Расчет добычи газа на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении - Геология, гидрология и геодезия дипломная работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Расчет добычи газа на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении

Геологическая характеристика Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения. Минералогический состав пород. Емкостные и фильтрационные свойства залежи. Расчёт расхода газа и количества выпавшего конденсата и воды в различных ступенях сепарации.


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.

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение находится в непосредственной близости города Оренбурга на западном крыле южной части Уральских гор, южнее реки Урал.
Исторически считающейся границей между Европой и Азией. Оренбург - город с населением более 500 тысяч человек и находится примерно 1300 км к восток юго-восток от г. Москвы.
Основное Оренбургское месторождение было открыто в 1966 г., и экстенсивно осваивалось предприятиями бывшего СССР. Восточный участок Оренбургского месторождения был разведан, но не разрабатывался в такой степени, как основное месторождение. К 1992 году всего на восточном участке месторождения было пробурено 64 разведочных скважин, 38 из них были опробованы. План разработки восточного участка месторождения был выполнен за последние годы с применением современной технологии бурения и переработки.
В дальнейшем необходимо пробурить ряд скважин с освоением соответствующих объектов по сбору, переработки и перекачиванию с целью транспортировки нефтегазового и газового конденсата на существующие объекта «Оренбурггазпрома» с целью дальнейшей переработки и сбыта.
Первая оценочная скважина (№155) была пробурена в 1994 году. В настоящее время в пределах лицензионного участка проекта существует 45 эксплуатационных скважин (42 - нефтяные и 3 газовые).
Данный проект предполагает дополнительный проект бурения скважин, строительство системы сбора, установки подготовки нефти и газа, а также трубопроводов для их подачи на существующие производственные объекты «Оренбурггазпрома» для дальнейшей переработки и транспортировки.
1.1 Геологическая характеристика месторождения
Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение является одним из крупнейших месторождений и занимает важное место в системе газоснабжения страны.
Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в пределах Оренбургского, Илецкого, Переволоцкого районов Оренбургской области, в непосредственной близости от областного центра - города Оренбурга. Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение поделено на 11 УКПГ.
Северный контур месторождения проходит через южную окраину областного центра. На площади месторождения находятся несколько сел. Месторождение пересекает железнодорожная магистраль Москва - Ташкент.
Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в широкой, хорошо разработанной долине реки Урал. Левый склон долины пологий, плавно понижающийся в Северном направлении. Правый склон долины более крутой и изрезан балками и оврагами. Через всю площадь с востока на запад протекает река Урал. Климат резко- континентальный. Средняя максимальная температура + 300С, минимальная - 300С. За год выпадает до 400 мм осадков. Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на площади 143835 га, из них на пашню приходится около 80 %.
Артинско - среднекаменноугольная залежь (основаная)
Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения находится в промышленной эксплуатации с 1974 года. С 1975 года начался период подающей добычи. Выработка балансовых запасов газа составляет 50 % конденсата 31% .
Разработка месторождения велась по проектам разработки выполненым институтам «ВНИИГаз» (1974, 1981гг.), «ВолгоУралНИПИгаз» (1986, 1990гг.).
В первые годы разработки геологическое строение основной залежи Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение описывалось массивной модулью с повсеместной распрастраненной подстилающей нефтяной оторочкой, надежно экранирующей газоконденсатную залеж от водонапорного бассейна.
В последствии, уточнение геологической модели привело к выделению трех эксплуатационных объектов - артинского, сакмаро - ассельского и карбона, соответствующими разделами, которые, строго говоря не являлись газогидродинамическими экранами.
Началом освоения Оренбургского месторождения явилась работа первой геофизической экспедиции в 1952 году. Через 10 лет планомерных исследований был выявлен Оренбургский вал. Первый газовый фонтан был получен из пермско-каменноугольных карбонатных отложений в зоне УКПГ -2. Общая мощность осадочного чехла в районе месторождения по данным геофизической разведки составляет 5000 - 5500 метров. Кунгурские хемогенные образования делят разрез месторождения на две части, надсолевую и подсолевую.
Газо-нефтеносные горизонты приурочены к подсолевой толще от филипповского горизонта кунгура и ниже. Выше лежащие соленосные образования кунгура и надсолевые терригенные отложения Перми и меказаноя практического интереса не представляет. Природный резервуар основной залежи имеет очень сложное строение. Залежь подстилается нефтяной оторочкой небольшой толщины (-25 м), распространение которой по площади имеет сложный зонально-мозаичный характер, обусловленный литологической неоднородностью строения продуктивной толщи.
Абсолютные отметки газожидкостного контакта колеблются в широких пределах: для ГНК минус 1715-1750(м), для ВНК минус 1735-1784(м).
Тип залежи - массивно - пластовый. В толще карбонатных пород выделено 36 укрупненных пластов с различными фильтрационно-емкостными свойствами, в том числе 14 пластов плотных. Каждый укрупненный блокпласт, в свою очередь, представляет собой переслаивание проницаемых и плотных прослоек. Особенно прослеживаются два интервала большой толщины, представленных в основном породами с низкой пористостью в верхней части Сакмарского яруса (средняя толщина 40-45м) и в ассельско - верхнекаменноугольных отложениях (средняя толщина 70-80м). Эти интервалы разобщают три толщи с улучшенными фильтрационно-емкостными свойствами, которые рассматриваются в качестве эксплуатационных объектов:
I. объект - включает отложения Сакмарского яруса;
II. объект - нижняя часть Сакмарского яруса и верхняя толщина ассельского яруса;
III. объект - нижняя часть верхнего карбоната и отложения среднего карбоната.
Первый раздел между 1 и 2 объектами (R1) приурочен к верхней толщи Сакмарского яруса. Второй раздел между 2 и 3 объектами (R2) включает нижнюю часть ассельского яруса и часть верхнего карбона.
В региональном тектоническом плане Оренбургское месторождение приурочено к Оренбургскому валу, который представляет собой крупное широтное поднятие. Приуроченная к северной краевой части крупного тектонического элемента (Соль - Илецкий выступ), рассматриваемая структура постоянно ( вероятнее всего, начиная с башкирского времени) обрастала биогермными постройками.
Обособление Оренбургского вала, как самостоятельного структурного элемента произошло в результате регионального наклона всей поверхности Соль-Илецкого выступа на Юг, в сторону Прикаспийской впадины. До этого Соль-Илецкий выступ представлял собой единую, крупную структуру.
Оренбургский вал имеет достаточно сложное строение в связи с проявлением в его пределах и тектонических, и седиментационных структуроформирующих факторов. Простираясь с запада на восток, структура имеет протяженность более 100 км и ширину от 10 до 20 км.
По кровле артинской карбонатной толще структура выделяется в виде единого поднятия (типа брахиантиклинали) за счет оконтуривания изогипсами минус 1600, 1650 и 1700 м. Наиболее высокие отметки (минус 1230-1240 м) в пределах поднятия приурочены к его центральной, сводовой части.
На севере, где поднятие контролируется крутым (100 - 150)
флексурообразным крылом, отметки достигают минус 1800-1840 м в западной части поднятия и почти минус 1900 м - в восточной. На южном крыле, характеризующимся погружением не более 1,50 - 2,00, наиболее глубокие абсолютные отметки равны: минус 1760 - на западе, минус 1780 (м) - в центре и минус 1825 - на востоке.
Западный купол, выделяющийся как обособленное поднятие с размерами 20х6 км и амплитудой 120 м по кровле III объекта. Амплитуда в районе Западного купола (относительное северного и южного погружений) достигает 300 м.
Центральный купол, как и Западный, выделяющийся в виде самостоятельного поднятия по III объекту, имеет размеры 40х13 км и амплитуду 280 м, по артинской карбонатной толще образует наиболее крупную (50х18 км) и наиболее приподнятую часть Оренбургского поднятия.
В своде купола, являющегося одновременно и сводом всего поднятия, отметки равны минус 1230 - 1240 м. Амплитуда купола достигает почти
На востоке, Центральный купол отделяется от Восточного купола неглубоким прогибом (с погружением до минус 1580 - 1590 м).
В центральной части абсолютные отметки куполов меняются от плюс 30 м до минус 150 м, а на востоке - от плюс 100 до минус 200 м. В прогибах и впадинах отметки понижаются до минус 700 - 1000 м и даже до минус
В пределах площадки выделяются ещё три небольших купола: Западно-Караванский, Караванский и Южно-Караванский. Они имеют размеры от 5 до 8 км по большой оси и от 2 до 5 км по малой оси. Амплитуды их 20-100 м.
Таковы основные черты строения (по нижнепермским карбонатным образованиям) структуры Оренбургского месторождения.
В эффективной мощности I объекта преобладают тонко поровые известняки. В литологическом отношении объект представлен известняками, в верхней части участками значительно сульфатизированными и доломитизированными. Общие толщины платы, закономерно увеличиваясь по направлению с запада на восток, изменяются от 60-70 до 100-200 и достигают иногда более 150 м.
ІI объект объединяет нижнюю часть сакмарского яруса, а также ассельские и частично верхне каменноугольные отложения. От I объекта он отделяется плотными породами раздела R1. Раздел R1 включает пачку плотных пород, начиная с кровли сакмарского яруса или чуть выше. И в этом случае толщина раздела как перемычки достигает 20-30 (м). Общая толщина II объекта практически такая же, что и у I объекта: чаще всего 100-120 м.
III объект включает в себя отложения верхнего и частично среднего карбона. Он развит на Западном и Центральном куполах. Его толщины изменяются от 40 до 200 м.
От II объекта III объект отделяется плотными породами разделами R2, толщина которого и как геологического тела и, одновременно как перемычки между объектами, достигает иногда нескольких десятков метров и даже более 100 метров.
В пределах толщи раздела R2, также наблюдается замещение плотных пород проницаемыми, в этом случае проницаемые пропластки толщи, сливаясь с объектом II, становятся составной частью последнего.
Вся продуктивная толща основной залежи по данным промысловой геофизики и результатами анализа керна представлена чрезвычайно сложным чередованием пористых, поровых, каверновых, трещиноватых и плотных разностей карбонатных пород.
В целом отложения продуктивной толщи представлены чистыми известняками с единичными маломощными прослоями доломитов и глин. Для артинских и сакмарских известняков характерна повышенная доломитизация и сульфатизация пород.
В карбонатном разрезе Оренбургского газоконденсатного месторождения к настоящему времени выявлено три самостоятельных газоконденсатных залежи различных типов:
1. Залежь в известняках визейско-башкирского возраста, гипсометрически самая нижняя, горизонтальная. Относится к типу литологически ограниченных, установлена в восточной части Оренбургского вала. Залежь расположена на глубине от 1945 м до 2175 м пластовое давление 21,8-24,7 МПа. Содержание сероводорода в газе 0,5-2,9 %;
2. Основная газоконденсатная залежь приурочена к мощной карбонатной толще артинско-среднекаменноугольного возраста. Она уникальна по размерам. В пределах контура газоносности площадь газоносности составляет около 1400 км2 (по изогипсе 1750м имеет размеры 105х20 км). Этаж газоносности в центральной части залежи (район УКПГ-7) достигает 525 м, в западной части 275 м, в восточной 280 м. Начальное средневзвешенное давление в залежи составляло 20,49 МПа. Начальное пластовое давление по зоне составило 19,7 МПа, что несколько ниже начального пластового давления по всему месторождению. Пластовая температура +300С. Залежь уникальна по составу газа: помимо гомологов метана, в ней присутствуют кислые компоненты, в частности, сероводород, содержание которого изменяется по площади. На центральном участке залежи содержание H2S 1,3-1,7% объемных долей, на востоке возрастает до 4-5% объемных долей. Залежь подстилается нефтяной оторочкой небольшой толщины (20м), распространение которой по площади имеет сложный зонально-мозаичный характер, обусловленный литологической неоднородностью строения продуктивной толщи;
3. Филипповская залежь приурочена к отложениям «плойчатых доломитов», залегающих в низах филипповского горизонта кунгура в 25-30м. над кровлей основной газоконденсатной залежи. Залежь относится к пластоволитологическому типу. Продуктивные отложения представлены коллекторами только в западной части месторождения, а в центральной и в восточной частях замещаются плотными породами. Площадь газоносности филипповской залежи около 1100 км, мощность пласта не превышает 20 м, а средневзвешенное давление 19,75 МПа. Залежь подстилается нефтяной оторочкой. Покрышкой для залежи служит гидрохимическая толща кункурского возраста. Пластовая температура 290 С. Среднее содержание сероводорода в пластовом газе 1,98% объемных.
Природный резервуар основной залежи имеет очень сложное строение. Разрезы скважин сравнительно уверенно сопоставляются по всей территории структуры, что позволяет выделить и проследить в них пласты коллекторов и плотных разновидностей известняков.
Изучение минералогического состава пород толщи велось по большим шлифам с использованием данных спектральных и рентгено - минералогических анализов пород.
Продуктивная толща артинско - среднекаменноугольного возраста сложена, в основном, чистыми известняками 96%. Доломиты в среднем около 1% разреза, нерастворимый известняк 0,8 -0,9% и сульфиты около 2%. В карбонатной пачке артинского яруса по данным 870 анализов из 19 скважин Оренбургского НГКМ доломиты встречены очень редко. Доломиты известняковые встречаются чаще, но их содержание небольшое. В сложении сакмарского яруса основную роль играют чистые известняки. Породы ассельского яруса почти по всему месторождению сложены чистыми известняками. В отложениях верхнего карбона доломиты встречены крайне редко, а каширский горизонт доломитов не имеет. В таблице 1.1. показано процентное содержание кальцитов и доломитов в породах.
Содержание ангидридов в разрезе продуктивной толщи неравномерно по площади и разрезу. Количеству ангидрида в породах убывает от артинского яруса (3,56% карбонатной пачки) до каширского горизонта (0,04%). По генезису ангидрида как первичного, так и вторичного происхождения.
Гипсы в разрезе продуктивной толщи установлены только в артинском и сакмарском ярусах, но ввиду низкого содержания их влияние на выделение коллекторов не учитывается.
1.6 Устойчивость пород к разрушению
Устойчивость горных пород к разрушению в призабойной зоне зависит от: глубины и условий залегания пласта, воздействие бокового и горного давлений, физико - механических свойств пород, свойств насыщающих пород жидкости и газа, величины депрессии, условий вскрытия, освоения и эксплуатации пласта, скорости потока в призабойной зоне и др. Находясь на больших глубинах, коллектора испытывают действие давления и температуры. Поэтому при изменении давления и температуры изменяются физические, емкостные и фильтрационные свойства горных пород. Эти изменения в ряде случаев существенно влияют на показатели разработки газовых и газоконденсатных месторождений и на технологический режим эксплуатации скважин.
Встречаемые на практике газоносные коллектора по прочностной характеристике на столько разнообразны, что до настоящего времени нет единой методики, позволяющей определить допустимую депрессию на пласт в условиях его разрушения. Это обстоятельство требует экспериментального определения допустимой депрессии на каждом месторождении по каждому газоносному пропластку, вскрытому отдельно или совместно с другими.
Главная трудность заключается в том, что проведение экспериментов для определения допустимой депрессии не всегда возможна, так как иногда отбор представительных проб керна без нарушения истинной характеристики пород практически невыполним.
Условная градация пород по величине градиентов давления, вызывающих разрушение (по А.А. Шахназарову), следующая:
1. Неустойчивые породы, которые при размокании переходят в состояние текучести. Такие породы разрушаются без приложения внешней нагрузки до 0,0005 МПа /см2.
2. Слабоустойчивые породы, разрушающиеся при градиентах давления от 0,005 до 0,1 МПа /см2.
3. Среднеустойчивые породы, разрушающиеся приградиентах давления от 0,1 до 0,15 МПа /см2.
4. Устойчивые породы, разрушающиеся приградиентах давления свыше 0,15 МПа /см2.
Газоносные коллектора УКПГ -7 представлены карбонатными породами и относятся к устойчивым породам. Однако можно предположить, что за период эксплуатации происходит частичное разрушение при забойной зоны. Подтверждение этому - уменьшение глубины забоя скважин. Очевидно, это происходит из-за превышения допустимой депрессии на пласт.
1.7 Емкостные и фильтрационные свойства залежи
На основании изучения керна, данных промысловой геофизики и бурения можно сделать вывод, что строение продуктивной толщи очень сложное. Продуктивная толща сложена карбонатными породами с различными, как по площади месторождения, так и по разрезу, коллекторскими свойствами.
По внешнему виду газоносный массив месторождения сложен толщей светло-серых, серых, темно - серых и черных известняков с прослоями доломитизированных известняков и доломитов мощностью 1-2 м. Прослои глин мощностью 1-1,5 м встречаются в кровле среднего и верхнего карбона, выше по размеру встречены отдельные линзы и очень тонкие прослои глин.
Продуктивная толща сложена массивными, плитчатыми и тонкоплитчатыми, песчаниковидными и ракушняковыми карбонатными породами. В разрезах многих скважин установлены зоны развития закарстовых песчаниковидных пород разрушенных до пескообразной массы и зоны дробления. Мощность плитчатых пород изменяется от нескольких сантиметров до 10 метров. Мощность пород массивной структуры от 2-х до 30 метров. Песчаниковидные породы во многих скважинах представлены мощными пластами от 30 до 70 метров.
В отложениях ассельского яруса и верхнего карбона мощность ракушняковых песчаниковых часто достигает 60-80 метров.
Весьма характерно для карбонатного массива сильная трещиноватость пород. Есть в керне открытые трещины, по которым видны интенсивные выделение пузырьков газа и конденсата. Визуально в керне видны и минеральные трещины, заполненные кальцитом, битумом, глиной, толщина таких трещин от 0,5 до 1см. Между этими двумя видами трещин часто встречается переход из одних в другие. Существуют сети трещин, которые способствуют сообщаемости отдельных пластов, что является благоприятным фактором, обеспечивающим гидродинамическую связь всей продуктивной толщи.
Мощная тысячеметровая галогенная толща кунгурского яруса является надежной покрышкой для месторождения.
Для подсчета запасов принято считать, что весь разрез продуктивных отложений является газонасыщенным (кроме прослоев глин, суммарная мощность которых составляет от 8 до 10 метров). В продуктивной толще ОНГКМ по данным исследований каменного материала выделяются четыре основных типа коллекторов:
Кавернозный (смешанный порово-трещиноватый);
Низко поровый (порово-трещиноватый);
При подсчете запасов продуктивный разрез разделен на два типа коллекторов: поровый и трещиноватый.
Основной тип коллектора, встречающийся по всему продуктивному разрезу и площади месторождения - поровый.
Максимальная суммарная мощность коллекторов порового типа приурочена к центральной части месторождения (ассельскому ярусу и среднему карбону). Каналами фильтрации и основной емкостью содержащей запасы пластового флюида является межзернистая пористость. Нижний предел пористости 6%, нижний предел проницаемости принят 0,1 * 10-15 м2. Коллекторские свойства изменяются в широких пределах, преобладают размеры пор от 0,01 -0,5 мм. Средний коэффициент для коллекторов порового типа составляет 0,123. Поровые коллекторы составляют 35% от газонасыщенного объема. Газонасыщенность порового коллектора принята 0,65.
К трещиноватому типу коллекторов относится остальная часть основной залежи, газонасыщенность принята равной 1, средний коэффициент пористости принят равным 0,004.
По результатам геофизических исследований определены фильтрационно-емкостные характеристики продуктивных пластов. Карбонатные отложения артинского яруса: m = 1,7-13,6%; газонасыщенность 0,15-0,75; общая мощность 75м; эффективная мощность 12м.
Пачка плотных пород верхней толщи сакмарского яруса подразделяются на два пласта и характеризуются: m = 1,3-8,0%; газонасыщенность 0,24-0,7.
Нижняя часть Сакмарских отложений и верхняя толща ассельского возраста характеризуется: : m = 2,5-15,7%; газонасыщенность 0,36-0,83; общая мощность 57м.
Пачка плотных пород нижней части ассельского яруса и части верхнего карбона характеризуется: m = 1,1-11,6%; газонасыщенность 0,36-0,84.
Нижняя часть верхнего карбона и отложения среднего карбона характеризуются: m = 1-13,8%; газонасыщенность 0,32-0,9; общая мощность 57м.
Сочетание геологических факторов: детальное изучение линотипов пород по разрезу и корреляции по площади; неравномерность распределения пластового давления, широкое варьирование продуктивности, неравномерность отработки по этапу газоносности позволило определить, что фильтрационно - емкостные характеристики слагающих отложений различны по разрезу залежи.
Разные продуктивные характеристики объектов требуют индивидуальные подходы к вопросам интенсификации добычи газа.
Характеристика эксплуатационных объектов ОГКМ показана в таблице 1.2
По вертикали можно выделить, следующие карбонатные отложения артинского яруса приведены ниже:
Коэффициент пористости, % - 1,7 - 1
Проницаемость, * 10-15м - 0,1 - 2,7
Пачка плотных пород верхней толщи сакмарского яруса подразделяются на два пласта и характеризуются:
Коэффициент пористости, % - 1,3 - 8,0
Проницаемость, * 10-15м2 - 0,025 - 4
Нижняя часть Сакмарских отложений и верхняя толща ассельского яруса характеризуется:
Коэффициент пористости, % - 2,5 - 15,7
Проницаемость, * 10-15м2 - 0,05 - 47,5
Пачка плотных пород нижней части ассельского яруса и части верхнего карбона характеризуется:
Коэффициент пористости, % - 1,1 - 11,6
Проницаемость, * 10-15м2 - 0,035 - 16,7
Нижняя часть верхнего карбона и отложения среднего карбона характеризуются:
Коэффициент пористости, % - 1 - 13,8
Проницаемость, * 10-15м2 - 0,1 - 53,8
Продуктивные худшие свойства имеют артинские отложения по сравнению с продуктивными отложениями сакмары и карбона, это низкая проницаемость коллекторов при отсутствии ощутимых различий по пористости. Для них характерна тонкопористая структура пространства, повышенная нефтенасыщенность, сульфатизация и доломитизация пород. Как следствие скважины, работающие, на эти отложения имеют низкие дебиты при высокой депрессии.
Включение доломитов и сульфитов артинских отложений приурочены как к уплотненным пропласткам, так и к пластам коллекторам. В интервалах повышенной сульфатности пород отмечается и значительная доломитность.
Следующей особенностью, ухудшающей коллекторские свойства, является наличие остаточной нефти и битумов в поровом пространстве коллекторов. При изучении распространения их по площади выявлено закономерное возрастание остаточной нефти к востоку.
Доминирующим фактором продуктивности артинских отложений является отсутствие трещиноватости. Более лучшие коллекторские свойства имеют известняки сакмарских, ассельских отложений верхнего и среднего карбона. Проницаемость этих пород значительно выше, поэтому средние дебиты скважин тоже выше.
1.8 Сведения о составе и свойствах газа и конденсата
Оренбургское нефтеконденсатное месторождение относится к уникальным месторождениям не только по запасам газа, но и по наличию в газе таких дорогих составляющих, как конденсат (76,3 г/м3), гелий (0,06 % об.), а также азот и сероводород.
Добываемый газ ОНГКМ содержит предельные углеводороды - метан - CH4, этан - C2H6, пропан - C3H8, бутан - C4H10 и растворённые в этих углеводородах C5+в - тяжёлые углеводороды.
Уникальность Оренбургского газа, несмотря на сложности освоения месторождения из-за высокого содержания сероводорода, позволила обосновать экономическую эффективность строительства газового комплекса, центральной частью которого является Оренбургский газоперерабатывающий завод. На ОГПЗ при очистке газа получают серу, азот и другие компоненты. Позже введён в эксплуатацию гелиевый завод, получающий гелий для оборонной промышленности России.
Метан, этан и этилен (C2H6) при нормальных условиях (Р=0,1 МПа и Т=273 К) являются нормальными газами. Пропан, пропилен, изобутан, нормальный бутан, бутилены (C4H8) при атмосферных условиях находятся в газообразном состоянии, при повышенных давлениях - в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжиженных) углеводородных газов. Углеводороды, начиная с i - C5H12 при атмосферных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции. Углеводороды, в молекулу которых входят 18 и более атомов углерода, расположенных в одну цепочку, при атмосферных условиях находятся в твёрдом состоянии.
Газы, добываемые на ОНГКМ, состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Характерной особенностью данного месторождения, являются условия залегания пластового газа с неравномерностью пространственного распределения углеводородных компонентов.
В настоящее время выявлено отличие объектов по содержанию конденсата:
Рассматривая исходный состав газа по зонам ОНГКМ получаем, что наименьшее содержание Н2S - 1,46 - 1,48% объёмных отмечается в западной части месторождения, дренируемой скважинами УКПГ - 14 и УКПГ - 15. Наибольшее содержание сероводорода в восточной части 2,24-4,48% объёмных в зоне УКПГ - 10.
Содержание Н2S изменилось по зонам:
- в центральной части 2,15-2,42%об.
Содержание CO2 изменялось по зонам пропорционально содержанию Н2S:
- в центральной части 0,79-1,65%об.
Содержание N2 уменьшилось по зонам:
- в центральной части 4,72-5,86%об.
Начальное содержание высококипящих углеводородов C5H12+в в пластовом газе по всем УКПГ, кроме УКПГ -10 принято как одинаковое и равное 113,6 см3/м3 (76 г/м3).
Давление начала конденсации равно начальному Рпл.=20,6 МПа
Дебиты скважин от 60 до 1500 тыс. м3/сут.
Поток сырого газа, содержащий углеводородный конденсат, пластовую воду, механические примеси, метанол, ингибитор коррозии подаётся на УКПГ. Температура газа, поступающего на технологические установки 00-100 С.
Газоконденсатные исследования на УКПГ-7 проведены с применением методики масштабных газоконденсатных исследований внедрённой на ОНГКМ в 1983 году на сепарационном оборудовании УКПГ-7. Кроме того, ведётся постоянный контроль за качеством продукции, уходящей с УКПГ. Каждые сутки отбираются пробы добываемой газоконденсатной смеси, газа и конденсата, один раз в неделю делается контрольный отбор проб. Компонентный состав природного газа, взятый из разведочных скважин месторождения (по годам) представлен в таблице 1.3.
В результате разработки месторождения состав добываемого газа со временем изменился. Как видно из таблицы текущий состав газа становится легче. Количество метана CH4 увеличилось с 83,76% до 85,12% на 1,36%. Количество тяжёлых углеводородов C5+в снизилось с 1,82% до 0,29%, разница составляет 1,53% или в 6,2 раза меньше от начального состава. Соответственно содержание конденсата в добываемой пластовой смеси снизилось с 72,08 до 11,6 г/м3.
1.9 Расчёт основных параметров газа
Пластовые флюиды Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения представляют собой многокомпонентные системы, состоящие из предельных углеводородов и неуглеводородных компонентов. Природные газы в пластовых условиях насыщенны парами воды, концентрация которых зависит от состава газа и воды, давления и температуры.
Основными параметрами природных газов являются:
- Средняя молекулярная масса смеси;
- Плотность смеси при стандартных условиях;
- Псевдокритическая температура смеси;
- Псевдокритическое давление смеси;
- Коэффициент сверхсжимаемости смеси;
Все эти параметры имеют определяющее значение при проведении расчётов, так как каждый из параметров меняется в зависимости от состава газа, давления, температуры и других параметров, а расчётные формулы очень трудоёмки в обработке.
Исходные данные для расчёта параметров газа
Vв газ. Фазе после испар.ж.привед.К 273,15К
Коэфф.д ин.вяз. При 0,1013 МПа и 273 К
Уд.объём газа при 0,1013 МПа и 273К
Плотность газа известного состава определяется по формуле:
где xi - объемное (молярное) содержание отдельных компонентов, %;
сi - плотность газа отдельных компонентов, кг/м3.
Относительная плотность газа по воздуху определяется по формуле:
где св = 1,205 кг/м3 - плотность воздуха.
Молекулярная масса пластового газа определяется по формуле:
где Мi - молекулярная масса отдельных компонентов, кг / кмоль.
Псевдокритическое давление пластового газа определяется по формуле:
где Ркр.i - критическое давление отдельных компонентов, МПа.
Псевдокритическая температура пластового газа определяется по формуле:
где Ткр.i - критическая температура отдельных компонентов, К.
Фактор ацентричности молекул определяется по формуле:
где щi - фактор ацентричности молекул отдельных компонентов.
Газовая постоянная определяется по формуле:
где Ri - газовая постоянная отдельных компонентов,м/ 0С.
Приведенное давление пластового газа определяется по формуле:
Приведенная температура пластового газа определяется по формуле:
где Т - фактическая температура, К.
Расчет изменения коэффициентов сверхсжимаемости до 2010г.
Расчет изменения вязкости, теплоемкости и коэффициента Джоуля - Томпсона
Основные параметры продуктивной толщи Оренбургского месторождения были определены на основе обширного материала, полученного в результате геологоразведочных работ, геофизических и промысловых исследований и представлены в отчетах по подсчету запасов газа.
Материалы подсчета запасов газа Оренбургского НГКМ пересматривались ГКЗ СССР четыре раза.
Первый раз утверждены 5 марта 1969 года по данным 2-х разведочных скважин и составили по:
CH4 -211.6 млрд. м3; С2Н6 -682,5 млрд. м3
Всего запасы утверждены в
Расчет добычи газа на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении дипломная работа. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая работа по теме Екологічне виховання учнів (на прикладі одного з розділів шкільного курсу біології)
Доклад по теме Бредли против Лоренца
Курсовая работа по теме Надежность технических систем
Реферат: Curfews Essay Research Paper Teen CurfewWhen
Курсовая работа: Политические и правовые учения в Древней Греции
Загрязнение Города Владимира Предприятиями Реферат
Сочинение Цицерон По Обществознанию Право Выше Власти
Эссе Реклама
Курсовая работа по теме Державний кредит та державний борг
Кредитный Договор Курсовая По Гражданскому Праву
Реферат по теме Индивидуализация в учебно-воспитательном процессе
Реферат: Современные методы стимулирования продаж
Контрольная Работа Номер 3 Решение
Курсовая работа по теме Вдосконалення кредитних операцій комерційного банку
Купить Лабораторную Работу По Химии
Контрольная работа: Расчет и построение эвольвентного зацепления. Скачать бесплатно и без регистрации
Реферат: Экономическое взаимодействие Китая и России состояние, тендеции и перспективы развития
Курсовая работа: Роль элективных курсов в преподавании географии. Скачать бесплатно и без регистрации
Экономические преобразования конца 20-х – начала 30-х годов коренным образом изменили структуру населения.
Курсовая работа по теме Клинико-фармакологическая характеристика местноанастезирующих препаратов
Попередній фінансовий аналіз підприємства - Бухгалтерский учет и аудит контрольная работа
Вкусовой и обонятельный анализатор - Биология и естествознание презентация
Виды и учет удержаний из заработной платы - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа