Токаревское - газоконденсатное месторождение, расположение в 80 км к западу от г. Уральска. Оно состоит из четырех отдельных залежей, продуктивность которых, в основном, установлена в единичными скважинами. Положение газоводного контакта (ГВК) отдельных залежей колеблется от -2776 до 2082 м.

Месторождение Ульяновское.

Газоконденсатное месторождение Улбяновское расположено в 46 км к запад-северо-западу от г. Уральска. Здесь, наряду со сводовой массивной залежью, установлена пластовая залежь, приуроченная к доломитовому пласту толщиной 9 м в перекрывающем филипповском горизонте, а так же ограниченная газоконденсатная залежь на северном склоне структуры, экранированная, по-видимому, тектоническим нарушением.

Месторождение Ростошинское

Газовое месторождение Ростошинское находится в Западно-Казахстанской области в 15 км к западу от г. Уральска. Выявлено в 1993 г.

Структура связана с предполагаемой органогенной постройкой, осложняющей визейско-башкирский бортовой уступ. Размеры 3,0 х 10,0 км, высота около 200 м. Продуктивны органогенно - детритовые, оолтовые известняки нижнебашкирского подъяруса и верхней части серпуховского яруса. Коллекторы порового и, в меньшей мере, порово-каверного типов и пористость от 4,4 до 12%, в среднем 6,1% . Покрышкой служат аргиллиты верейского горизонта толщиной от 6 до нескольких десятков метров, кроме того, в качестве покрышки, при условии морфологической выдержанности структуры, могут выступать отложения кунгура. Залежь массивная. Установлена до отметки - 4676 м, этаж продуктивности 69 м. Дебит газа на 6 мм шайбе составил 119,3 тыс.м3/сут . Начальное пластовое давление 54,9 МПа, пластовая температура - 1020С. Газ преимущественно метановый ( 89-95%), содержание других компонентов ( % мол): этан 0,6-4,1; пропан 0,04-0,006; бутаны и другие гомологи до 0,02; сероводород 2,85-3,56; диоксид углерода 3,41-4,03; азот до 2,79. Помимо залежи в башкирских отложениях, на месторождении установлена продуктивность калиновского карбонатного пласта, вскрытого скважиной 1 в интервале 4218-4395 м, из которого пластоиспытателем был получен приток газа дебитом 32,9 тыс.м3/сут. Месторождение находится на стадии поисковых работ; относится к категории мелких.

1.2 Исследования физико-химических свойств и состава углеводородного сырья нефтегазоконденсатных месторождений Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины

Северный борт Прикаспийской впадины имеет ступенчатое строение - по дизъюнктивным нарушениям он уступами погружается к центральной части впадины. В осадочном чехле этим уступам соответствуют зоны поднятий, состоящих из серии локальных складок, протягивающихся в целом параллельно простиранию обрамляющих впадину горных хребтов.
Нефти Северного борта Прикаспийской впадины (Карачаганакское, Чинаревское, Западно-Тепловское, Тепловское, Дарьинское, Цыгановское, Ульяновское, Каменское, Гремячинское, Восточно-Гремячинское и др.) - сернистые, содержание общей серы в них от 1,23 до 1,30, они также и более меркаптанистые ( 0,0414 - 0,0547) по сравнению с другими нефтями.
По северному борту прогиба ( рис. 1), где не известны структурные ловушки, имеются залежи газа в литологических ловушках меотических отложений, связанных с выклиниванием песчаных горизонтов к северу. Для нефтегазоконденсатных месторождении Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины характерно высокое содержание сероводорода (в глубинах расположены изгибы колонн, т.к сверглубокие залежи) Компонентный состав продукции скважины содержит газовый фактор. Поэтому легкие нефти являются гиратообразующими. Месторождения в пределах северного борта Прикаспийской впадины обладают рядом особенностей, резко отличающих их от месторождений нефтедобывающих районов Волго-Уральской НГО. Эти особенности порождают целый ряд проблем, которые необходимо решать в процессе промышленного освоения месторождений нового района.

Применение в этих условиях обычных технологических приемов извлечения жидких УВ без учета всего спектра их термодинамических и физико-химических особенностей может привести к необратимым последствиям, резко снижающим эффективность процесса выработки запасов.

Залежи связаны с отложениями девона. Продуктивные пласты ДI, ДVI и ДV, залегающие на глубинах свыше 4500 м, характеризуются невысокими емкостными и фильтрационными свойствами. Пористость изменяется от 11 до 14 %, проницаемость, по промысловым данным, колеблется в пределах 0,0098-0,22 мкм2. Расчлененность пластов составляет 1,8-3,5, коэффициент песчанистости - 0,46-0,84. Одной из основных особенностей залежей является то, что нефть и конденсат находятся в жестких термобарических условиях: пластовое давление достигает 50-52 МПа, температура - 95- 100 °С. Нефть содержит большое количество растворенного газа (до 900 и более м3/т) и обладает чрезвычайно низкой, сопоставимой с газом, вязкостью (0,07-0,14 мПа·с). Столь низкая вязкость нефти даже при условии невысоких фильтрационных свойств коллектора обеспечивает значительную гидропроводность пластов и высокую продуктивность скважин. Коэффициент продуктивности по отдельным разведочным скважинам достигает 174,6 т/сут·Па.

Залежи природного газа содержат значительное количество конденсата (500-700 г/м3). Близкие по величине соотношения газовой и жидкой фаз в нефтяных и газоконденсатных залежах делают чрезвычайно трудным однозначное решение вопроса о фазовом состоянии УВ-систем в пластовых условиях. По данным Ч. Кронквиста [1], пластовую УВ-систему с газовым фактором, превышающим 650-700 м /м3, обычно относят к газовым, а системы с газосодержанием 270-650 м3/м3 именуются как “летучие” нефти. В качестве дополнительных признаков отнесения нефти к типу “летучих” им рекомендуется использовать фракционный состав и динамику изменения объемного коэффициента в зависимости от давления.

Проведенные нами исследования с помощью установки фазовых равновесий пластовых флюидальных систем по ряду месторождений, открытых в прибортовой зоне Прикаспия, свидетельствуют, что в качестве информативных признаков “летучей” нефти необходимо учитывать ряд таких дополнительных параметров, как коэффициент сжимаемости, плотность пластовой нефти, молекулярная масса, объемный коэффициент. Значения указанных параметров у “летучих” нефтей лежат соответственно в пределах 25-50-4 МПа-1, 0,412-0,620 т/м3, 40-60, 1,755-3,373.

Исходя из выявленных критериев, нефть разведанных залежей по всем без исключения месторождениям описываемой зоны можно отнести к категории “летучих”. По фракционному составу они занимают промежуточное положение между газовым конденсатом и тяжелой нефтью. Одной из их характерных особенностей является резкая усадка нефти в пласте при снижении давления ниже давления насыщения. Общая усадка нефти после полной ее дегазации достигает значительной величины, что предопределяет, по сравнению с разрабатываемыми месторождениями Урало-Поволжья, крайне низкую плотность запасов нефти, содержащихся в единице объема. В связи с высокой стоимостью эксплуатационных скважин разбуривание продуктивных пластов по обычной сетке с расстояниями между скважинами 500 или 600 м, как показали расчеты, не обеспечивает окупаемости капитальных затрат. По этой же причине экономически нецелесообразным является разбуривание и вовлечение в активную разработку участков залежи, где эффективная нефтенасыщенная толщина пластов не превышает 4-5 м.

Разведанные залежи нефти отличаются достаточно высоким внутренним энергетическим потенциалом, однако в связи с их полузакрытостью либо полной изолированностью от законтурной системы характеризуются даже при низких темпах отбора высоким темпом падения пластового давления.

Как показали технологические расчеты, разработка продуктивных пластов на естественном режиме характеризуется неустойчивой динамикой отбора и низкой выработанностью запасов.

Период эксплуатации залежей, когда пластовое давление становится ниже давления насыщения нефти газом, будет сопровождаться интенсивным ростом газового фактора. Более предпочтительна с позиций народнохозяйственной эффективности технология разработки продуктивных пластов с использованием методов поддержания пластового давления. Наиболее конкурентоспособной является технология, предусматривающая наряду с поддержанием пластового давления максимальное использование естественного энергетического потенциала пластов. При этом имеется в виду, что на первом этапе разработка залежей осуществляется на естественном режиме со снижением пластового давления до уровня насыщения нефти газом или до давления начала конденсации, а затем она продолжается с поддержанием пластового давления. Такой подход позволяет достичь более высокого (на 25-30 %) народнохозяйственного эффекта (ННЭ) и более высокой выработки запасов по сравнению с технологией, когда поддержание пластового давления осуществляется с самого начала разработки пластов.

Менее определенными представляются пока решения, связанные с выбором вытесняющего агента. Для более полного извлечения “летучих” нефтей, какими являются нефти рассматриваемой территории, в зарубежной практике широкое распространение получила закачка в пласт газа высокого давления. Газовая технология, особенно при режиме смешивающегося вытеснения, обеспечивает наиболее высокие значения нефтеотдачи и с этой точки зрения является максимально конкурентноспособной по сравнению с другими известными режимами вытеснения Вытеснение “летучей” нефти водой в промышленных условиях не производилось.

Однако предпосылки для получения положительных результатов имеются. Это прежде всего благоприятное соотношение вязкости нефти и закачиваемой воды (??=0,l-0,2), что позволяет обеспечить значительный объем добычи нефти в безводный период разработки. В то же время вследствие уменьшения гидропроводности в заводненных зонах пласта резко снизится отбор жидкости и для поддержания стабильной добычи потребуется существенное увеличение давления нагнетания. Кроме того, значительно ухудшится соотношение между количеством нагнетательных и добывающих скважин. Связано это с тем, что по мере замещения нефти водой будет происходить постоянное снижение гидропроводности пласта (вязкость воды на порядок выше вязкости нефти).

Имеются серьезные проблемы с водообеспечением, так как месторождения описываемой зоны расположены в безводном районе. Разработка их с заводнением потребует на поздней стадии перевод скважин на механизированную добычу, однако многие вопросы техники извлечения нефти с высоким газовым фактором не получили до сих пор удовлетворительного решения.

Для “летучих” нефтей объем жидкой фазы, конденсирующейся из попутного газа в промысловых сепараторах, может быть равен или даже превышать объем добываемой товарной нефти. Следовательно, применение традиционных систем обустройства для сбора и подготовки нефти неизбежно приведет к большим потерям жидкой фазы.

Все эти проблемы снимаются при применении в процессе разработки продуктивных пластов, насыщенных “летучей” нефтью, газовой технологии. Использование газа для поддержания пластового давления обеспечивает в течение всего срока фонтанный способ эксплуатации скважин, что имеет исключительно важное значение в условиях, когда глубина скважин превышает 4500 м. Эта технология представляется наиболее целесообразной и с позиции обустройства месторождения, так как отпадает необходимость параллельного строительства объектов по комплексной подготовке нефти (обезвоживание) и газоконденсата. По сравнению с заводнением обеспечиваются более благоприятные экологические условия, полностью снимается проблема водоснабжения и захоронения дренажных вод. Однако применение газовой технологии требует решения ряда технических проблем, основными из которых являются производство компрессоров высокого давления (40-50 МПа) и соответствующего промыслового оборудования.

Наиболее заметно преимущество газовой технологии проявляется тогда, когда закачка газа высокого давления обеспечивает режим смешивающегося вытеснения. Проведенными исследованиями установлено, что давление смесимости для месторождений Зайкинско-Росташинской зоны находится в пределах 36-39 МПа. Эффективность этого режима оценивалась с помощью установки фазовых равновесий “Альстом-Атлантик”.

Исходная УВ-система характеризовалась начальным потенциальным содержанием УВ С5+высш. 633 г/см3 пластового газа и давлением начала конденсации 42,3 МПа.

Поэтапное замещение в бомбе PVT исходного объема пластового газоконденсата проводилось в равновесных условиях идеального смешивания газом промысловой сепарации, содержащим некоторое количество (2,29%) УВ C5+высш. Всего было прокачено осушенного газа в объеме, равном 0,9 объема первоначального УВ-сырья, содержащегося в бомбе. В процессе эксперимента наблюдалось постоянное увеличение давления начала конденсации, что свидетельствует об активном поглощении и выносе сухим газом легких компонентов. Потенциальное содержание в бомбе УВ С5+высш на конец эксперимента снизилось до 456 г/м3. Таким образом, за счет закачки осушенного газа из бомбы PVT было извлечено 28 % первоначального объема конденсата.

Условия эксперимента не позволили оценить возможное извлечение конденсата за счет поршневого вытеснения. По литературным данным [1], коэффициент извлечения на этом режиме обычно не превышает 0,3. Несмотря на то, что в процессе эксперимента, по сравнению с промысловыми условиями, была прокачена всего половина требуемого объема сухого газа, получены вполне положительные результаты. Можно сделать вывод, что термобарические условия и УВ-состав пластовых систем рассматриваемых газоконденсатных месторождений Прикаспия создают благоприятные предпосылки для успешного применения при их разработке газовой технологии.

Опыты проводились на газоконденсатной смеси, однако полученные результаты вполне применимы для “летучих” нефтей, так как они имеют сходные между собой физико-химические характеристики.

Приведенные исследования показывают, что вопрос выбора и реализации рациональной технологии на месторождениях Прикаспия имеет исключительно важное народнохозяйственное значение. Несмотря на очевидные преимущества газовой технологии, следует иметь в виду, что в отечественной практике отсутствует необходимый опыт использования газа высокого давления в качестве вытесняющего агента. Обусловлено это в основном недостаточной технической оснащенностью добывающих предприятий, в первую очередь, компрессорами высокого давления.

Очевидно, в ближайшие несколько лет эта проблема решена не будет. Однако уже сейчас назрела острая необходимость проведения промышленного эксперимента по освоению эффективных технологий разработки месторождений с применением, как закачки газа, так и традиционного заводнения.

Результаты и выводы, полученные в процессе промышленного эксперимента, лягут в основу последующегоширокомасштабного внедрения в практику прогрессивных методов разработки месторождений Прикаспия.

Наиболее полно отвечает условиям промышленного эксперимента Зайкинское газоконденсатнонефтяное месторождение, в котором нашли отражение основные особенности залежей нефти и газа многих месторождений северной прибортовой зоны Прикаспия. Небольшие его размеры, наличие в разрезе как нефтяных, так и газоконденсатных пластов - все это позволяет рассчитывать на получение в короткие сроки надежной информации об эффективности исследуемых технологий.

В настоящее время Зайкинское месторождение введено в пробную эксплуатацию и разрабатывается на естественном режиме.

Результаты первого года пробной эксплуатации подтверждают выводы, сделанные на стадии геологоразведочных работ, о высокой продуктивности залежей и их фазовом состоянии. Однако в планах пробной эксплуатации не предусмотрено проведение каких-либо работ, связанных с промышленным испытанием различных технологий нефтедобычи. До решения всего комплекса технических вопросов проведения эксперимента можно рекомендовать на первой стадии безкомпрессорную закачку газа продуктивного пласта ДIV в нефтяную залежь пласта ДIII. Это позволит в короткий срок получить объективную информацию об эффективности вытеснения нефти газом, в частности о времени прорыва газа в добывающие нефтяные скважины и степени охвата пласта вытеснением.

Нефть и конденсат месторождении Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины характеризуются большим содержанием парафинов, смол и асфальтенов, количественно отличающихся на различных участках месторождения.

Содержание парафинов, смол и асфальтенов в конденсате составляет соответственно: 1.0-5.6% в среднем 2.9%; 0.02-2.90% в среднем 0.7%; 0.0-0.23% в среднем 0.07%. Одним из наиболее распространенных осложнений при добыче таких нефти являются асфальтосмолопарафиновых отложения (АСПО). Основными причинами, приводящими к образованию АСПО, являются снижение растворяющей способности нефти по отношению к парафину в результате уменьшения температуры и разгазирование, причём преобладает температурный фактор. При эксплуатации нефти- и газоконденсатных скважин, характеризующихся глубокими депрессионными воронками резко увеличивается возможность выпадения АСПО. В условиях низко проницаемых пластов КНГКМ депрессия на пласт может достигать 10 МПа и более, поэтому при достижении величины забойного давления ниже давления насыщения по пласту вместе с частично разгазированной нефтью движется свободный газ. В призабойной зоне пласта происходит дросселирование газонефтяной смеси, что приводит к резкому снижению температуры фильтрующих агентов на 6.5-16°С и вероятности выпадения парафинов в порах пласта. При движении нефти от забоя до промысловых сооружений охлаждение, в основном, происходит при движении по стволу скважины за счет теплообмена с окружающей средой, а также за счет выделения и расширения газа обусловленное снижением давления (примерно в два раза). В результате уменьшения температуры снижается растворяющая способность нефти и твердые парафины начинают выделяться из раствора, при этом наиболее интенсивная парафинизация происходит в подъемных трубах и в при скважинном оборудовании. Температура начала кристаллизации парафинов из стабильного конденсата КНГКМ находится в пределах 33-36°С. Основная масса твердых парафинов выпадает в интервале температур от 25 до 0°С, достигая максимума при 15-25°С.

Фирма AGIP/LACH провела исследования нефти со скважины 713 в результате которых получены следующие данные:

- температура застывания +15°С;

- температура помутнения нефти +44°С;

- содержание парафина 1.416 кг/тн нефти, (содержание парафинов в конденсате составляет 0.3 кг/тн - по исследованиям AGIP/LACH в 1994 г.). Парафиновый осадок содержит значительную долю нормальных парафинов С30- С40.

1.2.1 Физико-химические свйства и состав углеводородного сырья Карачаганакского месторождения

Месторождение Карачаганак характеризуется сложностью пластовой флюидной системы и разнообразием свойств добываемых газа, конденсата и нефти.

I и II объекты разработки представляют собой газоконденсатные залежи, в которых состав пластового газа закономерно меняется по глубине. Потенциальное содержание жидких углеводородов С5+в, контролирующее основные свойства конденсата, возрастает от 410 г/м3 в присводовой части I объекта до 950 г/м3 в районе ГНК II объекта разработки. В соответствии с компонентным составом и термобарическими условиями залежи находятся все свойства пластового газа, закономерно меняющиеся по глубине.

III объект разработки, представляющий собой нефтяную оторочку месторождения, характеризуется еще большей изменчивостью свойств нефти, различающихся не только по высоте, но и по площади залежи, в связи с чем, нефтяная оторочка условно разделена на два участка - северо-восточный и юго-западный. Основанием для такого разделения послужило различие свойств и состава насыщающих их нефтей.

Флюидальная система, заполняющая массивно-пластовый резервуар, представлена двумя частями единой залежи: газоконденсатной (высота 1390 м) и нефтяной (200 м). Особенность залежи - высокое содержание конденсата в пластовом газе, меняющееся от 380 г/м3 в кровле до 705 г/м3 на контакте газ - нефть (-4950 м). С глубиной его плотность увеличивается от 770 до 810 кг/м3. Начальное пластовое давление составляет 51,5 МПа в верхней части залежи и 59,3 в подошве. Пластовая смесь в залежи находится в околокритическом состоянии.

В продуктивном разрезе выделены три объекта разработки: два газоконденсатных (нижнепермский и каменноугольный) и нефтяной (каменноугольно-девонский). ВНК по данным опробования установлен на отметке - 5150 м. Залежь находится на глубине 3650-5300 м.

Дебиты газа составляют 40-1980 тыс. м3/сут., а конденсата 30-1354 м3/сут.

Получение притока лёгкой нефти дебитом 72,6 м3/сутки и газа 69,1 тыс. м3/сут. при опробовании интервала 5670 -5764 м в скважине №15 доказана промышленная продуктивность среднедевонских отложений.

Продуктивная толща характеризуется резкой фильтрационно-емкостной неоднородностью. По керну и данным ГИС выявлены коллекторы порового, каверно-порового, трещинно-порового и трещинно-каверно-порового типов. Доля коллекторов в разрезе меняется по площади от 4,5 до 82%, в среднем составляя для нижнепермских отложений 35%, каменноугольных 45%. Доля пород с некондиционной пористостью (менее 6%) соответственно составляет 65 и 55% от общего объема пород, коллекторы характеризуются относительно невысокой пустотностью. Большинство коллекторов (до 65%) имеют пустотность от 6 до 15%, остальные (35%) - 15-20.

Названные особенности требуют нетрадиционного подхода к освоению месторождения. Основное условие - поддержание пластового давления на уровне, превышающем давление начала конденсации, поэтому предусматривается разработка месторождения с применением сайклинг-процесса.

Плотность дебутанизированных конденсатов находится в пределах 780-800 кг/м3, на границе с ГНК плотность повышается до 814 кг/м3. Увеличение плотности конденсатов в приконтактной зоне с 785,0 до 810,5 кг/м3 приводит к повышению его вязкости с 2,07 до 3,598х10 м2/с, повышение температуры застывания на 15 єС, возрастанию содержания твёрдых парафинов с 1,76 до 3,0% мас. и смол от 0,28 до 0,78% мас. Характерные особенности конденсатам придают значительные содержания серы. Из сераорганических соединений присутствуют сульфиды, дисульфиды. Из кислородосодержащих содержащих - смолы и асфальтены.

Физико-химические свойства девонской нефти изучены по одной пробе, отобранной в скважине 15 из интервала 5647-5754 м. Плотность девонской нефти равен 803,5 кг/м3. По компонентному составу нефть малосернистая (0,30% мас.) смолистая (0,89% мас.) с невысокой концентрацией асфальтенов (0,056% мас.). Содержание твердого парафина составляет 4,38% мас. Фракционный состав нефти относительно лёгкий. Растворённый в нефти газ представляет собой сложную смесь, состоящую из углеводородов и не углеводородных компонентов. Углеводородная часть представлена главным образом, метаном (74,2-78,4% мас.) и его гомологами С (10,2 - 14,1%). Не углеводородная часть состоит из сероводорода (1,78 - 7,6%), двуокиси углерода (4,96 - 7,69%) и азота (0,44 - 0,89%). Суммарное соединение тяжёлых углеводородов С не превышает 0,49% мол.

По товарным характеристикам конденсаты и нефти месторождения содержат бензиновые, керосиновые, дизельные, масляные фракции и остатки выше 450 С. Потенциальные содержания фракций следующие: бензиновая (22,0% до 51,9% мас), легкая керосиновая от 11,6 до 15,8% мас, дизельная от 3,6 до10,6% мас, масляная от 12,7 до 20,5% мас, остаток выше 450 С (мазут) от 6,1 до 38,0% мас. Балансовые запасы газа 600 млрд. м3, конденсат 500 млн. т, нефти 200 млн. т.

Массивный характер залежи, ее необычайно большая высота, выдержанность литолого-фациального состава коллектора, существенная дифференциация содержания конденсата, изменчивость термобарических условий, наличие нефтяной подушки позволяют рассматривать Карачаганакское месторождение как эталонный объект для изучения фазового состояния глубокопогруженных залежей. Исследование проведено как на теоретическом, так и экспериментальном уровне. Установлено, что пластовая смесь находится в двух гомогенных фазах: газовой и жидкой. Переход из одной фазы в другую осуществляется в результате изменения главным образом критической температуры.

Различный методический подход к определению параметров фазового состояния пластовой смеси обусловил разноречивую оценку степени насыщенности системы. Ю.П. Коротаев и др. на основе математического моделирования фазового поведения пластовой смеси по уравнению состояния реальных газов в модификации Пенга-Робинсона пришли к выводу, что пластовая система Карачаганакского месторождения существенно недонасыщена жидкими УВ в газоносной его части и газообразными в нефтяной. Пластовое давление по всей высоте залежи выше давления начала конденсации и насыщения на 20 - 30 МПа и, следовательно, степень насыщенности системы составляет 55-60%.

Экспериментальные данные, полученные на различных установках - «Раска», модернизированная АСМ-600 «Альстом-Атлантик» (ВНИИгаз, НВ НИИГГ. КазНИГРИ, ПО НВ НИИГГ), говорят о еще большей близости давления начала конденсации к пластовому при насыщенности газоконденсатной системы на 76-98% Возможно, дефицит насыщения обусловлен технологическими причинами при исследовании скважин, в частности создаваемыми депрессиями на пласт, при которых часть конденсата в нем может выпадать. Вместе с тем дифференциация C5+высш. по высоте залежи и предельная насыщенность нефтяной системы не исключают рост насыщенности пластового газа в сторону подошвенной части.

Изотермы Карачаганакского месторождения имеют крутую форму. Давление начала конденсации изменяется от 45,5 до 57 МПа, а пластовое от 51,2 до 58,4 МПа, давление максимальной конденсации возрастает от 18 до 23 МПа в направлении от нижнепермской к каменноугольной части разреза. Следует отметить, что при возрастании потенциального содержания конденсата по высоте залежи существенно увеличивается количество выпадающей жидкости в ретроградной области, в зоне максимальной конденсации.

В каменноугольном объекте участок изотермы от давления начала конденсации до давления максимальной конденсации близок к вертикали, что свидетельствует о приближении к критической точке. Следовательно, при небольшом снижении давления в пласте будет выпадать значительное количество конденсата, что приведет к резкому уменьшению доли стабильного конденсата в выносимом газе (см. рис. 2.6 кривая 5). Характерно также и то, что по стабильному конденсату зона прямого испарения практически не фиксируется (см. рис. 2.6 кривая 4). Коэффициенты конденсатоотдачи при эксплуатации залежи на режиме истощения составят 0,31-0,42 для нижнепермского объекта и 0,26-0,29 для каменноугольного.

Для повышения конденсатоотдачи необходима реализация сайклинг-процесса, особенно на каменноугольном объекте. По расчетным данным, коэффициент извлечения конденсата можно повысить до 0,75 - 0,85. На основе анализа ряда вариантов для повышения конденсатоотдачи некоторые исследователи предлагают начинать разработку на режиме естественной энергии пласта до достижения текущего пластового давления 40 МПа и одновременно создавать оторочку из широких фракций легких УВ. Затем применить частичный сайклинг-процесс с возвратом в пласт 50% сухого газа для проталкивания оторочки и вымывания конденсата, выпавшего в пласте. Доразработку осуществлять на режиме истощения. Эти мероприятия позволят получить также высокую конечную конденсатоотдачу (примерно 0,7).

Основные результаты исследования нефти КНГКМ

Параметры скважины	6	14	33	29
Интервал перфорации, м	5034-5062	5068-5100	5120-5155	5164-5204
Пластовое давление, МПа	58	58,2	58,2	58,6
Пластовая температура,°С	84	85	87	89
Давление насыщения, МПа	57,9	58,2	57,85	58,57
Газосодержание, м3/м3	883	689	533	354
Объемный коэффициент пластовой нефти	3,2	2,6	2,27	1,82
Плотность пластовой нефти, г/см3	0,499	0,56	0,605	0,671
Вязкость пластовой нефти, мПа·с	<0,2	<0,2	0,23	0,6
Коэффициент растворимости газа в нефти, м3/(м3·Па) ·10-5	1,53	1,18	0,92	0,54
Плотность газа при 20°С (измеренная), кг/м3	0,888	0,905	0,966	0,988
Плотность сепарированной нефти, г/см3	0,818	0,848	0,856	0,874
Газосодержание, м3/тонн	1080	813	623	405

Состав газа сепарации и газа дегазации КНГКМ

Комп онент	СН4	С2Н 6	С3н8	изо-C4H10	н-C4H10	изо-C5H12	н-C5H12	н- C6H14	Н2S	со2	N2
Кол-во	81.84	5.64	1.74	0.22	0.41	0.12	0.09	0.06	2.54	6.42	0.44

Товарная продукция КПК.

Товарной продукцией КПК является:

· Стабилизированная товарная нефть (в смеси с конденсатом) для реализации по магистральной нефтепроводной системе КТК, СТ РК1347-2005/ГОСТ Р 51858-02, MOD;

· Очищенный топливный газ на собственные нужды ГОСТ 5542-87;

· Осушенный от влаги кислый газ, содержащий кислые компоненты (сероводород, углекислый газ, меркаптаны) - высокосернистый газ для закачки в пласт (удовлетворяет условиям надежности эксплуатации системы закачки газа в пласт)

Все виды товарной продукции должны соответствовать стандартам и техническим условиям их транспортирования, хранения, поставки и использования.

В таблице 1.1 представлены качественные показатели на товарную продукцию нефть (в смеси с конденсатом) для реализации по магистральной нефтепроводной системе КТК.

Таблица 1.1 - Качественные показатели на товарную продукцию СТ РК1347-2005/ГОСТ Р 51858-02, MOD

Наименование показателя	норма	Методы испытания
	1	2	3
1. плотность при 200С кг/м3 не более	830-895	ГОСТ 3900
2. Выход фракций, % объемных, не менее при температуре до 2000С при температуре до 3000С при температуре до 3500С	21-30 42-52 53-62	ГОСТ 2177
3. Массовая доля парафина %	6.0	ГОСТ 11851
4. Массовая доля воды % не менее	0.5	0.5	1.0	ГОСТ 2477-65
5. Массовая доля механических примесей % не более	0.05	0.05	0.05	По ГОСТ 6370-83
6. Концентрация хлористых солей мг/дм3 не более	100	300	900	По ГОСТ 21534
7. Давление насыщенных паров, кПа (мм рт.ст.) не более	66.7 (500)	66.7 (500)	66.7 (500)	По ГОСТ 1756
	Норма для нефти вида
8. массовая доля сероводорода млн-1 (ppm) не более	20	50	100	По ГОСТ Р 50802
9. массовая доля метил-и этилмеркаптанов в сумме млн -1 (ppm) не более	40	60	100

В таблице 1.2 представлены качественные показатели на сжиженный газ (пропан-бутановая фракция).

Таблица 1.2 - Качественные показатели сжиженного газа (пропан-бутановая фракция) ГОСТ 20448-90.

Наименование показателя	Норма для марки	Метод испытания
	Пт	СПБТ	БТ
1. Массовая доля компонентов, %		По ГОСТ 10679
Сумма метана, этана и этилена не менее:	Не нормируется
Сумма пропана и пропилена не менее:	75	Не нормируется
Сумма бутанов и бутилена не менее:	не нормируется	- 60	60 -
не более:
2. объемная доля жидкого остатка при 200С,% не более	0.7	1.6	1.8	По п.3.2 ГОСТ 20448
3.давление насыщенных паров, избыточное, МПа при температуре:				По ГОСТ РФ 50994-96
плюс 450С не более	1.6	1.6	1.6
минус 200С не менее	0.16	-	-
4. Массовая доля сероводорода и меркаптановой серы, % не более	0.013	0.013	0.013	По ГОСТ 22985
в том числе сероводорода, не более:	0.003	0.003	0.003	По ГОС 22985 или 11382
5. Содержание свободной воды и шелочи	отсутствие	По п. 3.2 ГОСТ 20448
6. Интенсивность запаха, баллы, не менее:	3	3	3	По ГОСТ 223875 и п.3.4 ГОСТ 20448

В таблице 1.2 - представлены качественные показатели на газ горючий природный для промышленного и коммунально-бытового назначения.

Таблица 1.3 - качественные показатели на газ горючий природный для промышленного и коммунально-бытового назначения ГОСТ 5542-87

Наименование показателя	Норма	Метод испытания
1. Теплота сгорания низшая, МДж/м (ккал/м"1), при 20°С 101.325 кПа, не менее	31.6 (7000)	ГОСТ 27193-86 ГОСТ 22667-82 ГОСТ 10062-75
2. Область значения числа Воббе высшего,МДж/м3 (кал/м3)	41.2-54.5 (9850-13000)	ГОСТ 22667-82
3. Допустимое отклонение числа Воббе от номинального значения, %, не более	±5	-
4. Массовая концентрация сероводорода, г/мл не более	0.02	ГОСТ 22387.2-83
5. массовая концентрация меркаптановой серы г/м3 не более	0.036	ГОСТ 22387.2-83 ГОСТ 22387.3-77 ГОСТ 23781-83
6. объемная доля кислорода, %, не более	1.0
7. Масса механических примесей в 1 м3/г. 1не более	0.001	ГОСТ 22387.4 -77

1.2.2 Физико-химические свойства и состав углеводородного сырья Чинаревского месторождения

Для обоснования основных параметров пластовой нефти привлечены все имеющиеся на сегодняшний день результаты исследования глубинных проб нефти, а также полученные в процессе геологоразведочных работ результаты опробования и испытания скважин.

За время разведочных работ были отобраны и исследованы глубинные пробы нефти из 14 скважино-объектов горизонта КТ-П. При анализе приведенных данных часть проб пришлось отбраковать. Основанием для отбраковки явились результаты опробования и испытания скважин, при проведении которых выполнялись замеры газовых факторов.

Учитывая тот факт, что в процессе испытания скважин не было замечено резкого увеличения газового фактора из-за пластового разгазирования нефти, и замеренные на разных режимах газовые факторы колеблются в небольших пределах, они могут быть использованы для оценки ожидаемого газосодержания пластовой нефти. Из 14 проб, шесть были отбракованы по причине существенного отличия полученного по ним газосодержания от замеренного промыслового газового фактора. В отбракованных пробах значения газосодержания в 1,5 и более раз отличаются от замеренных газовых факторов, что дает основание считать такие пробы не представительными.

По пробам, которые нами признаны как кондиционные, найдены средние значения основных параметров пластовой нефти по горизонту .

Там же указаны полученные по результатам исследования не отбракованных глубинных проб диапазоны изменения параметров в пределах горизонта.

В процессе исследования пластовых проб нефти выполнен опыт дифференциального разгазирования, дающий представление о характере изменения основных свойств пластовой нефти при снижении давления от пластового до атмосферного. К сожалению, это единственный эксперимент по дифференциальному разгазированию пластовой нефти, к тому же исследованная проба характеризовалась газосодержанием, отличающимся от среднего по горизонту КТ-П значением. Поэтому для надежной характеристики изменения свойств пластовой нефти от давления необходимо провести опыты дифференциального разгазирования по нескольким скважинам, характеризующимся разными значениями давления насыщения и газосодержания. Перед проведением эксперимента необходимо убедиться в кондиционности отобранных глубинных проб.

Характеристика физико-химических свойств нефти в поверхностных условиях дана на основании результатов исследования проб нефти, отобранных на устье скважин и полученных при разгазировании глубинных проб. В общей сложности к обобщению привлечены 47 проб.

Как видно значения основных параметров нефти колеблются в значительных пределах даже по параллельным пробам и причинами этого могут быть как фактические различия свойств и состава нефти в пределах горизонта, так и разные требования у организаций-исполнителей к транспортировке и подготовке пробы нефти к исследованиям (обезвоживание, дегазация и др.).

При анализе данных с привязкой их к площади и глубине залегания не было получено закономерности в распределении свойств добываемых нефтей по глубине и участкам, поэтому в настоящем отчете параметры дегазированной нефти приведены для горизонта КТ-П в целом и рассчитаны они как средние арифметические после отбраковки одной пробы. Причиной отбраковки явилось то, что из трех проб, отобранных при опробовании интервала 3550-3562м, отбракованная проба не согласуется с двумя другими, имеющими довольно хорошую сходимость.

По результатам исследования 46 проб получены средние значения основных параметров дегазированной нефти, характеризующие нефть горизонта КТ-П как сернистую, смолистую, малопарафинистую, застывающую при отрицательной температуре и содержащую более 50% светлых фракций.

Однако следует иметь в виду, что значительные колебания таких свойств нефти как содержание серы, парафинов, асфальто - смолистых веществ по параллельным пробам ставят под сомнение достоверность принятых параметров и требуют уточнения.

Компонентный состав нефтяного газа определялся по пробам, выделенным при однократном разгазировании пластовой нефти. В общей сложности на текущий момент исследовано 14 проб нефтяного газа. Анализы выполнены разными организациями и наблюдаются значительные колебания углеводородного состава газа по пробам. Причиной этого может быть как естественная неоднородность растворенного нефтяного газа по скважинам, так и различие в методиках исследования. При обобщении результатов исследования в настоящем отчете была отбракована одна проба. По этой пробе получен "сухой" газ с потенциалом пропан-гексановых фракций около 5%мол. и связано это с тем, что при отборе пластовой пробы нефти в пробоотборную камеру попал большой избыток газа, состоящий, как видно, преимущественно из метана. Этим объясняется аномально высокое газосодержание пластовой нефти и ее легкий углеводородный состав.

Средний по 13 пробам компонентный состав нефтяного газа свидетельствует о значительном содержании в нем гомологов метана, потенциальное содержание пропан-гексановых фракций колеблется от 6 до 25% мол., составляя в среднем 13,6% мол. Особенностью нефтяного газа Чинарёвского месторождения является повышенное содержание сероводорода, снижающего его товарные качества.

Компонентный состав пластовой нефти с расшифровкой углеводородов до C8 включительно определен по четырем пробам пластовой нефти, признанным нами как кондиционные. По ним получен по состоянию изученности пластовых флюидов на сегодняшний день средний состав пластовой нефти горизонта КТ-П, который был использован для технологических расчетов сепарации добываемой продукции.

При проектировании и разработке нефтегазовых месторождений существенную роль играет изучение распространения и состава подземных вод для решения задач и условий разбуривания, подсчета запасов, определения ресурсов для заводнения, контроля за заводнением и обводненностью залежей; прогнозирования техногенных гидрохимических процессов и утилизации промстоков. Это связано с тем, что подземные воды являются практически обязательным компонентом месторождений углеводородов.

Многообразие факторов, определяющих закономерности формирования и изменения состава вод вообще и в пределах контура нефтегазоносности в частности требуют тщательного и глубокого анализа.

В разрезе месторождения выделяется серия водоносных горизонтов и комплексов, составляющих два гидрогеологических этажа (надсолевой и подсолевой), разделенных кунгурской толщей.

Ближе к поверхности земли в надсолевой толще распространены аллювиальные водоносные пласты, содержащие слабосоленую и пресную воду, которые могут иметь промышленное значение.

Исходя из приведенных данных, в целом по KT-I пластовые воды хлор-кальциевого типа с минерализацией 111,6-140г/л. Водородный показатель рН изменяется в пределах 6,2-6,7, плотность 1,08-1,1г/см3. Дебиты воды от 1,08м3/сут при Нср.дин=1524м в скв 1 до 46,08м3/сут при Нср.дин=981м3/сут в скв.5. По КТ-П пластовые воды хлор-кальциевого типа с минерализацией 68,9-97,Ог/л, рН изменяется в пределах 6,7-7,1, плотность 1,04-1,06г/см3. Дебиты воды от 0,32м3/сут при Нср.дин = 1773м до 1,93м3/сут при Нср.дин =1294м3/сут.

Для питьевого водоснабжения возможна эксплуатация месторождения пресных вод, а для технического водоснабжения при бурении скважин и для целей ППД -солоноватые воды альб-сеноманского горизонта. Запасы оценены в количестве 55,289тыс.м3/сут по категории С.

В нижнем меле на глубине 153-240м статические уровни подземной воды с минерализацией 1,8-3,Зг/л установлены на уровне 14-65м ниже поверхности земли. Дебиты составляют до 120м3/сут при понижении на 20-45м. Температура 12-14°С. Водовмещающими являются рыхлые пески альбского яруса мощностью 143-195м.

Вода соответствует ГОСТу 2874-74 "Вода питьевая" за исключением концентраций железа и марганца. Запасы этого месторождения разделяются по трем участкам водозабора и составляют для северного участка - 54000м3/сут (А+В), для центрального участка -64800м3/сут (Ci) и для южного участка - 77760м3/сут (А+В).

Однако в связи с широкой распространенностью альб-сеноманских водоносных толщин реально возможны водоисточники ближе к промыслу, для чего требуется детальная разведка и утверждение разведанных запасов.

В основном в приконтактной зоне водонасыщенные породы имеют не слишком хорошие фильтрационные свойства, что затрудняет активизацию упруговодонапорного режима.

Нефтегазовая залежь представлена поровыми и порово-трещинными коллекторами. Плотность пластовой воды в пластовых условиях 1,060г/см3, вязкость воды в пластовых условиях 0,4мПас, температура 36-46°С. Для КТ-П ВНК равен 3300м, плотность воды в пластовых условиях 1,043г/см3, температура 61-74°С. Вода обладает высокой коррозионной активностью и агрессивна к бетону и цементу.

Пласты содержат воды с предельным газонасыщением. Коэффициент насыщения воды газом определен в пределах 0.85. Растворимость газов в природных условиях зависит от температуры, давления и минерализации вод. Генетическим первоисточником углеводородных газов является рассеянное органическое вещество пород и содержащихся в них флюидов.

Высокое поисковое значение растворенных в воде газов подтверждено тем, что почти везде региональное развитие в водах углеводородных газов указывало на промышленные скопления нефти и горючих газов. Исходя из табличных данных, водорастворенные газы по составу относятся к метаново-азотно-угл скислому типу: метан - 67,58-84,58%, азот - 1,59-27,05%, углекислый газ 0,29-3,71%. Сероводород обнаружен во всех скважинах .

Для оценки запасов нефти и газа приняты значения, полученные в результате анализа глубинной пробы, корректированные по сепарационному тесту: плотность нефти - 0,8164 г/см3, газовый фактор - 176 м3/т, объемный коэффициент - 1,36, динамическая вязкость - 0,5 мПа*с.

Нефть Чинаревского месторождения характеризуется как малосернистая (0,32%), малосмолистая (2,7%), парафиновая (5,6%). Массовое содержание меркаптановой серы - 0,03. Упругость паров нефти по Рейду равна 319 мм рт.ст., качество нефти по этому параметру соответствует ГОСТ 9956-79 на сдаваемую нефть.

Бензиновые фракции Чинаревской нефти малосернистые, а также характеризуются низким октановым числом, но ввиду высокого содержания нафтеновых УВ, могут быть рекомендованы в качестве сырья для производства высооктановых автомобильных бензинов или ароматических УВ.

Керосиновые дистилляты пригодны для производства качественных реактивных типов. Наличие невысокого содержания меркаптанов, т.е. не выше норм требований ГОСТа, потребует включения в состав комплексной схемы переработки процесса демеркаптанизации или гидроочистки.

Фракции дизельного топлива Чинаревской нефти пригодны для производства качественного зимнего дизтоплива прямым фракционированием, но для получения дизельных топлив стандартного качества летней марки потребуется использование процесса гидроочистки.

Остатки атмосферной перегонки Чинаревской нефти пригодны для использования в качестве топочного мазута марки М100 или его компонентов.

Базовые масла, полученные из остатка выше 3500С, пригодны для использования при производстве высокоиндексных масел.

Состав нефтяных газов характеризуется значительным содержанием пропано-бутановых фракций, что, несомненно, говорит о высокой теплотворной способности нефтяного газа и его ценности как сырья для получения сжиженного углеводородного газа (СУГ). Однако высокое содержание сероводорода затрудняет задачу получения качественного углеводородного топлива в виде сжиженного пропана, бутана и их смесей. Поэтому в проекте предлагается усовершенствовать процессы осушки и, особенно, очистки нефтяных газов от сероводорода.

Таблица 1.4 Состав пластового флюида

По стандартной сепарации
Интервал вскрытия: 4356-4395 м		Дата отбора гл.пробы: 01.09.00
Пластовое давление (Рi): 49,06 МПа	Давление сепарации: 0,10053 МПа
Пластовая температура (ti): 96,0оС		Температура сепарации: 20,0оС
Компонент	Жидкость сепарации	Газ сепарации	Пластовый флюид
	масс.%	мол.%	масс.%	мол.%	масс.%	мол.%
H2	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
He	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
N2	0,00	0,00	4,74	4,97	0,85	2,75
CO2	0,01	0,04	2,56	1,71	0,47	0,96
H2S	0,01	0,05	1,28	1,10	0,24	0,63
CH4	0,02	0,21	25,69	47,01	4,61	26,07
C2H6	0,07	0,39	21,06	20,56	3,83	11,54
C3H8	0,23	0,87	22,49	14,97	4,21	8,66
i-C4H10	0,05	0,14	3,54	1,79	0,68	1,05
n-C4H10	0,22	0,63	7,92	4,00	1,60	2,49
i-C5H12	0,70	1,61	1,75	0,71	0,89	1,11
n-C5H12	1,61	3,71	3,07	1,25	1,87	2,35
Cуммарно	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00	100,00
Мольная доля		0,4474		0,5526		1,0000
Массовая доля	0,8211		0,1789		1,0000
Газосодержание:		144,5 smi/mi	175,6smi/т

1.2.2 Физико-химические свойства и состав углеводородного сырья Тепловского месторождения

ЗАПАДНО-ТЕПЛОВСКОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ нефтегазоконденсатное -- расположено в Западно-Казахстанской области, в 25 км к северо-западу от города Уральск (Прикаспийская нефтегазоносная провинция). Открыто в 1973. Находится в северной бортовой зоне Прикаспийской впадины. Основная нефтегазоконденсатная залежь приурочена к рифогенной структуре и связана с подсолевыми пористо-кавернозными и трещиноватыми известняками артинского яруса (нижняя пермь). Незначительная залежь газа выявлена в трещиноватых доломитах кунгурского яруса (нижняя пермь). Залежь массивного типа. Глубина залегания нефтегазоконденсатной залежи 2733 м. Водонефтяной контакт находится на отметке минус 2850 м, газонефтяной контакт -- на отметке минус 2825 м. Высота залежи 150 м. Средняя газонасыщенная мощность 38 м, нефтенасыщенная -- 31,5 м. Пористость известняков 5-27%, проницаемость 0,05-238 мД. Пластовое давление 33,1 МПа. Плотность нефти 840 кг/м3, содержание серы 0,55%, смол 2,8%. Газ газовой шапки на 82,6% состоит из метана, этана 6,09%, пропана 3,26%. Содержание конденсата 228 г/м3.

Основными гидратообразующими компонентами, входящими в состав газа месторождения Тепловское, являются метан, этан, пропан, бутан, углекислый газ, сероводород.

Для разработки мер профилактики и предупреждения образования гидратов на месторождении Тепловское применены расчетные методы, позволяющие с достаточной степенью точности прогнозировать образование гидратов в зависимости от изменения термобарических условий при эксплуатации скважин.

Компонентный состав пластового газа, принятый по данным оперативного подсчета запасов артинского горизонта представлен в таблице 1.5

Таблица 1.5 - Состав газа сепарации и пластового газа

Наименование	Артинский ярус
	Газ сепарации, % мольн.	пластовый газ, % мольн.
1	2	3
Сероводород	0,35	0,34
Меркаптаны	-	-
Углекислый газ	0,89	0,95
Азот	1,34	1,30
Метан	87,37	82,77
Этан	5,02	5,20
Пропан	2,54	2,81
Изобутан	0,47	0,60
Н-бутан	1,34	1,60
Пентан+высшие	0,68	4,43
Плотность при норм-х усл-х, г/л	0,856	0,963
Плотность при 200С, г/л	0,798	0,904
Плотность относительная	0,663	0,750

При проведении расчетов использованы универсальные имперические уравнения природных газов с учетом повышенного состава сероводорода.

Тг=tCH4+?t

где tCH4 - температура гидратообразования метана при заданном давлении, 0С;

?t -повышение температуры образования гидратов в смеси CH4 - H2S -CO2, 0С;

Тг-температура гидратообразования, 0С;

На рисунке 1.3. представлены равновесные параметры гидратообразования для пластового газа месторождения Тепловское.

Рисунок 1.0 - Равновесные параметры гидратообразования в стволе гипотетической скважины

Как видно, ниже кривой равновесия, в присутствии свободной влаги работа скважин будет осуществляться в гидратном режиме. Зная, равновесные параметры гидратообразования конкретной скважины можно прогнозировать возникновение гидратных пробок, и соответственно разрабатывать мероприятия по их предупреждению и ликвидации.

В испытанных объектах артинской залежи дебиты газа с конденсатом составляют от 81,8 (скв. 53) до 265,1 (скв. 43) тыс.м3/сут. Давления на устье от 24 до 26 МПа. Предполагается, что при таких технологических характеристиках работа скважин на начальном этапе будет осуществляться в безгидратном режиме. Расчеты показывают о возможности образования гидратов в системах сбора и подготовки газа.

Один из наиболее эффективных и широко применяемых в промысловой практике методов предупреждения и борьбы с гидратами - это ввод ингибитора гидратообразования в поток газа. Этот метод рекомендуется для предупреждения и ликвидации гидратных отложений в шлейфах, в коллекторных линиях.

В качестве ингибитора гидратообразования рекомендуется метанол, который активно предупреждает и разлагает образовавшийся гидрат, не выпадает в осадок, полностью сгорает при сжигании фракции, не образуя токсичных продуктов горения. К преимуществам метанола также относятся низкая вязкость, возможность регенерации, сравнительно невысокая цена и очень низкая температура замерзания.

Технология ввода метанола предусматривает как периодическую закачку реагента, так и постоянное дозирование. Технологии постоянного и периодического ингибирования шлейфов практически одинаково эффективны и могут быть взаимозаменяемы.

На месторождении планируется применение метода полного сайклинг-процесса, т.е. осуществление возврата добытого газа в пласт путём закачки в газовую шапку залежи. Кислый газ будет подвергаться осушке. Осушка кислого газа от влаги методами сорбции или низкотемпературной сепарации с понижением точки росы по воде ниже минимальной технологической температуры исключает конденсацию паров воды, а, следовательно, и образование гидратов.

При обратной закачке газа в пласт особых осложнений не предполагается, но в случае нарушения режима работы установки по подготовке газа для стабилизации работы скважин предусмотрена система дозирования ингибитора в поток газа.

Технические решения по защите от коррозии технологического оборудования

Технологическая среда характеризуются значительным содержанием коррозионно-активных компонентов, таких как сероводород, меркаптаны и углекислота.

Пластовая газожидкостная смесь месторождения Тепловское состоит из углеводородов (73,15-83,09 % об.), в т. ч. H2S - 0,82 % , меркаптанов (RHS) - (0,2) % и СО2 - 1,5% (таблица 3.14.2).

В условиях сепарации, водная фаза обогащается агрессивными компонентами, такими как H2S и меркаптаны, вследствие чего в этих условиях агрессивность водной фазы значительно повышается.

Наличие в пластовой воде сульфатов и хлорид-ионов (таблица 3.14.3) позволяет предположить высокую агрессивность продукции скважин месторождения Тепловское.

Таблица 1.6 - Содержание агрессивных компонентов в рабочих средах

Месторождение	Содержание агрессивных компонентов
	В пластовом газе

Страница:

•  1 
•  2 
•  3 
•  4 
•  5 

диссертация "Осложнения при сборе углеводородного сырья нефтегазоконденсатных месторождений Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины и пути их ликвидации (на примере Карачаганакского НГКМ)" скачать

Подобные документы

• Геологическое строение, тектоника и нефтегазоносные комплексы Прикаспийской впадины

  Основные черты региональной структуры, элементы поверхности фундамента Прикаспийской впадины, ее литолого-фациальные особенности и тектонические процессы. Характеристика основных нефтегазоносных комплексов впадины, структура нефти девонских залежей.
  
  курсовая работа [52,5 K], добавлен 10.11.2010
  

• Геологические основы разработки нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений

  Изучение и оценка ресурсов углеводородного сырья в статическом и динамическом состоянии; геологическое обеспечение эффективной разработки месторождений; методы геолого-промыслового контроля. Охрана недр и природы в процессе бурения и эксплуатации скважин.
  
  курс лекций [4,4 M], добавлен 22.09.2012
  

• Изучение задач фильтрации трехфазной смеси

  Анализ процессов разработки месторождений углеводородного сырья с использованием математических моделей течений многофазной жидкости в пористых средах. Фильтрация многокомпонентных смесей с учетом фазовых превращений. Вид функции Баклея-Леверетта.
  
  контрольная работа [5,1 M], добавлен 02.04.2018
  

• Серное и борное сырьё

  Промышленно-генетические типы месторождений самородной серы. Промышленные типы руд содержащих бор. Сферы применения серы и сернистых соединений. Главнейшие генетические и геолого-промышленные типы месторождений борного сырья. Источники серного сырья.
  
  реферат [23,2 K], добавлен 13.07.2014
  

• Морские буровые платформы

  Типы морских платформ - сложного инженерного комплекса, предназначенного для бурения скважин и добычи углеводородного сырья, залегающего под дном моря, океана либо иного водного пространства. Ее элементы: корпус, якорная система, буровая палуба и вышка.
  
  презентация [7,9 M], добавлен 02.02.2017
  

• Найти Карачаганак-2!

  Современные особенности проведения геологоразведывательных работ. Проведение сейсморазведки на месторождении Карачаганак и возможность размещения геофонов в скважинах. Анализ сходимости данных сейсморазведки и бурения для районов Прикаспийской впадины.
  
  статья [3,5 M], добавлен 06.05.2011
  

• Водоносные коллекторы и водоупоры горных пород

  Типы природных емкостей подземных вод, водоносность кристаллических и трещиноватых пород. Свойства порово-трещинного пространства, влагоемкость горных пород. Гидрогеологическая стратификация Прикаспийской впадины в пределах Астраханской области.
  
  курсовая работа [333,5 K], добавлен 08.10.2014
  

• Переоценка категорий запасов углеводородного сырья тульских отложений по Залесному месторождению

  Сравнение принципов классификации запасов нефти в 2001 и 2005 гг. Обоснование подсчетных параметров Залесного месторождения по данным промыслово-геофизического исследования скважин - общей площади, объема нефтенасыщенных пород, коэффициента их пористости.
  
  курсовая работа [8,8 M], добавлен 17.05.2011
  

• Тектоническое строение Астраханского газоконденсатного месторождения

  История развития и геологическое строение юго-западной Прикаспийской впадины, расположение тектонических элементов. Структурно-тектоническая схема Астраханского свода. Региональные нефтегазоносные комплексы. Астраханское газоконденсатное месторождение.
  
  курсовая работа [215,7 K], добавлен 07.02.2011
  

• Платформа эксплуатационная нефтяная

  Характеристика нефтяной платформы как сложного инженерного комплекса. Типы нефтяных платформ: стационарная, мобильная, полупогружная. Назначение, устройство и эксплуатация нефтяной платформы Eva 4000. Бурение скважины и добычи углеводородного сырья.
  
  реферат [525,3 K], добавлен 27.10.2015
  

Другие документы, подобные "Осложнения при сборе углеводородного сырья нефтегазоконденсатных месторождений Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины и пути их ликвидации (на примере Карачаганакского НГКМ)"

• главная
• рубрики
• по алфавиту
• вернуться в начало страницы
• вернуться к началу текста
• вернуться к подобным работам