 81 м, ширина водонефтяной зоны от 50 до 500 м, средняя нефтенасыщенная толщина 7.6-9.2 м.
XX 3 пласт хорошо коррелируется в скважинах, развит в сводовой части купола, общая толщина пласта изменяется от 2.6 до 14 м, толщина коллектора от 0 (в зоне замещения) до 7.6 м. Характеризуется песчанистостью 0.4, расчлененность 4.4.
По результатам интерпретации ГИС коллектор насыщен в 1 блоке в скважинах 204, 202, 210, 211. Граница нефтеносности проведена по подошве насыщенного прослоя в скважине №211 на абсолютной отметке -1543 м. Залежь нефти пластовая, сводовая, тектонически-экранированная. Высота залежи 143 м, ширина водонефтяной зоны 75-100 м, средняя нефтенасыщенная толщина 1.56 м.
Во 2 блоке пласт предположительно продуктивен по ГИС в скв. 208, 209, 1, 201/203, 205, 215. За ВНК в блоке принята отметка подошвы пласта в скв. 205 -1536м. Высота залежи 111 м, ширина водонефтяной зоны до 100 м, средняя насыщенная толщина коллектора 2.0-2.5 м.
В 3 блоке предполагается продуктивность пласта в скважине 217, за ВНК в блоке принята отметка подошвы пласта в скважине -1538 м. Высота залежи 13 м, ширина водонефтяной зоны до 250 м, средняя насыщенная толщина коллектора 2.0-3.1 м.
XXI 1 пласт представлен чередованием песчано-глинистых и алевритовых разностей пород, состоит из трех прослоев коллектора. Общая толщина пласта изменяется от 7 до 27 м, толщина коллектора - от 0 (в зоне замещения) до 14.2 м. Максимальные толщины приурочены к западному крылу складки. Пласт совместно с нижележащим XXI 2 характеризуется низким показателем песчанистости 0.36, высокой расчлененностью, равной 10. Сбросами 1 и 2 структурно-литологическая ловушка разделена на три залежи.
В 1 блоке залежь вскрыта и опробована скважинами 1, 9, 210, 211, 212, 204, 202. Из них в скважинах 9, 210, 204, 211, 212 пласт опробован совместно с XXI 2 . В скважине 9 получен слабый приток безводной нефти с дебитом 2.7 м 3 /сут, что свидетельствует о низких фильтрационно-емкостных свойствах XXI 1 и XXI 2 пластов в ней. При опробовании пластов в скважинах 204 и 210 получен приток нефти с газом (газовый фактор в скв. 210 -2339 м 3 /м 3 ). С учетом интерпретации ГИС и опробования газонефтяной контакт принят на отметке-1457 м. ВНК в блоке принят на отметке -1710 м, что доказано результатами опробования скважины 9, соответствует результатам интерпретации ГИС и отметке ВНК, принятой при утверждении запасов в 1984г.
Залежь тектонически экранированная, с частичным литологическим ограничением на востоке. Размеры залежи 3.254.5 км, высота нефтяной оторочки 253 м, ширина водонефтяной зоны до 120 м, газонефтяной -1200 м, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина коллектора изменяется от 1.6 до 4.8 м, газонасыщенная - 4.7 м.
Газонефтяная залежь 2 блока вскрыта скважинами 1, 208, 209, 201/203, 205, 215, 221, 224.
Опробование пласта проведено во всех скважинах, при чем в скв. 201/203, 215 совместно с XXI 2 пластом. Все скважины, кроме скв.1, находятся в эксплуатации. При опробовании пласта в скважинах 209 и 208 получен приток нефти с газом, при этом в первой был зафиксирован высокий газовый фактор -1273,8 м 3 /м 3 , во второй - 334 м 3 /м 3 . Данный факт свидетельствует о существовании газовой шапки в сводовой части блока. Граница газонасыщения принята на абсолютной отметке - 1466 м, что соответствует результатам опробования и данным ГИС. За ВНК залежи принята граница нефтенасыщения в блоке, проведенная по подошве проницаемого насыщенного прослоя скважины 224 -1702м, в результате опробования которого получен приток нефти.
Залежь газонефтяная, тектонически экранированная, с частичным литологическим ограничением на востоке. Размеры залежи 1.754.25 км, высота нефтяной оторочки - 236 м, ширина газонефтяной зоны 1000 м, водонефтяной - до 125 м, средняя нефтенасыщенная толщина коллектора в блоке изменяется от 3.4 до 6.0 м, газонасыщенная - 3.5 м.
Залежь нефти в 3 блоке вскрыта и опробована скважинами 3, 207, 216, 226, 229, в скв. 206 пласт продуктивен по ГИС. В скважинах 207, 226, 229 опробование и эксплуатация пласта ведется совместно с XXI 2 . В скважине 207 (пилотный ствол) пласт продуктивен по ГИС; по подошве пласта в скважине принята граница нефтенасыщения в блоке -1702 м.
Пласт в блоке имеет незначительные эффективные толщины (в среднем 2.8-3.3 м), литологически изменчив по площади залежи, в восточном направлении (скважина 217) и в районе скважин 216, 229 происходит ухудшение коллекторских и фильтрационно-емкостных свойств пласта.
Нефтяная залежь тектонически экранированная, с частичным литологическим ограничением на востоке, имеет размеры 35 км, высота - 143 м, ширина водонефтяной зоны до 250 м, средняя толщина нефтенасыщенного коллектора -2.8-3.3 м.
XXI 2 пласт литологически изменчив по площади, состоит из набора песчаных тел, ограниченных по площади, картирование которых весьма затруднено. Вскрытые общие толщины пласта максимальны на западном крыле, минимальны на восточном крыле и сводовой части 3 блока, изменяются от 5 до 30 м. Толщины коллектора изменяются от 14.2 до 0 м (в зоне замещения), достигают максимума в сводовых и западных частях блоков
В пределах ловушки установлено наличие трех залежей.
Залежь 1 блока опробована и эксплуатируется совместно с XXI 1 пластом скв. 204, 210, 211, 212. Граница насыщения в 1 блоке проведена по отметке нижнего отверстия перфорации пласта в скважине 9 - 1721 м
Залежь нефти пластовая сводовая, тектонически экранированная с частичным литологическим ограничением на востоке. Размеры залежи 4.253.75 км, высота -246 м, ширина водонефтяной зоны до 75 м, средняя толщина нефтенасыщенного коллектора -1.6-1.8 м.
В блоке 2 XXI 2 пласт находится в совместной эксплуатации с XXI 1 скв. 201/203, 205, 215. Первоначально в скважине 224 пласт был опробован совместно с XXI 1 пластом, получен приток воды с нефтью. По результатам интерпретации ГИС в интервале XXI 2 пласта отмечаются низкие нефтенасыщенности (в среднем 44-45%). Возможно, близко расположенный от подошвы скважины ВНК явился причиной притока воды. После изоляции пласта, скважина заработала чистой нефтью из вышележащего объекта - XXI 1.
ВНК залежи проведен по кровле пласта в скважине 224 на отметке -1707 м, что не противоречит результатам опробования и ГИС. Залежь нефти пластовая, сводовая, тектонически экранированная сбросами 1 и 2, на востоке имеет литологическое ограничение. Размеры залежи 4.02.4 км, высота -232 м, ширина водонефтяной зоны от 100 до 400 м, средняя эффективная толщина нефтенасыщенного коллектора 4.9-5.7 м.
В 3 блоке пласт вскрыт скважинами 3, 207, 207г, 216, 217, 206, 226, 227, 229, опробован и разрабатывается совместно с залежью XXI 1 пласта скважинами 216, 226, 229, отдельно XXI 2 пласт эксплуатируется скважиной 227. В скважине 3 пласт опробован в интервале 1691-1719 м (абсолютные отметки - 1662,5 - 1677,5 м), получен приток воды с признаками нефти, расчетный дебит 11 м 3 /сут при динамическом уровне 970 м.
В скважине 217 из интервала пласта получен фонтанный приток газа. Газонефтяной контакт установлен по результатам опробования и исследования скважины 217 и принят на отметке -1580 м, что соответствует подошве коллектора в скважине, подтверждено расчетом (по графику градиентов пластовых давлений, замеренных в скважине 217, и нефтяной части залежи в скважине 3). Газожидкостный контакт отмечается так же по некоторым характерным признакам по сейсмическим материалам в пределах изогипсы 1600 м.
Самая низкая абсолютная отметка притока чистой нефти соответствует нижнему отверстию интервала перфорации скважины 227 -1670 м. В III блоке отмечается уменьшение общих и эффективных толщин пласта, в районе скважин 206, 217, 227, 229 установлена зона ухудшенных коллекторских свойств.
Газонефтяная залежь 3 блока пластовая, тектонически экранированная, с частичным литологическим ограничением на востоке. Размеры залежи 2.85.0 км, высота газовой шапки 18 м, нефтяной оторочки -90 м. Ширина газонефтяной зоны до 400 м, водонефтяной до 1000 м (в районе скважины 3). Средняя газонасыщенная толщина пласта -2.1-3.5 м, нефтенасыщенная толщина пласта в блоке изменяется от 3.3 до 7.6 м. По показателю песчанистости (0.35) коллектора XXI 1 -XXI 2 пластов относятся к 3 типу - доля гидродинамически связанных коллекторов менее 50%, расчлененность равна 10.
Физико-гидродинамические характеристики продуктивных пластов
Коллектора месторождения имеют средние и низкие фильтрационно-емкостные свойства, которые обусловлены преимущественным развитием тонко- и мелкозернистых песчаников, алеврито-песчаников, алевролитов с глинистостью более 15%. Нижние пределы коллекторских свойств для разделения пород на коллектор-неколлектор в стандартных и пластовых условиях приведены в таблице 2.
Таблица 2 - Нижние пределы проницаемости, пористости, нефтенасыщенности и объемной глинистости при нормальных и пластовых условиях
Исследования керна в условиях, моделирующих пластовые, включали в себя два различных эксперимента: определение коэффициента нефтевытеснения и фазовых проницаемостей. Исследованию подвергались образцы керна XXI пласта из скважины №17.
Исследования по определению коэффициента нефтевытеснения проводились при постоянной скорости закачки вытесняющего агента. Линейная скорость течения не превышала 2 м/сут для образцов с проницаемостью до 0,1 мкм 2 , и 5 м/сут для образцов с проницаемостью выше 0,1 мкм 2 . В качестве флюидов использовались раствор NaCl концентрацией 43г/л и очищенный керосин, с вязкостью 1,07 МПа с и плотностью 0,795г/см 3 .
Результаты моделирования процесса вытеснения нефти водой показали что коэффициент нефтевытеснения в XXI пласте варьирует в пределах от 0,01 до 0,72.
1.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов
Физико-химические свойства нефтей XXI 1, XXI 2 и XX 1 2 -XX 2 пластов охарактеризованы по результатам исследования 171 пробы сепарированных нефтей, отобранных в поверхностных условиях из 10 горизонтальных скважин, пробуренных в период с 1998 по 2004 гг., и вертикальных скважинах № 1, 3, пробуренных с морской буровой платформы в 1977-1978 гг.
Исследование нефти в пластовых условиях по скважине № 3 было проведено в г. Даллас (США).
В поверхностных условиях нефти XXI 1, XXI 2 и XX 1 2 -XX 2 пластов имеют близкие физико-химические свойства и относятся к легким, малосмолистым, малосернистым, малопарафинистым, маловязким. Плотность изменяется от 0,837 до 0,857 г/см 3 , вязкость при 20 0 С - от 2,75 до 3,86 сСт. Содержание парафина низкое - 0,7 - 1,34%, серы -0,20-0,31%, смол силикагелевых -3,5-11,3% (в среднем 5%), асфальтенов - 0,3-0,8% (в среднем 0,4%). Температура кипения нефти -50-76 0 С, выход бензиновых фракций до 200 0 С - 36-43%, светлых до 300 0 С - 63-74%.
По площади XXI 1 пласта в зависимости от расположения скважин на структуре отмечаются незначительные различия в свойствах нефтей. С востока на юго-запад по пласту происходит возрастание плотности нефти от 0,839 (скважина № 1) до 0,850-0,853 г/см 3 (скважины № 202, 215). С юга на север по пласту, плотность нефти также возрастает с 0,838 (скважина № 3) до 0,852 г/см 3 (скважина № 211).
В групповом углеводородном составе бензиновой фракции преобладают метановые углеводороды, содержание которых составляет 38,7-42,8%. Нафтеновые и ароматические углеводороды содержатся в значительных количествах - 30,1-34,5 и 23,4-26,8% соответственно. Нефти XX1 1 и XX 1 2 -XX 2 пластов по классификации Ботневой Т.А. относятся к метановым, по А.А.Петрову (результаты газохроматографических исследований) - к типам А 1 и А 1 -А 2 . Формула нефти по Т.А. Ботневой - I.1См 1 Ср 1 Пр 1. Индекс нефти, согласно ОСТ 38.01197-80 - 1.1.2.4.1.
Свойства нефти в пластовых условиях приведены а приложении 3. Давления насыщения по всем залежам приняты равным пластовым 14,76 -17,31 МПа. Нефть XXI 1 пласта в пластовых условиях имеет плотность 741-751 кг/м 3 и растворяет 87-91 м 3 /м 3 газа относительной плотности 0,616-0,617, объемные коэффициенты 1,224 - 1,261 и коэффициенты растворимости 5,01-5,6 м 3 /м 3 *МПа -1 . Динамическая вязкость нефти 0,55-0,74*10 -3 Па*c.
По результатам исследования пластовых и сепарированных нефтей, можно отметить следующее:
- в начальных пластовых условиях нефти полностью насыщены газом, то есть имеют давление насыщения равное начальным пластовым давлениям;
- в поверхностных условиях нефти близки по физико-химическим свойствам,
- наблюдаемый некоторый разброс параметров для нефтей в пластовых условиях связан с расположением скважин на структуре.
Компонентный состав растворенного в нефти газа исследован на 64 пробах из 10 скважин. Результаты по скважине №1 получены в лаборатории СО ВНИГРИ. Пробы газа из скважины № 3 исследовались в лабораториях г. Далласа (США) и института СахалинНИПИморнефть". Состав и свойства растворенного газа, отобранного из горизонтальных скважин, вскрывших XXI 1 и XX 1 2 -XX 2 пласты, изучены в Аналитической лаборатории “СахалинНИПИморнефть” (Приложение 4).
В составе газов содержится 90,3 - 95,3% метана, 5,1-8,4% тяжелых углеводородов. Среди тяжелых углеводородов основным компонентом является этан- 3,4 - 5,6%, количество пропана составляет 0,7 - 1,6%, бутанов - 0,4 - 1,5%, пентанов 0,1 - 0,8%, гексанов от следовых количеств до 0,4%. Содержание гомологов метана убывает в ряду: С 2 Н 6 , С 3 Н 8 , С 4 Н 10 , С 5 Н 12. Содержание азота не превышает 0,3%, углекислого газа - 0,4%. Исключением является газ из скважины № 1, в котором низкая (2,37%) доля тяжелых углеводородов и повышенное содержание углекислого газа до 2%. В изученных пробах не определялись инертные газы и водород, присутствие сероводорода не обнаружено.
Согласно геохимической классификации газов газонефтяных залежей по И. С. Старобинцу, растворенный газ XXI 1, XXI 2 и XX 1 2 -XX 2 пластов относится к классу сухих и полужирных, газ низкоазотный, низкоуглекислый, не содержащий сероводорода.
Товарные свойства нефтей охарактеризованы по данным углеводородного состава и общим физико-химическим свойствам нефтей. Потенциальное содержание фракций, выкипающих до 200 и 300 0 С, составляет 40,6-47 и 70-79,5% массы соответственно. Значительные содержания во фракции (н.к.-200 0 С) ароматических углеводородов (23,4-27,6%) и низкие н-алканов (по данным газовой хроматографии), обуславливают высокие октановые характеристики бензина. Прямогонные фракции могут быть без парафинизации использованы в качестве базовых компонентов автомобильных бензинов. В то же время высокое содержание нафтеновых углеводородов (30,1-34,5%) и низкое серы свидетельствуют о том, что фракции, можно подвергать каталитическому риформингу для получения ароматических углеводородов. Фракция 200-400 0 С, может быть использована в качестве компонентов дизельных топлив. Помимо традиционного применения природного газа для энергетических и коммунально-бытовых целей, растворенный в нефти газ XXI 1 пласта может быть использован в высокотемпературных процессах, т.к. обладает высокой теплотворной способностью Q н - 33660 - 41980 кДж/м 3 , Q в - 37300 - 46240 кДж/м 3 и содержит небольшое количество балластных газов. Наличие в исследованном газе тяжелых углеводородов: этана, пропана, бутанов, позволяет рассматривать его не только в качестве топлива, но и как ценное сырье для производства метанола, этилена, пропилена, а также ацетилена.
В XXI 1 пласте из пластового газа скважины № 217 был получен легкий конденсат, который имеет плотность 0,756 г/см 3 (в среднем), вязкость 0,81сП, закипает при 58 0 С, выход до 200 0 С составляет 90%. Для конденсата характерны низкие содержания парафина (0,06%), серы (0,02%), силикагелевых смол (0,24%), асфальтенов (0,02%). По групповому углеводородному составу, согласно типизации И. С. Старобинца, конденсат относится к метано-нафтеновому типу, и содержит 48% метановых, 39% нафтеновых углеводородов. Состав пластового газа получен на основе газа сепарации с введением расчетной доли углеводородов С 5+ . При дебите 368.7 тыс.м 3 /сут. газа и 22.5 м 3 /сут конденсата выход сырого конденсата составит 61 см/м 3 , выход стабильного конденсата составит 30г/см 3 , а величина потенциала С5+ с учетом остаточной концентрации С5+ в газе сепарации составит как минимум 40г/м 3 . В мольном выражении С5+ составит 0,874, мольная доля сухого газа в пластовом - 0.991. Коэффициент извлечения конденсата, судя по температуре выкипания 90%-200град
Подбор парка установок электроцентробежных насосов на месторождении Одопту-море курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Линейная алгебра
Контрольная Работа По Алгебре Неравенства 1 Вариант
Реферат: Sol Funaroff
Красота Определение Для Сочинения 15.3
Реферат: Ученица 11 «Д» класса школы №25 Степанова Елена
Сочинение На Тему Времена Года 9 Класс
Адаптация К Физическим Упражнениям Реферат По Физре
Доклад Александр 2 Кратко
Курсовая работа по теме Генератор синусоидального напряжения
Реферат: Трудовой процесс, его содержание и требования к организации
Контрольная Работа Номер Один Химия 8 Класс
Доклад: Мария Лещинская
Дипломная Работа На Тему Влияние Сатирического Творчества Н.В. Гоголя На Сатиру М.А.Булгакова
Биомеханика Двигательных Действий Реферат
Реферат: Бертран Рассел. Скачать бесплатно и без регистрации
Практическая Работа Неметаллы И Их Соединения
Реферат по теме Анжу Петр Федорович
Реферат: История Харькова
Контрольная работа: Развитие рабочей силы в системе непрерывного образования
Реферат: Оптимальная волноводно-щелевая решетка. Скачать бесплатно и без регистрации
Биосфера и ноосфера - Биология и естествознание контрольная работа
Республика Карелия - География и экономическая география презентация
Природные зоны Евразии - География и экономическая география презентация