Главная Коллекция "Revolution" Геология, гидрология и геодезия Разработка месторождений компанией ООО "Taac-Юрях Нефтегазодобыча"

Разработка месторождений компанией ООО "Taac-Юрях Нефтегазодобыча"

Геологическое строение района и месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Фильтрационно-емкостные характеристики пород ботуобинского горизонта. Автоматизация добычи нефти и газа в компании ООО "Taac-Юрях Нефтегазодобыча".

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид отчет по практике
Язык русский
Дата добавления 27.09.2015
Размер файла 3,6 M
рефераты на заказ со скидкой

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

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

Страница:

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Общие сведения о месторождении

2. Разработка месторождений нефтегазодобывающего управления

2.1 Геологическое строение района и месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

2.1.1 Тектоника

2.1.2 Трапповый магматизм

2.2 Проект разработки

2.2.1 Стратегия развития проекта

2.2.2 Достигнутые результаты за прошлые периоды

2.2.3 Действующие объекты добычи нефти и газа

3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

3.1 Фильтрационно-емкостные характеристики пород ботуобинского горизонта

3.2 Состав и свойства пластовых флюидов

4. Техника и технология добычи нефти и газа

4.1 Обоснование выбора рационального способа подъёма жидкости в скважинах, устьевого и внутрискважинного оборудования

4.1.1 Требования к выбору способов эксплуатации

4.1.2 Обоснование выбора рекомендуемого способа добычи нефти и газа

4.2 Автоматизация и телемеханизация по добыче нефти и газа в компании ООО «Taac-Юрях Нефтегазодобыча»

5. Системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

5.1 Существующее состояние обустройства и основные технические решения

5.2 Кустовые площадки

5.3 Основные решения по системе нефтегазосбора

Заключение

Использованная литература

Введение

месторождение добыча нефть газ

Производственную практику проходили в дочерней компании ОАО НК «Росснефть» - ООО «Taac-Юрях Нефтегазодобыча». Компания разрабатывает 2 смежных лицензионных участка Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения - Центральный блок и Курунгский - со сроками действия лицензионных соглашений до 2041г. и 2032г. соответственно. Месторождение расположено недалеко от магистрального нефтепровода Восточная Сибирь-Тихий океан (ВСТО).

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение Республики Саха (Якутия) открыто в 1970г. Запасы углеводородов Среднеботуобинского месторождения были утверждены ГКЗ СССР в 1980 и 1986 г. Тектонические нарушения обусловили блоковое строение месторождения с выделением Центрального, Северных и Восточных блоков.

Целью производственной практики является закрепление теоретических знаний, учебных практик, изучение производственной и технической деятельности нефтедобывающего предприятия, овладения производственными навыками и передовым методам труда.

1. Общие сведения о месторождении

В административном отношении Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение расположено на территории Мирнинского и Ленского районов (улусов) Республики Саха (Якутия), в 130 км к юго-западу от г. Мирный и в 140 км к северо-западу от г. Ленска (рис. 1.).

В непосредственной близости от месторождения открыты Таас-Юряхское, Бес-Юряхское, Иреляхское, Мирнинское, Северо-Нилбинское, Хотого-Мурбайское, Чаяндинское нефтегазоконденсатные и нефтяные месторождения, находящиеся на различной стадии освоения.

Инфраструктура. На площади месторождения расположен поселок Таас-Юрях с населением 570 человек. Ближайшими населенными пунктами являются поселки Харья-Юрэх (34 км), Заря (89 км), Новый (105 км).

В 140 км от месторождения проходит трасса нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий Океан (ВСТО). Диаметр нефтепровода 1220 мм, общая протяженность ВСТО около 4800 км.

По газопроводу «Среднеботуобинское месторождение - г. Мирный» (диаметр 500 мм, протяженность 175 км) подается газ, добываемый из залежей Северного блока Среднеботуобинского НГКМ ООО «АЛРОСА-Газ».

Грузы, предназначенные для ООО «Таас-Юрях Нефтегаздобыча», доставляются до железнодорожной станции Лена (ВСЖД), откуда через речной порт Осетрово по реке Лена отправляются в г. Ленск (950 км). Навигационный период в районе порта составляет 150 сут. Из г. Ленска грузы на площадь месторождения перевозятся автотранспортом по круглогодичной дороге, соединяющей пос. Таас-Юрях с трассой Ленск - Мирный (подбаза находится в 70 км на запад от 135-го километра трассы Ленск-Мирный). По участку подбаза - месторождение (до 100 км) грузы перевозятся с ноября по апрель.

Рис. 1 Обзорная схема района работ

Города Мирный и Ленск связаны между собой автодорогой III класса протяженностью 219 км, по которой ведутся автотранспортные перевозки грузов и людей.

Г. Мирный с населением 37,5 тыс. человек имеет аэропорт, способный принимать самолеты типа ТУ-154, АН-24, ЯК-40 и вертолеты.

Г. Ленск (население 24,5 тыс. человек) является крупным транспортным узлом, имеет аэропорт местных линий, способный принимать самолеты типа ЯК-40, АН-24 и вертолеты.

В период отсутствия зимника доставка людей и малогабаритных грузов осуществляется исключительно вертолетами из г. Ленска или с подбазы. Водные артерии на территории месторождения транспортного значения не имеют. По р. Улахан-Ботуобия возможно плавание на легких весельных, а в период паводка - на моторных лодках.

Электроснабжение поселка Таас-Юрях и Северного блока Среднеботуобинского месторождения обеспечивается от Вилюйской ГЭС линией электропередачи на 110 кВ с подстанцией 110/35/6. По территории месторождения проложена ВЛ на 35 кВ в габаритах 110 кВ и смонтирована электроподстанция 35/6. Энергообеспечение нефтяного промысла Центрального блока осуществляется местной газотурбинной электростанцией (ГТЭС).

Рельеф. В геоморфологическом отношении район месторождения расположен в зоне перехода от северо-западных окраин Приленского плато к Лено-Вилюйской равнине. Рельеф представляет собой всхолмленную равнину, расчлененную густой сетью временных водотоков. Абсолютные отметки 300-390 м.

Гидрографическая сеть. Крупнейшей водной артерией, протекающей на территории месторождения, является р. Улахан-Ботуобия, среднегодовой расход воды, в устье которой составляет 120-130 млн. м3/год. Для реки характерно существенное сезонное изменение объемов стока и практически полное промерзание в зимний период.

Гидрография района, помимо р. Улахан-Ботуобия, представлена также р. Таас-Юрях и рядом других более мелких рек. Питание рек в основном снеговое.

Характерной чертой речной сети является её глубокий врез. Речные долины на равнинах и особенно низменностях - широкие с пологими склонами и поймами. Преобладающие скорости рек в паводок 0,5-1,0 м/с. Долины рек и ручьев заболочены. Ледостав наступает в первой декаде октября, вскрытие рек - в конце апреля - начале мая. Наибольшая толщина льда на промерзающих реках составляет 120 см и достигается, как правило, во второй декаде марта.

Около 10 % рассматриваемой территории занимают болота и заболоченные земли. Глубина болот небольшая, с малой мощностью торфа.

Климат района резко континентальный, сухой. Зима продолжительностью семь месяцев. Среднегодовая температура - минус 7,8 °С. Среднемесячная температура наиболее холодного месяца, января - минус 33,7 °С., а самого жаркого месяца - июля - 17,7 °С. Отрицательные температуры зимой достигают от минус 50 до минус 57 °С. Летом жаркие дни (температура поднимается до 30 °С) сменяются холодными ночами. Средняя продолжительность отопительного сезона составляет 270 суток.

Осадков в районе немного. В период с апреля по октябрь - 215 мм, с ноября по март - 69 мм. Средняя годовая сумма осадков - 284 мм. Снегопады характерны для октября-ноября. Число суток со снежным покровом - 200 в год. Толщина снежного покрова для участков с ровной поверхностью к концу зимы достигает 35-50 см.

Ветры несильные, преобладающее направление северно-западное и западное со скоростью 3-4 м/с [1].

Геокриологические условия. На территории месторождения повсеместно распространены многолетнемерзлые породы, залегающие до глубины 400 м. Сезонноталый слой охватывает четвертичные отложения, имеющие повсеместное распространение на территории месторождения.

Наибольшая толщина сезонного оттаивания 3,5-3,9 м характерна для водораздельных участков, покрытых сосновым лесом.

Строительные материалы. На площади Среднеботуобинского месторождения и вблизи от него имеются выходы следующих строительных материалов: кирпичная глина, известняки, гравий, песок, гипс, бутовый камень. Месторождение гальки и гравия, пригодных для строительных и автодорожных работ, расположено в пределах второй надпойменной террасы р. Улахан-Ботуобия.

Г. Мирный вместе с поселками Айхал и Удачный образуют центр алмазодобывающей промышленности России.

Экономика района. Район располагает широким набором природно-экономических ресурсов, богат месторождениями алмазов пиропа, хризолита, газа, нефти, бурого угля и других полезных ископаемых. Ведущее место в экономике занимает алмазодобывающая промышленность, производство строительных материалов, предприятия по ремонту горной и дорожной техники, автопредприятия, пищевая промышленность. В регионе многочисленные котельные работают на нефти и газе.

Коренное население этого района - русские, саха, эвенки, эвены. Плотность населения составляет 0,52 чел. на кв. км.

В настоящее время на Среднеботуобинском месторождении с позиции промышленной освоенности региона, особенностей обустройства месторождения, климата и других природных условий существует ограничение по уровню добычи нефти (1 млн. т) до 2018 г. [5].

2. Разработка месторождений нефтегазодобывающего управления

2.1 Геологическое строение района и месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В геологическом строении Среднеботуобинского месторождения принимают участие метаморфические образования архей-протерозойского возраста, осадочные образования протерозойского, палеозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов.

Сводный литолого-стратиграфический разрез представлен на рис. 2. Породы кристаллического фундамента на исследуемой территории вскрыты единичными скважинами: Сбт-17, Сбт-30, Сбт-69, Крн-2771 и Крн-2773. Представлены гранито-гнейсами серыми, красновато-серыми, розовыми, среднекристаллическими с влючениями калиевого полевого шпата и кварца, трещиноватыми, с зеркалами скольжения и прожилками белого ангидрита. Абсолютный возраст фундамента, определенный К-Аr методом по керну скв. Сбт-30 составил 1616 млн. лет, что примерно соответствует границе нижнего и верхнего протерозоя (1650±50 млн. лет). Наибольшая вскрытая толщина - 25 м. Практически во всех скважинах вскрывших фундамент фиксируется кора выветривания гранитоидов.

По литологическому составу она подразделяется на две части: нижнюю преимущественно песчаную и верхнюю, преимущественно глинистую.

Нижняя часть сложена песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов. Песчаники серые, участками с коричневым и зеленоватым оттенком, кварц-полевошпатовые, разнозернистые, массивные и волнистослоистые, часто нечеткослоистые, с прослоями гравелитов. Алевролиты серые, зеленовато-серые, разнозернистые, глинистые. Аргиллиты серые с зеленоватым оттенком, неравномерно алевритистые, слоистые, по поверхности наслоения и трещинкам часто развивается ангидрит [1].

Рис. 2 Сводный литолого-стратиграфический разрез отложений

2.1.1 Тектоника

Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение находится в центральной части Мирнинского выступа - положительной структуры I порядка в пределах Непско-Ботуобинской антеклизы Сибирской платформы (рис. 3.).

Мирнинский выступ характеризуется северо-восточным простиранием и ориентировочными размерами 19070 км. Его ось погружается в северо-северо-восточном направлении от абсолютных глубин кровли осинского горизонта -1150 м у основания выступа до -1400 м у его северного окончания. В пределах Мирнинского выступа геолого-геофизическими исследованиями выявлен ряд кулисообразно расположенных антиклинальных структур III порядка. К одной из них, наиболее крупной - Среднеботуобинской, приурочено одноименное месторождение.

Структурный план месторождения изучен сейсморазведкой МОГТ и глубоким бурением.

Важной чертой Среднеботоубинского месторождения является наличие блоковой тектоники. В ходе выполнения ООО «Таас-Юрях Нефтегазoдобыча» геологоразведочных работ были выполнены сейсморазведочные работы 2D и 3D в пределах Центрального блока Среднеботуобинского месторождения и Курунгского лицензионного участка. Кроме того, дополнительно проведена интерпретация сейсмических профилей к западу от Среднеботуобинского месторождения. Эти работы позволили существенным образом скорректировать представление о разломной тектонике данной территории.

Принятые границы тектонических блоков и положение разломов на уровне ботуобинского горизонта приведены на рисунке 4. В пределах месторождения выделены четыре крупных тектонических блока, осложненных более мелкими нарушениями.

По кровле ботуобинского горизонта (отражающий горизонт КВ) -1570 м углы падения пластов не превышают 1,5, в основном составляя 0,5-1. Поднятие имеет длину 100, ширину 6-25 км и амплитуду 50 м [1].

2.1.2 Трапповый магматизм

В геологическом строении района месторождения принимают участие интрузивные образования двух формаций: средне-палеозойской и пермо-триасовой.

Средне-палеозойские интрузии представлены дайками долеритов, приуроченных к разломам Вилюйско-Мархинской зоны. Дайки имеют падение близкое к вертикальному, в основном располагаясь на восточном крыле структуры, толщина их достигает 200 м.

Пермо-триасовые интрузии представлены пластовыми телами траппов, незначительно «перескакивающими» на разные уровни. В пределах месторождения интрузии данной формации приурочены к пяти стратиграфическим подразделениям (юрегинской, эльгянской, толбачанской, олекминской и чарской свитам) [1].

Рис. 3 Фрагмент тектонической схемы Сибирской платформы

Рис. 4 Схема расположения разломов и положение тектонических блоков

2.2 Проект разработки

Проект «Таас-Юрях» состоит из Центрального блока Среднеботуобинского месторождения и Курунгскго ЛУ (рис. 5), находящихся в Мирнинском районе Республики Саха (Якутия), в 140 км к северо-западу от г. Ленск.

Месторождение по величине запасов отнесено к крупным, по геологическому строению - к очень сложным. В пределах Центрального блока месторождения расположена крупная газовая шапка.

Месторождение разделено на 5 тектонически экранированных залежей. Центральный блок разделен на 4 тектонически экранированные залежи.

Месторождение запущено в промышленную эксплуатацию - 15 сентября 2013 г. начало сдачи в систему ВСТО - 11.10.2013г.

От месторождения построен нефтепровод до ВСТО с врезкой в районе г. Ленск (длина - 169 км, пропускной способностью 1,0 млн.т./ год).

Рис. 5 Карта региона деятельности «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»

Лицензиями на право пользования недрами Центрального блока Среднеботуобинского месторождения (ЯКУ 11143 НЭ, от 12.04.2002г.) и Курунгского ЛУ (ЯКУ 14004 НР от 28.03.2007г.) владеет ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча»

ОАО «НК «Роснефть» консолидировала 100 % доли участия в ООО «Таас-Юрях Нефтегазодобыча» 14 октября 2013. Затем в декабре 2014 «НК Роснефть» продала 20% акций одной из крупнейших британских нефтяных компаний «British Petroleum». В дальнейшим шагом развития может являться передача 29% акций китайской компании «Skyland Petroleum», которая проявляет повышенный интерес к месторождению. Эта сделка укрепит дружественные отношения России и Китая и даст большой толчок к развитию месторождения. Также позволит стабилизировать ситуацию с нефтяным кризисом.

В перспективе возможна монетизация газа при получении доступа к газотранспортной системе «Сила Сибири».

В 70-х годах на объекте опробована ядерно-взрывная технология увеличения притоков нефти и газа (выполнено 6 взрывов).

История освоения месторождения:

· 1970 г. - открытие месторождения;

· 1984 г. - начало опытно-промышленной эксплуатации, запущено 3 скважины;

· 2011 г. - начало строительства объектов первой очереди обустройства мощностью до 1 млн. тонн нефти в год;

· Октябрь 2013 г. - начало промышленной эксплуатации месторождения и сдачи нефти в систему ВСТО [4].

2.2.1 Стратегия развития проекта

Стратегия развития проекта предполагает два основных этапа развития наземной инфраструктуры:

Этап 1 - октябрь 2013 г.:

· начало добычи - до 1 млн. т/г.;

· обустройство первых 3-х кустов;

· строительство ЦПС, энергокомплекса (20МВт);

· создание инфраструктуры на месторождении;

· строительство нефтепровода (Ду273, 169км), ПСП, ВЖК - 80 (2 шт.).

Этап 2 - 2018г.:

· увеличение добычи нефти на уровне 5 млн.т/г.;

· обустройство кустовых площадок по мере завершения бурения;

· расширение ЦПС, энергокомплекса;

· строительство системы ППД;

· строительство нефтепровода диаметром 530 мм и вдольтрассового проезда;

· расширение ПСП;

· реализация Газовой программы.

Весь добываемый газ, за вычетом использования на собственные нужды сжигается, утилизации газа более 95 % планируется достичь путём возвратной закачки газа в газовую шапку до 2019г. (ТСР 2014г.) [4].

2.2.2 Достигнутые результаты за прошлые периоды

Бурение и исследование скважин: на участке пробурено 121 скв. (из них в собственности ТЮНГД - 113скв.), в период 2006-2009 гг. из ранее пробуренных разведочных скважин выполнены работы по бурению боковых горизонтальных стволов (БГС) - 12 шт. Начиная с 2009 г. на месторождении ведется бурение эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием до 750 м - 36 скважин. На каждой кустовой площадке выполняется бурение пилотных стволов с отбором керна.

Строительно-монтажные работы: запущен в эксплуатацию комплекс инфраструктуры первого этапа: кустовые площадки добывающих скважин, линейная часть магистрального нефтепровода «Среднеботуобинское НГКМ - трубопроводная система ВСТО» (169км), ПСП, ЦПС, водозабор, энергокомплекс (20 МВт), линии ВЛ-6кВ (54км). В завершающей стадии СМР находятся: пожарное депо, полигон ТБО и ПО.

Проектно-изыскательские работы: выполняется разработка ПСД по объектам второго этапа - обустройство кустовых площадок, расширение ЦПС и ПСП, строительство нефтепровода Ду530, ГКС. Корпоративным институтом разработана предварительная схема электроснабжения СБНГКМ, подготовлено ТЭО по наземным источникам водоснабжения (рис. 6).

Добыча: фонд добывающих скважин - 54 единицы. Среднесуточная добыча нефти за 2014 год составила 2485 т/сут. Накопленная добыча за 12 месяцев 2014 г - 907,131 тыс. тонн. Среднесуточная добыча нефти в январе 2015 года составляет 2350 т/сут [4].

2.2.3 Действующие объекты добычи нефти и газа

Перечень основных объектов:

· Нефтедобывающие кустовые площадки - 7 ед.;

· Площадки одиночных скважин - 7 ед.;

· Скважин нефтегазодобывающих - 54 ед.;

· Скважины водонагнетательные - 2 ед.;

· Внутрипромысловые трубопроводы - 32,5 км;

· Центральный пункт сбора (ЦПС) - ввод в эксплуатацию 28.08.2013 г.;

· Магистральный нефтепровод - ввод в эксплуатацию 01.09.2013 г.;

· Приемо-сдаточный пункт (ПСП) - ввод в эксплуатацию 11.10.2013 г.;

· Цех добычи нефти и газа (ЦДНГ) - ввод в эксплуатацию 24.11.2013 г.;

· Региональный инженерно-технический центр (РИТЦ) - ввод в эксплуатацию 30.11.2013 г.

Основные текущие показатели добычи нефти и газа на май:

· Суточная добыча нефти и газоконденсата ? 2350 т/сут.

· Суточная добыча попутного нефтяного газа - 1700 тыс. м3/сут.

· Суточная добыча природного газа - 42 тыс. м3/сут.

· Суточная закачка воды в систему поддержания пластового давления - 940 м3/сут.

· Средний суточный дебит нефти одной скважины ? 44 т/сут [4].

Рис. 6 Схема обустройства месторождения

3. Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов

3.1 Фильтрационно-емкостные характеристики пород ботуобинского горизонта

В 2006-2007 гг. был осуществлен отбор и расширенный комплекс лабораторных исследований керна по пилотным стволам скважин 26 и 70 в лабораториях ИНГГ СО РАН (г. Новосибирск), ОАО "ТомскНИПИнефть» г. Томск, ЗАО НИПИНЕФТЕГАЗ г Тюмень. Дополнительно авторами отчета проведено описание и фотодокументация сохранившихся образцов керна и просмотрены шлифы по керну некоторых скважин /Конторович и др., 2007 ф/.

Открытая пористость определялась методом Преображенского при насыщении образцов моделью пластовой воды или керосином.

Газопроницаемость определялась методом стационарной фильтрации по воздуху на приборе ГК-5.

Остаточная водонасыщенность определена в подавляющем большинстве случаев методом центрифугирования. Незначительный объем определений остаточной водонасыщенности выполнен методами капилляриметрии: 25 образцов по скважинам 7,9, 13, 25 /Драгунов и др., 1985, ф/, 15 образцов (Сбт-70-пилот) и 20 образцов (сбт-26-пилот). При использовании капилляриметрии применялись мембраны, имеющие давление прорыва 3,5-4,0 кг/см2.

Выполнено 40 определений прямым, экстракционно-дистилляционным методом на герметизированных образцах керна, отобранного в скв.Сбт- 85, вскрытие горизонта в данной скважине осуществлялось на РНО.

Остаточная нефтенасыщенность определялась экстракционно-дистилляционным способом по 752 образцам из ботуобинского горизонта, в т.ч. по 715 образцам, учтенным при обосновании пористости, при этом большая часть этой выборки отобрана в скважинах, пробуренных на ВИЭР и РНО. Для оценки остаточной нефтенасыщенности использованы только 292 образца из скважин, пробуренных на рассолах, асбесто-гелевых и полимерных растворах.

Карбонатность пород оценивалась более чем для 70% выборки образцов, при этом оценивалось отдельно содержание кальцита и доломита

В настоящей работе для анализа ФЕС ботуобинского горизонта использовались данные лабораторных исследований керна по 37 скважинам.

По результатам лабораторных исследований керна коллекторские свойства пород ботуобинского горизонта варьируют в весьма широком диапазоне: открытая пористость изменяется от 0,3 до 23,2%, проницаемость от 0,0210-15 м2 до 7,410-12 м2, остаточная водонасыщенность от 0,3 до 95,7%, в т.ч. по образцам, учтенным в подсчете запасов, открытая пористость изменяется от 2,9 до 23,2%, проницаемость от 0,210-15м2 до 7,410-12 м2, остаточная водонасыщенность от 0,3 до 78,8%.

Для анализа соотношения пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности из всего массива образцов были сформировано две выборки:

- выборка № 1 - все образцы, учтенные при подсчете запасов;

- выборка № 2 - образцы по скважинам 26-пилотный ствол и 70-пилотный ствол;

- выборка № 3 - образцы, учтенные при подсчете запасов без скважин 26-пилотниый ствол и 70-пилотный ствол;

Основные статистические показатели ФЕС по сформированным выборкам приведены в табл. 1. На рисунках 7-9 приведены распределения значений пористости, проницаемости и остаточной водонасыщенности по выборкам 1 и 2.

В таблице 3.4 показано, что при 100% отборе и выносе керна средняя пористость выше на 0,9% (6% относительных), хотя расхождение в абсолютных величинах в пределах допустимой погрешности ±2 абсолютных %; средняя проницаемость различается менее чем на 2%; остаточная водонасыщенность методом центрифугирования в выборке 2 ниже на 4,9% (35% относительных), хотя расхождение в абсолютных величинах в пределах допустимой погрешности ±5 абсолютных %.

Остаточная водонасыщенность на керне определена в подавляющем большинстве случаев методом центрифугирования. Среднее значение остаточной водонасыщенности по 1012 образцам равно 13,3% (табл. 1).

Кроме того выполнялись определения остаточной водонасыщенности прямым, экстракционно-дистилляционным методом на герметизированных образцах керна, отобранного в скв. Сбт-85, вскрытие горизонта в данной скважине осуществлялось на РНО. Диапазон изменений от 2-5 до 30-33%. Определения на герметизированных образцах керна, отобранного в скв. Сбт-85, дали значение Ков равное 11,8% по 38 образцам.

Средние значения остаточной водонасыщенности методами капилляриметрии, полученные по трем выборкам образцов: по данным отчета 1985г., из скважины 26 и из скважины 70, соответственно составляют 17,9% (25 образцов), 11,3% (20 образцов) и 5,9% (15 образцов), в среднем по всем исследованным образцам -12,7%.

Таким образом, определения остаточной водонасыщенности прямым методом на герметизированных образцах керна, отобранного в скв. Сбт-85, методами центрифугирования, выполненные в лабораториях ЛЭИС, ВНИГНИ, Главтюменьгеологии и ЯКТЭ, и методами капилляриметрии характеризуются хорошей сходимостью.

Таблица 1

Статистические характеристики ФЕС пород ботуобинского горизонта по выборкам

Показатели

Пористость (%)

Проницаемость (Ч10-15м2)

Остаточная водонасыщенность (%)

1

2

3

4

Выборка №1 (все скважины, включая 26 и 70)

Количество определений

1709

1445

1012

Среднее значение

15,1

546,3

13,3

Минимальное значение

2,9

0,2

0,3

Максимальное значение

23,2

7400

78,8

Мода

-

285

10

Медиана

15,4

313,4

11,5

Стандартная ошибка

0,08

20,6

0,25

Стандартное отклонение

3,4

782

7,9

Ассиметрия

-0,77

5,1

2,0

Эксцесс

0,80

46,1

9,0

Выборка №2 (26 и 70)

Количество определений

89

89

89

Среднее значение

15,9

537

8,8

Минимальное значение

10,2

6,6

0,3

Максимальное значение

20,9

3128

27,5

Мода

15,0

-

13,7

Медиана

15,7

324

8,1

Стандартная ошибка

0,3

69,8

0,5

Стандартное отклонение

2,7

658

4,9

Ассиметрия

0,07

2,1

0,7

Эксцесс

-0,43

5,0

1,3

Выборка №3 (все кроме 26 и 70)

Количество определений

1479

1247

961

Среднее значение

15,0

546

13,7

Минимальное значение

2,9

0,2

0,3

1

2

3

4

Максимальное значение

23,2

7400

78,8

Мода

15,2

285

9,4

Медиана

15,3

305

11,9

Стандартная ошибка

0,09

23,0

0,3

Стандартное отклонение

3,5

810,6

8,0

Ассиметрия

-0,78

5,2

2,0

Эксцесс

0,70

46,0

9,0

Массовые исследования остаточной нефтенасыщенности в керне выполнены методом экстрагирования (Сокслета). Всего имеются результаты по 435 образцам, в том числе 290 образцов из нефтенасыщенной части разреза. На рисунке 10 приведено распределение данной величины раздельно для нефтенасыщенной, водонасыщенной и газонасыщенной частей разреза.

Среднее значение остаточной нефтенасыщенности по нефтенасыщенной части пласта по всем скважинам - 27,6% (табл. 3.6) соответствует принятым значениям остаточной нефтенасыщенности по исследованиям коэффициента вытеснения по нескольким лабораторным опытам (см. ниже), в скважинах, пробуренных не на ВИЭР или РНО остаточная нефтенасыщенность в керне ниже 22,7% (табл. 2).

Для газо-, нефте- и водонасыщенных интервалов значения остаточной нефтенасыщенности отличаются, выше ГНК и ниже ВНК остаточная нефтенасыщенность составляет 8% (табл. 2) [2].

Таблица 2

Средние значения остаточной нефтенасыщенности для газо, нефте- и водонасыщенных интервалов

Газ*

Нефть

Нефть*

Вода*

Количество определений

88

290

96

57

Среднее значение

8,0

27,6

22,7

7,7

Минимальное значение

1,1

2,0

2

2,0

Максимальное значение

48,6

71,5

69,8

34,8

Мода

7,9

19,5

20,8

7,7

Медиана

5,7

24,2

20,9

6,3

Стандартная ошибка

0,9

0,8

1,4

0,7

Стандартное отклонение

8,4

13,8

13,8

5,2

* - для скважин, пробуренных на асбесто-гелевых растворах, рассолах, полимерах

Рис. 7 Распределение пористости по керну ботуобинского горизонта

Рис. 8 Распределение проницаемости по керну ботуобинского горизонта

Рис. 9 Распределение остаточной водонасыщенности по керну ботуобинского горизонта

Рис. 10 Гистограмма распределения остаточной нефтенасыщенности, определенной экстрагированием

3.2 Состав и свойства пластовых флюидов

По результатам исследования глубинных проб, содержащаяся в них нефть залежи 1 ботуобинского пласта имеет в пластовых условиях плотность в интервале 650-839 кг/ м3 (среднее значение - 807,8), вязкость динамическая 3,62-16,4 мПаЧс (среднее - 7,49), газосодержание 53,87-104,09 м3/т (среднее - 83,0), давление насыщения 7,06-14,17 МПа (среднее - 12,16), коэффициент объемной упругости 10,87-37,67 1/МПаЧ10-4 (среднее 20,02).

По результатам исследования глубинных проб, содержащаяся в них нефть залежи 2 ботуобинского пласта имеет в пластовых условиях плотность в интервале 750-828 кг/м3 (среднее значение - 803,2), вязкость динамическая 5,72-11,98 мПаЧс (среднее - 8,86), газосодержание 71,75-100,78 м3/т (среднее - 82,39), давление насыщения 11,38-14,45 МПа (среднее - 12,18), коэффициент объемной упругости 10,87-14,73 (среднее 13,33).

Растворенный газ при однократном разгазировании состоит в среднем: из метана 72,403%, этана 11,779%, пропана 7,138%, i-бутана 1,019%, n-бутана 2,819%, пентаны+высшие 2,498%, гелия 0,067%, углекислого газа 0,08, азота 2,199%.

Растворенный газ при дифференциальном разгазировании состоит в среднем: из метана 81,839%, этана 5,453%, пропана 2,39%, i-бутана 0,128%, n-бутана 0,575%, пентаны+высшие 0,869%, гелия 0,285%, углекислого газа 0,055, азота 8,405%.

Компонентный состав дегазированной нефти представлен в среднем: метаном 0,389%, этаном 0,3%, пропаном 0,632%, i-бутаном 0,36%, n-бутана 1,295%, пентаны+высшие 97,023%.

Компонентный состав пластовой нефти представлен в среднем: метаном 39,539%, этаном 5,449%, пропаном 3,361%, i-бутаном 0,641%, n-бутана 1,853%, пентаны+высшие 46,98%, гелия 0,075%, углекислого газа 0,048, азота 2,052%.

При исследовании нефтей залежи 1 пласта плотность составляет 807-910,8 кг/м3 (в среднем 865,5 кг/м3), они отличаются высокой динамической вязкостью при 20оС (3,87-76,67 МПа, в среднем 36,17 МПа. Нефть сернистая (0,02-1,55%, в среднем 0,80%), средне и высокосмолистая (5,75-34,35%, в среднем 17,87%), парафинистая (0,27-3,79%, в среднем 1,91%). Температура застывания нефти -22,7 С.

Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200С составляет от 5 до 42%, в среднем 18,47%; до 300С - от 21 до 56%, в среднем 38,45%. Температура начала кипения нефти +79,8 С.

При исследовании нефтей залежи 2 пласта Бт плотность составляет 879,4-889 кг/м3 (в среднем 882,2 кг/м3), они отличаются высокой динамической вязкостью при 20оС (44,36-104,01 МПа, в среднем 71,89 МПа. Нефть сернистая (0,01-0,94%, в среднем 0,55%), средне и высокосмолистая (14,96-42,1%, в среднем 27,4%), парафинистая (2,04-3,8%, в среднем 2,64%). Температура застывания нефти -17 С.

Потенциальное содержание фракций выкипающих до 200С составляет от 12 до 20%, в среднем 14,53%; до 300С - от 34 до 42%, в среднем 38%. Температура начала кипения нефти +99,8 С.

Образцы нефти ботуобинского горизонта отобранной для детального исследования товарно-эксплуатационных характеристик нефти и нефтяных фракций были обезвожены.

Содержание хлористых солей в обезвоженной пробе составило 97 мг/литр.

Наличие сероводорода и меркаптанов по ГОСТ Р 50802-2003 было определено хроматографическим методом с пульсирующим пламенно-фотометрическим детектором (PFPD) и составило в сумме менее 0,1 млн-1.

Давление насыщенного пара по Рейду (100F) составляет 126 мм.рт.ст.(16,8 кПа).

В составе нефти концентрация металлов составила (ppm на остаток выше 350 С/4.0 ppm в пересчете на нефть): натрий(Na) - 170/87; ванадий (V) - 10/6; никель(Ni) - 11/6.

Выходы бензиновых дистиллятов, фракции: НК-70, 70-100, 100-120, 120-150, 150-200 оС, составляют 1,6%, 1,8%, 1,6%, 3,1% и 7,3% масс, соответстсвенно. Содержание широких бензиновых фракций 28-120 и 28-180 - 4,9% и 12%.

Выходы керосиновых и дизельных дистиллятов, фракции: 120-150, 150-180, 180-210, 210-240, 240-270, 270-300, 300-330, 330-360, определены как 3,1%, 4,0%, 5,1%, 6,1%, 7,0%, 7,8%, 8,2% и 8,3%, соответственно.

Потенциальное содержание базового масла из остатка выше 350оС с индексом вязкости 85 составляет 53,2% в пересчете на остаток выше 350 оС и 25,4% в пересчете на нефть.

Выход остатка выше 300 оС составляет - 61,5%, выше 350 оС - 47,8%, выше 380 оС - 39,6%, выше 450 оС -22,7%.

В декабре 2006 года были отобраны глубинные пробы нефти в скважинах Сбт-1018, Сбт-1021. В апреле 2009 года в скважине Сбт-53 также проводился отбор глубинных проб. Впервые удалось получить пробы, данные которых, соответствовали условиям залегания нефти. Дополнительные свойства и характеристики пластовых флюидов и жидкостей представлены в таблицах 3-8 [2].

Таблица 3

Свойства пластовой нефти ботуобинского пласта Средне-Ботуобинского месторождения

Наименование

Численные значения

диапазон
значений

Принятые
значения

1

2

3

Пластовое давление, МПа

14.05-14.33

14.19

Пластовая температура, 0С

10.5-16.0

12

Давление насыщения, МПа

7.06-14.45

12.17

Газосодержание, м3/т

53.87-104.09

82.7

Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Р1=11.0МПа Т1=15оС

0.92-1.12

1.02

Р1=7.0МПа Т1=15оС

13.92-13.95

13.94

Р1=3.0МПа Т1=15оС

18.77-20.32

19.55

Р1=1.0МПа Т1=15оС

12.29-12.80

12.55

Р1=0.2МПа Т1=15оС

7.10-7.25

7.18

Р1=0.1МПа Т1=15оС

4.16-4.20

4.18

Плотность в условиях пласта, кг/м3

650-839

806

Вязкость в условиях пласта, мПа*с

3.62-16.4

8.17

Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10-4

12.3-37.67

17.08

Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С:
-при однократном (стандартном) разгазировании
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании

0.934-1.0586
0.748-0.926

0.980
0.805

Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 200С:
-при однократном (стандартном) разгазировании
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании

862.8-879.1
788.4-806.8

869.9
798.9

Таблица 4

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти Средне-Ботуобинского месторождения вендские отложения, ботуобинский пласт (средние значения по результатам анализа дегазированных глубинных и поверхностных проб)

Наименование

Количество исследованных

Диапазон изменения

Среднее значение

скважин

проб

1

2

3

4

5

Плотность при 200С,кг/м3

15

28

807-910.8

877

Вязкость, мПа*с при 20оС при 50оС

13
4

22
6

3.87-104.01
6.95-13.95

58.55
10.14

Молярная масса, г/моль

-

-

-

-

Температура застывания, оС

4

4

(-17)-(-33)

-19.83

Массовое содержание, %

Серы

13

22

0.01-1.55

0.68

Смол силикагелевых

13

23

5.75-42.1

23.93

Асфальтенов

12

23

0.19-12.39

4.04

Парафинов

14

22

0.27-3.8

2.37

Воды

2

2

0.1-10

5.05

Механических примесей

1

1

0.016

0.016

1

2

3

4

5

Содержание микрокомпонентов, г/т

Ванадий

1

1

10

10

Никель

1

1

8

8

Температура плавления парафина,оС

7

10

41-55

51.74

Температура начала кипения,оС

15

27

40-154

90.76

Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %

до 100ОС

12

14

1.0-29.0

3.20

до 150ОС

13

18

2.5-22.0

8.17

до 200ОС

15

27

5.0-42.0

15.91

до 250ОС

13

20

11.0-38.0

24.47

до 300ОС

14

22

21.0-56.0

37.23

Шифр технологической классификации (по ГОСТ Р 51858-2002 "
Нефть. Общие технические условия", ОСТ 38.01197-80)

2.3.1.1.
2.2.1.3.2.

Таблица 5

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

Наименование параметра

Пласт ботуобинский

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

-

-

-

-

-

-двуокись углерода

0.08

-

0.055

0.047

0.048

-азот+редкие

2.199

-

8.405

2.041

2.052

в т.ч.гелий

0.067

-

0.285

0.075

0.075

-метан

72.403

0.389

81.839

39.433

39.539

-этан

11.779

0.3

5.453

5.455

5.449

-пропан

7.138

0.632

2.39

3.372

3.361

-изобутан

1.019

0.36

0.128

0.643

0.641

-норм. бутан

2.819

1.295

0.575

1.859

1.853

-изопентан

0.741

0.965

0.216

0.782

0.78

-норм.пентан

0.904

1.705

0.291

1.25

1.246

-гексаны

0.607

4.678

0.247

2.777

2.771

-гептаны

0.167

4.675

0.08

2.428

2.422

-октаны

0.055

5.407

0.024

2.621

2.615

-остаток С9+

0.024

79.593

0.011

37.218

37.146

Молекулярная масса

22.49

-

-

-

188.3

Плотность

-

-

-

-

-

газа, кг/м3

0.98

-

0.805

-

-

газа относительная

-

-

-

-

-

(по воздуху), доли ед.

0.813

-

-

-

-

нефти, кг/м3

-

869.9

0.668

-

808.4

Таблица 6

Свойства газа и конденсата ботуобинского пласта Средне-Ботуобинского месторождения

Наименование параметра

Численные значения (средние)

1

2

1. Газ газовой шапки

Давление пластовое, МПа

14.2

Температура пластовая, 0К

285

Давление начала конденсации, МПа

-

Давление максимальной конденсации, МПа

4.9

Давление псевдокритическое, МПа

4.57

Давление приведенное

3.15

Температура псевдокритическая, 0К

201.02

Температура приведенная

1.41

Коэффициент сверхсжимаемости (Z)

0.748

Объемный коэффициент

0.0052

Плотность в условиях пласта, кг/м3

0.762

Вязкость в условиях пласта, МПа*с

0.0176

Теплоемкость, Дж/0С

-

Коэффициент Джоуля-Томсона, 0С/атм

-

Содержание конденсата, г/м3

сырого (нестабильного), КГФ

-

стабильного (дебутанизированного)

17.5

2. Стабильный (дебутанизированный) конденсат

Плотность (станд. условия), кг/м3

669.8-750.7(697.4)

Вязкость (станд. условия), МПа*с

-

Молекулярная масса, г/моль

-

Температура выкипания 90% объемного конденсата, 0C

-

Таблица 7

Компонентный состав газа и конденсата ботуобинского пласта Средне-Ботуобинского месторождения

Наименование параметра

Газ

Конденсат

Состав пластового газа

сепарации

дегазации

дебутаниза-ции

Дебутанизи-рованный (стабильный)

сырой

1

2

3

4

5

6

7

Молярная концентрация компонентов, %

-водорода

0.06

-

-

-

-

-

-двуокись углерода

0.11

0.06

-

-

0.04

0.21

-азот+редкие

2.95

0.66

-

-

0.44

3.17

в т.ч.гелий

0.45

-

-

-

-

-

-метан

89.28

49.58

-

-

31.35

88.65

-этан

4.8

20.27

-

-

12.78

4.91

-пропан

1.78

18.32

-

-

11.55

1.91

-изобутан

0.48

9.5

-

-

5.99

0.55

-норм.бутан

-

-

-

-

-

-

-изопентан

0.09

1.61

-

-

37.85

0.6

-норм.пентан

-

-

-

-

-

-

-гексаны

-

-

-

-

-

-

-гептаны

-

-

-

-

-

-

1

2

3

4

5

6

7

-октаны

-

-

-

-

-

-

-остаток С9+

-

-

-

-

-

-

Молекулярная масса, г/моль

-

-

-

-

-

Давление (Р), Мпа

14.4

-

-

-

-

-

Температура (t), 0C

12

-

-

-

-

-

Плотность, кг/м3

-

-в стандартных условиях (0.1МПа, 200C)

0.805

-

-

-

-

0.7605

-в рабочих условиях (при Р, t)

-

-

-

-

-

-

Выход на 1000кг пластового газа, кг

-

<...

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2023, ООО «Олбест» Все права защищены