Анализ работы систем сбора и подготовки скважинной продукции Биттемского месторождения

дипломная работа

1.1 Химический состав и свойства пластовых и дегазированных нефтей

Физико-химическая характеристика пластовых нефтей Биттемского месторождения на стадии составления технологической схемы разработки (1999 г.) была изучена на образцах девяти глубинных проб пласта АС11 из четырех скважин (№№ 20п, 22р, 27п, 3203п) и на образцах 11 поверхностных проб из восьми скважин. Характеристика пластовых нефтей ачимовской толщи исследована на образце одной поверхностной пробы из скважины № 25п; глубинные пробы не отбирались. Пласт ЮС0 также глубинными пробами не охарактеризован, физико-химическая характеристика дегазированных нефтей изучена на образцах трех поверхностных проб из скважин №№ 27п, 50п и 181э.

Пласт АС11. По пробам, признанным качественными, газонасыщенность нефтей изменяется в пределах от 61 до 118,5 м3/т при однократном разгазировании и газовый фактор при дифференциальной дегазации - от 55,8 до 107,5 м3/т. Плотность дегазированной нефти изменяется от 842 до 854 кг/м3, величина пересчетного коэффициента по вновь выполненным исследованиям составляет 0,795-0,861.

В условиях пласта нефть относительно легкая, средней вязкости, с давлением насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления (таблица 1.1.1). На локальных купольных участках газосодержание достигает максимальных значений, в приконтурных зонах газосодержание закономерно снижается, плотность нефти возрастает за счет гравитационных, диффузионных и окислительных процессов.

В компонентных составах жидкой и газовой фаз (таблица 1.1.2) концентрация нормальных углеводородов заметно выше концентрации их изомеров. Концентрация неуглеводородных компонентов в газе (азот, двуокись углерода) невелика и в сумме не превышает 2,5% объемных. Сероводород в составе газа стандартными хроматографическими методами не обнаружен.

Дегазированные нефти (таблица 1.1.3) по технологической классификации характеризуются как легкие и сравнительно легкие (846-895 кг/м3), маловязкие и средней вязкости, смолистые, парафиновые, сернистые, с выходом фракций до 3500С около 50% объемных. Шифр технологической классификации - II Т2 П2. Вероятно, часть проб в процессе отбора, хранения и транспортировки подверглась интенсивному испарению, вследствие чего часть легких бензиновых фракций была потеряна до проведения анализа . На это указывают аномально высокие плотности нефти ряда поверхностных проб, несопоставимые с данными изучения глубинных проб, а также высокие (100-1500С) температуры начала кипения (скв. №23п, №24р). Это обстоятельство необходимо учитывать при обосновании товарно-эксплуатационных и потребительских кондиций углеводородного сырья.

Содержание микрокомпонентов в дегазированной нефти Биттемского месторождения определялось методами рентген-флюоресцентной спектрометрии на приборах Philips X-Unique II (технология UNIQUANT) и X-Ray SPECTRO - 200T на образцах двух проб из скважин №276 и №349 (пласт АС11, отбор 2004г.). Содержание ванадия составляет 16 г/т (по двум пробам), натрия - 90 г/т, меди - 5 г/т, хлоридов - от 12 до 200 г/т при среднем значении 106 г/т; содержание железа, никеля - менее 5 г/т. Несмотря на ограниченный объем исследований, полученные данные хорошо согласуются с результатами анализа дегазированных нефтей близлежащего Западно-Камынского месторождения, где определение микрокомпонентов проведено по 19 пробам. В таблице 3.1.3 для пласта АС11 средние значения содержания микрокомпонентов в нефтях приведено по пробам Биттемского месторождения (скв. №276, №349), диапазон изменения взят с учетом результатов исследования Западно-Камынского месторождения. Во всех исследованных пробах концентрация ценных компонентов ниже промышленного уровня.

Таблица 1.1.1 - свойство пластовой нефти и воды Биттемского месторождения

Наименование параметра

Колич. исследованных скважин (проб)

АС11

Колич. исследованных скважин (проб)

Ач1

диап-н

ср-е

диап-н

ср-е

знач.

знач.

знач.

знач.

а) Нефть

Пластовое давление, МПа

9(22)

20,2 - 23,5

23

По аналогии с Быстринским, Лянторским, Федоровским, Камынским, Ай-Пимским месторождениями 19 (более30)

25-32

27

Пластовая температура,0С

9(22)

77 - 89

80

89-93

90

Давление насыщения, МПа

9(22)

7,2 - 14,1

11,1

7,5-10

8,7

Газосодержание (стандартная сепарация), м3

9(22)

61,1 - 118,5

97

30-50

40

Газовый фактор при дифференциальном

9(22)

55,8 - 107,5

87

29-46

35

разгазировании в рабочих условиях, м3

Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3

9(22)

743 - 794

764

810-835

826

Вязкость нефти в условиях пласта, мПа*с

9(22)

0,93 - 1,42

1,16

2-5

2,6

Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10-4

9(22)

8,7 - 15,8

13,1

11-14

9,7

Плотность растворенного газа, кг/м3 при 200С:

- при однократном (стандартном) разгазировании

9(22)

1,129 - 1,287

1,174

1,040-1,2

1,073

- при дифференциальном разгазировании

9(22)

0,934 - 1,183

1,043

0,850-0,950

0,895

Плотность дегазированной нефти, кг/м3 при 200С:

9(22)

852 - 861

852

853-896

874

- при однократном (стандартном) разгазировании

- при дифференциальном разгазировании

9(22)

842 - 854

845

849-892

870

Объемный коэффициент, доли ед,:

9(22)

1,181 - 1,300

1,242

1,050-1,140

1,104

- при однократном (стандартном) разгазировании

- при дифференциальном разгазировании

9(22)

1,161 - 1,258

1,206

1,040-1,110

1,086

Пересчетный коэффициент, доли ед.,

9(22)

0,795 - 0,861

0,83

0,961-0,883

0,921

- при дифференциальном разгазировании

б) Пластовая вода

Газосодержание, м33

26(44)

0,5 - 2,7

0,8

По аналогии Логачевской площадью 2(4)

89-93

90

Плотность воды в стандартных условиях, кг/м3

26(44)

1005 - 1010

1009

1011-1012

1011,25

- в условиях пласта, кг/м3

26(44)

986 - 990

989

979-986

985

Объемный коэффициент, доли ед,

26(44)

1,023 - 1,027

1,027

1,027-1,032

1,027

Общая минерализация, г/л

26(44)

9,4 - 15,5

14,0

15,2-17,3

16,1

Жесткость общая, (мг-экв/л)

26(44)

1,8 - 7,0

3,1

2,2-14,7

5,3

Химический тип воды

(по В.А.Сулину), преимущественный

26(44)

Гидрокарбонатно-натриевый ГКН

Гидрокарбонатно-натриевый ГКН

Таблица 1.1.2 - Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Биттемского месторождения

Наименование компонентов, параметров

Пласт АС11

Ач1

при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях

при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях

Пластовая нефть

при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях

при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях

Пластовая нефть

Выделившийся газ

Нефть

Выделившийся газ

Нефть

Выделившийся газ

нефть

Выделившийся газ

нефть

Молярная концентрация

компонентов, %%:

- сероводород

о т с у т с т в у е т

о т с у т с т в у е т

- двуокись углерода

0,50

0,00

0,54

0,00

0,23

0,1

0

0,12

0

0,03

- азот+редкие

1,54

0,00

1,70

0,00

0,70

1,89

0

0

0,54

0,54

в т.ч. гелий

0,004

0,00

0,004

0,00

.

0,006

0

0,006

0

-

- метан

60,29

0,24

66,05

0,04

27,29

71,44

0,29

80,82

0,12

20,66

- этан

10,80

0,32

11,60

0,43

5,04

5,14

0,15

5,13

0,33

1,55

- пропан

14,58

1,72

13,20

3,51

7,51

8,61

1,01

6,14

2,18

3,19

- изобутан

1,69

0,56

1,18

0,99

1,07

2,57

0,86

1,33

1,35

1,35

- нормальный бутан

5,48

2,66

3,44

4,28

3,93

5,59

2,72

2,6

3,85

3,54

- изопентан

1,12

1,45

0,54

1,83

1,30

1,5

1,94

0,57

2,24

1,81

- нормальный пентан

1,91

3,29

0,89

3,93

2,67

1,6

2,76

0,6

3,05

2,43

- гексаны

1,47

7,86

0,60

8,05

4,98

1,28

6,83

0,46

6,88

5,24

- гептаны

0,46

6,67

0,19

6,46

3,87

0,3

4,43

0,11

4,32

3,25

- октаны

0,16

6,31

0,07

5,97

3,54

0,08

3,22

0,03

3,1

2,32

- остаток C9+высшие

0,00

68,91

0,00

64,51

37,87

0

75,79

0

72,58

54,09

Молекулярная масса

28,25

203

25,10

194

124,2

25,82

241

21,53

233

179,3

Плотность

- газа, кг/м3

1,174

1,043

1,073

0,895

- газа относительная

(по воздуху), доли ед.

0,974

0,866

0,89

0,743

- нефти, кг/м3

852

845

764

870

826

Таблица 1.1.3 - физико-химическая характеристика проб дегазированной нефти Биттемского месторождения (по результатам анализа поверхностных проб)

Наименование параметров

АС11

Ач1

Диапазон значений

Среднее значение

Диапазон значений

Среднее значение

Плотность при 20 0С, кг/м3

846 - 895

861

853-897

863,4

Вязкость, мПа.с

при 20 0С

5,21 - 56,0

13,99

8,3-69,3

21,35

при 50 0С

3,30 - 15,57

5,08

3,9-15,6

7,29

Молярная масса, г/моль

203 - 295

221

210-287

219

Температура застывания, 0С

(-31) - (+3)

-15

(-14)-0

-11

Массовое содержание, %

серы

0,63 - 1,37

0,84

0,42-1,31

1,01

смол силикагелевых

4,86 - 16,41

9,07

6,77-15,5

14,31

асфальтенов

0,49 - 3,46

1,37

0,94-2,46

2,14

парафинов

1,28 - 6,78

3,3

2,18-6,47

6,47

Температура плавления парафина, 0С

39 - 61

53

48-57

50

Содержание металлов, г/т

ванадия

6 - 29

16

5-7

6

никеля

менее 5

менее 5

6-12

9

железо

менее 5

менее 5

50-300

120

натрия

40 - 140

90

20-50

30

хлориды

12 - 200

106

7-50

29

медь

5 - 19

5

13-23

19

Температура начала кипения, 0С

43 - 153

75

53-114

53

Фракционный состав (объемное содержание выкипающих ), %

до 100 0С

0 - 7

3,4

0-4,5

4,3

до 150 0С

0 - 17

12,2

6-16,5

12,2

до 200 0С

7,4 - 27,0

22,1

14-25

19,5

до 250 0С

18 - 38

31,6

25-34,5

27,6

до 300 0С

26,9 - 64,0

42,9

36-52

36,3

Количество исследованных проб (скважин)

17 (13)

1(1); среднее скв. 25

Пласт Ач1. Характеристика нефти ачимовской толщи изучена на образце одной поверхностной пробы из скважины № 25п. Для обоснования параметров газонасыщенной пластовой нефти использованы результаты комплексных исследований глубинных проб из скважин, вскрывших ачимовскую толщу на других месторождениях района (Быстринское, Лянторское, Федоровское, Камынское, Ай-Пимское - более 30 глубинных проб из 19 скважин). Месторождения имеют единую стратиграфическую общность и генетическое единство залежей, а также идентичность физико-химических характеристик дегазированных нефтей. В результате приняты следующие численные значения подсчетных параметров (таблицы 1.1.1 - 1.1.3):

- газовый фактор - 35 м3/т;

- плотность дегазированной нефти - 870 кг/м3;

- пересчетный коэффициент - 0,921.

Численные значения свойств газонасыщенной нефти с заданными параметрами в условиях пласта откорректированы с применением методов термодинамического моделирования.

По результатам анализа дегазированная нефть (скв. № 25п) характеризуется как сравнительно легкая, средней вязкости (21,35 мПа.с), сернистая (1,01%), парафиновая, смолистая, с выходом фракций до 3000С около 36%. Технологический шифр (по ГОСТ 912-66) - IIТ2П2. Диапазон изменения физико-химических характеристик дегазированной нефти принят по аналогии с близлежащими месторождениями. Содержание микрокомпонентов в дегазированных нефтях ачимовской толщи по близлежащим месторождениям исследовано на образцах пяти проб из скважин №№ 538, 546 и 3821 Западно-Камынского месторождения. Фиксируемая концентрация ванадия составляет 5-7 г/т (в среднем 6 г/т), никеля - от 6 до 12 г/т (в среднем - 9 г/т). В качестве сопутствующих компонентов отмечено присутствие натрия (20-50 г/т), железа (50-300 г/т), меди (13-23 г/т).

Делись добром ;)