Характеристика энергетического состояния залежи
Залежь нефти месторождения Тенгиз характеризуется аномально высоким пластовым давлением (АВПД), (превышение начального пластового давления над гидростатическим давлением, или коэффициент аномальности достигает 1,826), и большим разрывом между пластовым давлением и давлением насыщения.
Начальное пластовое давление на отметке минус 4500 м составляет 82,35 МПа, давление насыщения нефти газом - 25,6 МПа. На текущую дату разработки ни в одной скважине месторождения не зафиксировано снижение забойного давления ниже давления насыщения.
Проектом ОПР предусмотрено выделение двух эксплуатационных объектов: I объект - отложения башкирского, серпуховского и окского стратиграфических комплексов, II объект - отложения от тульского до девонского стратиграфических комплексов. Залежь во всех рассмотренных вариантах разрабатывается на упруго-замкнутом режиме. Рекомендуемый вариант, согласно Регламенту на проектирование разработки, по принципиальным положениям соответствует утвержденному варианту технологической схемы разработки 1986 г., а также учитывает фактически сложившуюся систему разработки.
В соответствии с технологической схемой разработку I объекта месторождения предусматривалось осуществлять на упруго-замкнутом режиме, режиме растворенного газа и водонапорном режиме. По II эксплуатационному объекту расчет показателей был выполнен только при разработке на упруго-замкнутом режиме и режиме растворенного газа.
|
|
|
Разработка месторождения осуществляется на упруго-замкнутом режиме, при котором строго соблюдается пропорциональность отбора нефти снижению давления в залежи.
Пластовые давления по скважинам рассчитывались на отметку минус 4500 м и в дальнейшем для сравнения использовались сведения о приведенных пластовых давлениях. По подобъектам 1 объекта были построены карты изобар на разные даты, что позволило пронаблюдать развитие во времени зон пониженного пластового давления. Так как режим дренирования залежи нефти упруго-замкнутый, пластовое давление является одним из основных показателей, характеризующих текущее состояние выработки запасов нефти.
Средневзвешенное пластовое давление по разрабатываемой части месторождения составляет 76,16 МПа, что на 6,19 МПа ниже начального пластового давления. В 20 скважинах 1 объекта разработки (Т-5К,11,12,15,21,38,40,72,103,105,106,110,111,112,113, 115,116,317,318,419) идет снижение пластового давления в соответствии с темпом отбора.
Необходимо отметить, что динамика дебитов нефти скважин во времени типична для всех групп скважин: в начальный период эксплуатации может отмечаться рост дебита в результате очистки призабойной зоны, а также уменьшения штуцирования скважины, однако после выведения скважины на работу с максимально открытым штуцером наблюдается устойчивое падение дебита. Этого следует ожидать, так как пластовое давление снижается в результате добычи при упруго-замкнутом режиме. Последующее увеличение дебита отмечается только после проведения работ по подключению дополнительных толщин горизонтов в работу, СКО или КГРП. Отмечается, что СКО и КГРП не только увеличивают дебит нефти, но и добавляют запасы нефти, вовлеченные в активную разработку.
|
|
|
СОСТАВ И СВОЙСТВА НЕФТИ, ГАЗА И КОНДЕНСАТА, ОЦЕНКА ПРОМЫШЛЕННОГО ЗНАЧЕНИЯ ИХ КОМПОНЕНТОВ
Физико-химические свойства нефти месторождения Тарас были исследованы по поверхностным и пластовым пробам, отобранным в разведочный период и период промышленной разработки.
Состав и свойства нефти в поверхностных условиях
Физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях изучены по результатам лабораторных исследований 116 проб из 83 скважин, в том числе 89 проб по юрским горизонтам, 27 проб по триасовым горизонтам. Из них две пробы признаны непредставительными, так как по физико- химическим свойствам они не соответствуют нефтям данного горизонта (скважины № 38, горизонт Ю-III, № 37, горизонт Ю-V).
|
|
|
В процессе анализа нефти в поверхностных условиях были определены основные ее параметры по следующим стандартам: плотность (ГОСТ 3900-85), молекулярная масса (криоскопическии метод), фракционный состав (ГОСТ 2177-99), содержание воды (ГОСТ 2477-65), хлористые соли (ГОСТ 21534-76), сера (ГОСТ 1437-75), силикагелевые смолы (ГОСТ 11858-66), асфальтены (ГОСТ 11858-66), парафины (ГОСТ 11851-85), вязкость (ГОСТ 33-82), температура вспышки (ГОСТ 6356-75), температура застывания (ГОСТ 20287-91), коксуемость (ГОСТ 19932-99), кислотное число (ГОСТ 5985-79).
Нефть из Ю-I продуктивного горизонта представлена двумя пробами, отобранными из одной скважины № 94, интервал перфорации 2250-2258 м, Северо-западного крыла.
Плотность нефти меняется в пределах 0,872-0,8742 составляя в среднем 0,8731 г/см3. Согласно классификации, принятой в ГОСТ Р 51858-2002 “Нефть. Общие технические условия”: по показанию плотности данная нефть относится к типу III -тяжелым нефтям, плотность которых находится в пределах 0,871-0,895 г/см3. Нефть сернистая, содержание серы в пределах 0,72-1,11% масс, в среднем составляет 0,92% масс, смолистая, содержание сернокислотных смол -14% масс.
По содержанию парафина нефть малопарафинистая, парафина 1,51-1,37% в среднем -1,44% масс. Температура застывания низкая до минус 350С. Содержание светлых фракций, выкипающих до 3000С составляет в среднем 52,5% об., в том числе бензиновых до 2000С – в среднем - 25,5% об.
|
|
|
Нефть Ю-II продуктивного горизонта исследована по 42 пробам из них по Cеверо-восточному крылу - 20 проб, по Южному крылу северо-восточного поля 13 проб, по Южному крылу южного поля – 9 проб. Плотность их изменяется в пределах 0,8471-0,8852 г/см3, составляя в среднем по горизонту 0,8701 г/см3.
По показателю плотности нефть относится к II типу т.е. средним нефтям. Нефть смолистая, суммарное содержание смол и асфальтенов колеблется в пределах 6,98-12,51% масс, в среднем 9,98% масс. По содержанию серы нефть относится к сернистым. Величина концентрации серы в нефти изменяется от 0,77 до 1,64% масс, в среднем составляя – 1,04% масс. По содержанию парафина, нефть парафинистая. Величина парафина в нефти колеблется в пределах 0,96-1,98 масс, в среднем составляя – 1,52% масс. Вязкость кинематическая при 20°С варьируется в пределах 6,9-13,5 мм2/сек. В среднем составляя - 8,7 мм2/сек.
Содержание светлых фракций до 3000С изменяется в пределах 52-58% об. В среднем равна -54,6% об. до 2000С в среднем составляет -26,7% об.
Наиболее легкие нефти расположены в продуктивном горизонте Ю-III, причем почти все пробы отобраны из скважин Южного крыла южного поля.
Плотность их колеблется в пределах 0,8265-0,8652 г/см3, в среднем равна -0,8480 г/см3. Вязкость кинематическая при 200С в пределах 4,35-7,88 мм2/сек, в среднем – 5,72 мм2/сек. Нефть сернистая (сера в пределах 0,78 -1,67% масс, в среднем составляет 1,19% масс), смолистая (суммарное содержание смол и асфальтенов от 5,7 до 13,08% масс, в среднем -9,4% масс).
Содержание светлых фракций до 3000С варьирует в пределах 50-62% об, в среднем составляя -57,3% об. Выход бензиновых фракций до 2000С в пределах 23-53% об, в среднем – 36,1% об.
Ю - IV продуктивный горизонт изучен по трем пробам, из них две пробы из скважин Южного крыла южного поля, одна проба из северо-западного крыла. Плотность их варьирует в пределах от 0,8707 до 0,8789 г/см3, в среднем равна - 0,8758 г/см3, относится к средним нефтям. Нефть смолистая (содержание смол до 16%), сернистая (содержание серы в пределах от 1,02 до 1,68% масс, в среднем составляет - 1,27% масс).
Содержание светлых фракций до 3000C составляет 49-53% об., в том числе бензиновых до 2000C - 21-24 % объемных, в среднем составляя -51,7% и 22,5% об., соответственно.
Ю - V продуктивный горизонт представлен 34 пробами, из них по Северо-западному крылу -2 пробы, по Южному крылу южного поля – 27 проб, по Южному крылу северо-восточного поля - 5 проб. Плотность нефти варьирует, в пределах от 0,8676 до 0,8894 г/см3 в среднем по горизонту составляет - 0,8790 г/см3 и относится к тяжелым нефтям.
Содержание серы в пределах 0,7-1,4% масс, в среднем - 0,99%, смолы силикагелевые варьирует в пределах 4,5-12,1% масс, асфальтены - 1,1 - 2,2% масс, в среднем составляя -7,8 и 1,6% масс соответственно. Величина парафина в нефти колеблется в пределах 1,7-6,0% масс, в среднем -3,1% масс. Нефти характеризуются как сернистые, смолистые, парафиновые. Вязкость кинематическая при 200C в пределах 10,8-19,6 мм2/сек, в среднем составляет -15,4 мм2/сек. Выход светлых фракций до 3000С колеблется в пределах 35-54% объемных, в том числе до 2000С – от 17 до 29% объем, в среднем составляет 45,5 и 21,3% об., соответственно.
Т – II горизонт представлен двумя пробами. Плотность колеблется в пределах 0,8862-0,895 г/см3, составляя в среднем -0,8906 г/см3. Содержание силикагелевых смол составляет 13,8% масс, афальтенов-1,7% масс. Концентрация серы колеблется в пределах 1,18-1,57% масс, в среднем -1,4% масс. Содержание парафина в среднем - 3,8% масс.
Т – III горизонт изучен по одной пробе из скважины южного крыла южного поля. Плотность нефти составляет - 0,8966 г/см3. Содержание смол и асфальтенов - 14,5 и 1,97% масс. Содержание серы в нефти -1,24% масс. Нефть классифицируется как тяжелая по показателю плотности, сернистая, смолистая. Выход фракций до 2000C-11,5% об., до 300ºС- 30% об.
Т – IV горизонт изучен по 19 пробам нефтей, отобранных из скважин Южного крыла южного, северо-восточного полей, а также Северо-западного крыла. Плотность нефти варьирует в пределах 0,8726-0,9034 г/см3, в среднем составляя - 0,8917 г/см3, содержание смол колеблется в пределах -10,2-12,7% масс, асфальтенов -1,05-2,2% масс, в среднем составляя - 11,1 и 1,28% масс. Соответственно содержание серы в пределах 1,02-1,44%, в среднем -1,14% масс. Парафин содержится в пределах 2,9-5,0% масс, в среднем составляет -3,5% масс.
Нефть характеризуется как тяжелая по показателю плотности, смолистая, сернистая, парафиновая. Выход светлых фракций до 3000С в пределах 27-45% об., до 2000С – 10 - 26% об, в среднем составляя 35,9 и 15,5% масс. соответственно. Кинематическая вязкость при 200С колеблется от 24,2 до 37,7 мм2/сек, в среднем составляя -30,8 мм2/сек.
По Т – V горизонту изучены две пробы по Южному крылу южного поля и одна проба по Северо-восточному крылу. Плотности их варьируются в пределах 0,865-0,904 в среднем равно - 0,8879 г/см3.Содержание смол, асфальтенов - 4,3 и 2,5% масс соответственно. Содержание серы в пределах 0,8-1,61% масс, в среднем - 1,3% масс парафин изменяется от 2,0 до 6,0% масс, в среднем составляя -3,7% масс. По величине плотности нефть относится к тяжелым, классифицируется как смолистая, сернистая, парафиновая. Вязкость нефти в среднем по горизонту составляет -31,3 мм2/сек. Содержание светлых фракций до 3000С в пределах 22,5 - 44,5% об. В том числе бензиновых от 4,0 до 25,5% об. В среднем, составляя -35,3% и 15,8% об., соответственно.
В целом нефти продуктивных горизонтов месторождения согласно ГОСТ Р 51858 “Нефть. Общие технические условия” классифицируются следующим образом:
Класc нефти. По содержанию серы нефти всех продуктивных горизонтов относятся ко 2 классу с концентрацией 0,7-1,68 % масс и являются сернистыми.
Тип нефти по плотности. По показателю плотности нефти Ю-II и Ю-III продуктивных горизонтов относятся ко 2 типу и классифицируются как средние. Среднее значение по горизонтам изменяется в пределах 0,8480 -0,8706 г/см3.
Нефти остальных горизонтов Ю-I, Ю-IV, Ю-V и триасового является тяжелыми и относятся к 3 типу. Среднее значение по горизонтам изменяется в пределах 0,8758-0,8966 г/см3.
Фракционный состав. По горизонту Ю-I, Ю-II, средние значения объемного выхода фракции до 2000С составляют 25,5-26,7%, до 3000С 52,5-54,8% соответственно, что позволяет отнести данные нефти к I типу. Из всех нефтей наиболее высокий выход светлых фракций у нефти горизонта Ю-III. Выход фракции до 3000С в среднем составляет - 56,3% об., до 2000С - 34,9% об., что позволяет отнести данную нефть к 0 типу, т.е. к наиболее легкой по фракционному составу нефти.
Нефти горизонтов Ю-IV, Ю-V относятся ко II типу, средние значения выходов фракции до 2000С соответственно 22,5% и 21,3%, фракции до 3000С соответственно 51,7 и 45,5% об.
Нефти триасовых горизонтов (Т-II, Т-III, Т-IV, Т-V) оказались вне классификации по данному ГОСТу, т.к. классификация проводится по трем типам: 0, I и II., а фракционный состав триасовых нефтей имеет меньший выход светлых фракции по сравнению с нормами даже II типа.
По содержанию парафина нефти всех продуктивных горизонтов являются парафиновыми. Среднее значение парафина по горизонтам колеблется в пределах 1,44-3,8 % масс.
По содержанию смол нефти всех продуктивных горизонтов относятся к смолистым. Среднее значение содержание смол по горизонтам в пределах 4,5-13,8% масс.
Анализируя экспериментальный материал по исследованным пробам поверхностных можно сделать следующие выводы.
Свойства нефти внутри отдельных горизонтов довольно близки между собой. Видимые различия могут иметь место в зависимости от места отбора проб, положения скважины на структуре залежи, близости ВНК, т.е. соответствуют существующим представлениям об изменении свойств нефти в пределах залежи.
Для нефти многих месторождений надсолевого комплекса характерна следующая закономерность изменения физико-химических свойств, чем больше глубина залегания продуктивного горизонта, тем легче нефть.
Для нефтей данного месторождения характерно наоборот утяжеление нефти с увеличением глубины залегания горизонтов. Так, например, нефти из триасовых горизонтов более тяжелые и вязкие чем юрские, выход светлых фракций, выкипающих до 3000С меньше, чем у нефтей юрских горизонтов, хотя такие параметры как содержание серы, смол и парафинов являются сопоставимыми.
Свойства нефтей не зависят от того, с какого поля, крыла они отобраны.
Сопутствующие микроэлементы (свинец, цинк, никель, железо, марганец, ванадий, медь) в составе нефтей месторождения Тенгиз были определены рентгенофлуоресцентным методом на приборе «Спектроскан».
Как видно из данных анализов концентрация сопутствующих микроэлементов следующая: свинца от 0,5 до 5 мг/кг; цинка -3мг/кг (по 1 пробе), никеля от 0,5 до 5 мг/кг; железа от 2,4 до 20мг/кг; марганца от 0,3 до 3 мг/кг; ванадия от 1 до 23мг/кг; меди от 14 до 39 мг/кг.
Таким образом, содержание сопутствующих микроэлементов в составе нефтей низкое и сырьем для попутного их извлечения при комплексной переработке нефти служить не могут.
Дата добавления: 2018-09-23; просмотров: 376; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!