Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Анализ применения установок электроцентробежных насосов на Ново-Покурском нефтяном месторождении (Тюменская область)

Анализ применения установок электроцентробежных насосов на Ново-Покурском нефтяном месторождении (Тюменская область)

Физико-химические свойства пластовых флюидов. Характеристика энергетического состояния продуктивных пластов. Структура фонда скважин. Изучение вредного влияния различных факторов на работу электроцентробежных насосов, рекомендации по их устранению.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 24.06.2015
Размер файла 8,1 M

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

Реферат

Выпускная квалификационная работа содержит 104 с., включая 30 рисунков, 25 таблиц, 26 источников.

Ключевые слова: месторождение, пласт, залежь, нефть, газ, обводненность, фонд скважин, коэффициент извлечения нефти, запасы.

Объектом исследования является Ново-Покурское нефтяное месторождение.

Целью данной выпускной квалификационной работы является анализ эксплуатации нефтяных скважин установками электроцентробежных насосов.

В работе уделено внимание изучению вредного влияния различных факторов на работу электроцентробежных насосов (ЭЦН), а также приведены рекомендации по их устранению.

В результате работы проведен сбор, обобщение, переработка информации по эксплуатационному фонду скважин. Проведен анализ эффективности работы установок электроцентробежных насосов по основным технологическим показателям, таких как коэффициент использования и эксплуатации, приведены рекомендации для повышения надежности работы насосного оборудования.

Данная выпускная квалификационная работа выполнена на персональном компьютере при использовании пакета Microft Office XP, текстовая часть выполнена в Microft Word, расчеты и графики в - Microft Excel, рисунки в - Corel DRAW 14. Презентация создана в Microft Power Point.

Обозначения и сокращения

ВНК - водонефтяной контакт

НГДУ - нефтегазодобывающее управление

ДНС - дожимная насосная станция

УЭЦН - установка электроцентробежного насоса

ГКЗ - государственная комиссия по запасам

ПРС - подземный ремонт скважин

ППД - поддержание пластового давления

ФЕС - фильтрационно-емкостные свойства

ШГН - штанговая глубинно-насосная установка

ОПЗ - обработка призабойной зоны

ГТМ - геолого-технические мероприятия

ГРП - гидравлический разрыв пласта

КИН - коэффициент извлечения нефти

ПДС - предельно допустимые сбросы

НКТ - насосно-компрессорные трубы

ЭПУ - электропогружная установка

ПЭД - погружной электродвигатель

ПЗП - призабойная зона пласта

СКО - солянокислотная обработка

АСПО - асфальто-смолистые парафиновые отложения

СПО - спуско-подъемные операции.

Содержание

Введение

1. Общие сведения о месторождении

2. Геологическая характеристика ново-поурсого месторождения

2.1 Краткая стратиграфическая характеристика разреза

2.2 Тектоническая характеристика района

2.3 Нефтегазоностность продуктиных пластов

2.4 Физико-химические свойства пластовых флюидов

2.5 Запасы нефти и растворенного газа

3. Анализ разработки ново-покурского месторождения

3.1 Характеристика энергетического состояния продуктивных пластов

3.2 Сопоставление проектных и фактических показателей разработки

4. Анализ применения установок электроцентробежных насосов на ново-покурском месторождении

4.1 Структура фонда скважин

4.2 Анализ режимов эксплуатации добывающих скважин

4.3 Эксплуатационные показатели добывающих скважин оборудованных УЭЦН

4.4 Анализ бездействующего фонда добывающих скважин

5. Мероприятия по улучшению работы насосного оборудования

5.1 Увеличение продуктивности скважин

5.2 Ликвидация осложнений механическими примесями

5.3 Ликвидация осложнений связанных с солеотложением

5.4 Мероприятия по снижению коррозии нефтепромыслового оборудования

6. Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение

6. Показатели экономической оценки эффективности реализации проектных решений

6.2 Обоснование удельных затрат для экономических расчетов

6.3 Оценка капитальных вложений и эксплуатационных затрат

6.4 Технико-экономический анализ проектных решений по объекту ЮВ12

6.5 Технико-экономический анализ проектных решений по объекту ЮВ11

7. Социальная ответственность

7.1 Охрана водной среды

7.2 Охрана недр

Заключение

Список использованной литературы

Введение

электроцентробежный пласт скважина месторождение

На сегодняшний день значительная роль в добычи нефти в России принадлежит фонду скважин, оборудованному установками электроцентробежных насосов. Электроцентробежные насосы широко применяются для эксплуатации высокодебитных и малодебитных скважин с различной высотой подъема жидкости.

На Ново-Покурском нефтяном месторождении электроцентробежные насосы составляют 92 % фонда скважин.

Рациональному ведению процесса добычи нефти способствуют прежде всего правильный выбор оборудования в соответствии с условиями эксплуатации и неуклонное стремление к установлению рационального режима откачки, т.е. такую работу эксплуатационного оборудования, которая обеспечивает заданный режим работы скважины при минимуме затрат. Наиболее наглядно это прослеживается при эксплуатации скважин оборудованных установками электроцентробежных насосов.

Жизненный цикл установок электроцентробежных насосов измеряется такими показателями как наработка на отказ и межремонтный период. Существенными факторами, влияющими на работу электроцентробежных насосов являются механические примеси, отложение солей, асфальто-смолисто-парафиновых отложений, коррозия, высокий газовый фактор.

Увеличение сроков службы погружного оборудования является залогом стабильности добычи нефти и снижения затрат на обслуживание фонда скважин.

В условиях Ново-Покурского месторождения скважины работают в осложненных условиях, что достаточно серьезно сказывается на наработке на отказ УЭЦН и приводит к необходимости поиска новых технологий для оптимизации работы добывающих скважин.

1.Общие сведения о месторождении

В административном отношении Ново-Покурское месторождение расположено в Тюменской области Ханты-Мансийского национального округа на территории Сургутского и Нижневартовского районов[1].

Географически месторождение приурочено к Западно-Сибирской равнине и расположено на левом берегу широтного участка реки Обь примерно в 100 км к юго-западу от города Мегиона и 80 км к юго-востоку от города Сургута.Обзорная карта месторождений нефти и газа ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз» представлена на рисунке 1.1.

Рисунок 1.1 - Обзорная карта месторождений нефти и газа ОАО «Славнефть-Мегионнефтегаз»

Коммуникации и обустройство. Непосредственно через площадь месторождения проходит нефтепровод к магистральному нефтепроводу Нижневартовск-Омск, газопровод к Южно-Балыкскому ГПЗ, внутренние насыпные дороги, нефте- и газопроводы, кусты эксплуатационных скважин, водозабор, нефтеперекачивающая станция и бетонная дорога, связывающая месторождение с городами Нижневартовском и Мегионом.

Орогидрография. Месторождение находится в бассейне р. Большой Покур. Гидрографическая сеть района представлена бассейнами рек Большой Покур, Юган и Кульеган. Площадь месторождения сильно заболочена. Глубина зеркала грунтовых вод колеблется от 5 до 25 м.

Рельеф. Площадь месторождения представляет собой сильно залесенную пологоволнистую равнину. Абсолютные отметки рельефа колеблются от +30 до +80 м над уровнем моря с общим уклоном в сторону р. Оби.

Климат. Зима суровая и снежная, с метелями и заносами. Лето короткое, но довольно теплое. Среднегодовая температура воздуха составляет -3.2-2.6°С. Наиболее холодным месяцем является январь (средняя температура -23°С, иногда с понижением до -45-50°С). Самым теплым - июль (максимальная температура +30°С).

Количество выпадаемых атмосферных осадков составляет 550 мм. Снеговой покров появляется в октябре, а сходит в конце апреля. Высота его на открытых участках может достигать 120-160 см. Промерзание почв начинается в конце октября и достигает своего максимума в середине апреля, при этом глубина промерзания достигает до 2 м. В середине июля почва полностью оттаивает. Болота промерзают на глубину до 10 м[1].

Преобладающие ветры зимой - северные и Ново-восточные, летом - западные и юго-западные.

Геокриологические условия месторождения. Южная геокриологическая зона характеризуется наличием глубокозалегающей реликтовой толщи многолетнемерзлых пород (ММП), имеющих прерывистое, а местами островное распространение, что особенно отчетливо прослеживается на водоразделе рек Б. Юган и Б. Покур по профилям вертикального электрического зондирования. Длина участков с мерзлыми породами изменяется от 3 до 60 км при среднем значении 20-40 км. Как правило под руслами крупных рек и озер мерзлота отсутствует. Глубина залегания ММП колеблется от 80-100 м до 200-220 м. Подошва ММП погружается с запада на восток от 100-150 м до 300 м и более. Толщина слоя ММП изменяется от 5 до 60 м, наиболее часто варьирует в пределах 25-40 м.

Стратиграфически толща ММП приурочена к отложениям новомихайловской и алтымской свит и характеризуется разнообразием криогенного строения и сложностью фазового состояния. Представлены ММП отложениями мерзлых, охлажденных и талых пород, сложно-замещающих друг друга как в плане так и в разрезе и имеющих температуру -0.5°С.

Промышленные объекты. Ближайшие населенные пункты - города Нижневартовск, Сургут, Мегион. Основными отраслями хозяйства района являются нефтедобывающая промышленность, геолого-разведочные работы на нефть и газ, строительство объектов нефтяной промышленности, лесозаготовки, рыболовство, охота. Строительные материалы. В Нижневартовском районе поисковой партией Тюменской комплексной тематической экспедицией Главтюменьгеологии проводились поисково-разведочные работы на строительные материалы. В результате проведенных работ открыты месторождения керамзитовых глин, строительных и стекольных песков, песчано-гравийной смеси и глин. Изучены запасы пресных вод и произведена их оценка. Для закачки в нефтеносные пласты используется подземные воды апт-сеноманского комплекса, по которым произведен подсчет запасов с утверждением в ГКЗ СССР. Ниже приводится краткое описание этих месторождений. Чернореченское месторождение песчано-гравийной смеси находится в 4.5 км севернее г. Сургута. Подсчитанные запасы составляют 9.5 млн.м3 по категории С1 и 3.8 млн.м3 по С2. В 75 км к Ново-западу от Новопокурского месторождения расположены Сургутское и Нефтеюганское месторождение строительных песков с запасами по категории С2 - 10.3 млн.м3 и 31.7 млн.м3, соответственно. К западу от Ново-Покурского месторождения открыты Пунин-Игыйское месторождение кирпично-керамзитовых глин с запасами 11.5 млн.м3 по категории С2 и Верхнепытьяхское - керамзитовых глин с запасами 3.1 млн.м3 по категории С2. В 17.5 км юго-восточнее пос. Покур находится Кульеганское месторождение строительных песков с запасами 1.2 млн.м3 по категории С2. Месторождение строительных песков «Быстрый» расположено в 50 км ниже г. Нижневартовска по р. Оби. Запасы песков утверждены по категории С2 - 22.2 млн.м3. Локосовское месторождение глин находится в 45 км севернее Новопокурского месторождения. Эти глины пригодны для изготовления кирпича марки 100-125 с сушкой по специальной технологии и марки 75-100 с сушкой в естественных условиях. При добавке в сырье 1.5% соляного масла глину можно использовать для получения керамзитового гравия марки 600. Запасы глин утверждены в ГКЗ СССР 25 декабря 1964 года по категориям А - 1186, В - 2725, С1 - 2280 тыс.м3. В настоящее время на этом сырье работает Локосовский кирпичный завод. В Нижневартовском районе и непосредственно в пределах месторождения имеются огромные запасы торфа, гравия, песка и других видов строительного материала, которые используются в процессе обустройства месторождений, строительства автодорог, оснований под кустовое бурение, в промышленном и гражданском строительстве.

Водоснабжение района. Поверхностные воды рек и озер, расположенных на рассматриваемой территории, не могут служить надежным и постоянным источником для хозяйственно-питьевого, а тем более технического водоснабжения, так как они подвергнуты загрязнению и ресурсы их незначительны. Сургутский район расположен в центральной части Западно-Сибирского артезианского бассейна. Пресные воды первого гидрогеологического этажа включает осадки турон-четвертичного возраста и характеризуется преимущественно свободным водообменном.

По условиям залегания и стратиграфической приуроченности в пределах исследуемого района выделяются следующие водоносные комплексы:

- водоносный комплекс четвертичных отложений;

- атлым-новомихайловский водоносный комплекс;

- чеганский водоносный комплекс.

Четвертичные отложения включают осадки различного генезиса - аллювиальные, озерно-аллювиальные. Подошва этих отложений фиксируется на глубине 51-59 м. Эффективная толщина до 45 м.

По химическому составу грунтовые воды удовлетворяют требованиям ГОСТа 2874-73. Воды пресные, с минерализацией - до 0.2 г/л. Воды этого комплекса рекомендуется использовать для технических целей в количестве 1200 м3/сут. Атлым-новомихайловский водоносный комплекс представлен мелко- и среднезернистыми песками и песчаниками, глинами. Глины залегают в кровле пласта и служат водоупором. Мощность горизонта колеблется от 90 до 110 м. Глубина залегания подошвы горизонта 210 м. Воды напорные, высота напора 60-80 м. Воды горизонта удовлетворяют требованиям ГОСТа 2874-73. Минерализация вод 0.23 - 0.58 г/л, гидрокарбонатные, кальциево-магнивые. Этот горизонт наиболее выгоден для хозяйственно-бытового водоснабжения, рекомендуется использовать в количестве до 10000 м3/сут и более. Чеганский водоносный комплекс может быть рекомендован для резервного водоснабжения. Эффективная толщина составляет 96-125 м. Воды удовлетворяют требованиям ГОСТа 2874-73, минерализация вод изменяется от 0.48 - 1.1 г/л, воды хлористонатривые.

При использовании вод водоносных горизонтов для питьевых целей требуется их осветление, обезжелезивание и фторирование.

Геолого-геофизическая изученность. К бурению Ново-Покурское поднятие подготовлено сейсморазведочными работами 1960-1986 гг., однако, первые карты, построенные по данным МОВ ОГТ 1:50000 масштаба, осуществляемым вплоть до 1976 года не давали надежной структурной основы для проведения поисково-разведочных работ. Ожидалось, что в начальный период данные бурения будут иметь отклонения от данных сейсморазведки, что было обусловлено отсутствием данных бурения и характеристики скоростей отраженных волн по данным сейсмокаротажа[1].

В пределах площади поисково-разведочные работы начаты в 1980 году согласно проекту геологоразведочных работ.

Первая скважина 230р, пробуренная в присводовом участке Ново-Покурского поднятия в 1981 году, выявила по данным ГИС нефтеносный пласт Ю12. При опробовании пласта был получен приток нефти дебитом 8.1 мі/сут. В этом же году скважиной 231р, пробуренной в своде поднятия, наряду с подтверждением нефтеносности уже открытой залежи в пласте Ю12, была открыта новая залежь нефти в пласт Ю11. При этом дебит нефти из пласта Ю11 составил 8.6 мі/сут.

2.Геологическая характеристика Ново-поурсого месторождения

2.1 Краткая стратиграфическая характеристика разреза

Геологический разрез Ново-Покурского месторождения представлен юрскими, меловыми и палеоген - четвертичными платформенными образованиями, залегающими на породах фундамента доюрского возраста. Максимальная толщина вскрыта скважиной 300п и составляет 4500 м[2].

В составе платформенных отложений, имеющих юрско-антропогеновый возраст, присутствуют континентальные образования преимущественно раннеюрского возраста залегающие непосредственно на породах фундамента; прибрежно-морские отложения среднеюрского, выделяемые в тюменскую свиту. Выше по разрезу залегает комплекс пород предположительно прибрежно-морского и морского генезиса, представленный характерными отложениями васюганской, георгиевской и баженовской свит верхнеюрского возраста. Осадки мелового возраста начинаются отложениями мегионской свиты, представленными преимущественно глинистыми образованиями. В нижней части её выделяют ачимовскую толщу (пачку) сложенную неоднородными глинисто-алевритовыми и песчано-алевритовыми пластами. В верхней части мегионской свиты выделяют горизонты БВ8 - БВ10, сложенные преимущественно песчано-алевритовыми породами. Затем они сменяются лагунно-морскими образованиями вартовской (ванденской), алымской, покурской свит и заканчиваются морскими глинистыми отложениями кузнецовской, березовской и ганькинской свит. Выше по разрезу следуют образования палеоген - четвертичного возраста.

Доюрский фундамент

Доюрские отложения вскрыты на многих площадях Нижневартовского свода. На Ново-Покурской площади доюрские отложения вскрыты в скважине 300п. По первичному описанию керна отложения представлены диабазами, серпентинитами и метаморфизованными осадочными породами. По описанию керна палеозойских отложений ближайших месторождений в разрезе Ново-Покурской площади также могут быть развиты девонские известняки с редкими прослоями карбонатизированных глинистых сланцев. Известняки могут быть как массивными (Киняминская, Комсомольская площади), так и кавернозными (Акиминская площадь, параметрическая скважина на Медведевской площади). В отдельных случаях палеозойский осадочный комплекс может быть прерван базальтоидами пермо-триаса, как это наблюдается на Ермаковской и Угутской площадях.

По сейсмическим данным кровля фундамента сопоставляется с отражающим горизонтом «А», отметки которого согласно региональным сейсмическим профилям изменяются от 3300 м в сводовых участков района работ до 3500 м в погруженных участках [5, 10].В верхней части разреза доюрские породы могут быть представлены корой выветривания базальтоидов.

Толщина коры выветривания около 30 м.

Юрская система (J)

Отложения юрской системы несогласно залегают на породах доюрского фундамента и представляют собой три самостоятельных структурно-седиментационных комплекса.

Нижний комплекс образовался в континентальных условиях и представлен отложениями горелой (котухтинской) свиты преимущественно раннеюрского возраста.

Средний комплекс включает в себя отложения тюменской свиты континентально- прибрежноморского генезиса.

Верхний седиментационный комплекс представлен морскими и прибрежноморскими осадками васюганской, георгиевской и баженовской свит верхнеюрского и берриас-валанжинского возраста.

Горелая (котухтинская) свита плинсбах-тоар-раннеааленского возраста распространена на изучаемой площади повсеместно, при этом ее нижние горизонты выклиниваются у выступов доюрских образований.

По материалам первичного описания керна скважин 300П, 270 и 280 в основании ее залегает пачка грубообломочных пород, вероятно гравелитов и мелкогалечных конгломератов, мощностью порядка 20 м. Пачка эта на Ново-Покурском ЛУ развита только в пределах прогибов, разделяющих Ново-Покурское и Южно-Островное поднятия, и выклинивается на их бортах.

Над базальной пачкой залегает толща неравномерного переслаивания темно-серых аргиллитов, серых алевролитов и светло-серых мелкозернистых песчаников. Отмечаются прослои и стяжения окремненных пород и катагенетическая карбонатизация отдельных участков породы. Породы крепкие, плотные, слюдистые.

Рисунок 2.1 - Геологический профиль пластов ЮВ11 и ЮВ12 Ново-Покурского месторождения по линии скважин 1247 - 41. Масштабы: вертикальный 1:500; горизонтальный 1:50 000

Тюменская свита аален-байос-батского возраста сложена равномерным чередованием аргиллитов, алевролитов и песчаников от темно-серых до коричневых и разделяется на нижнюю, среднюю и верхнюю подсвиты. Нижняя подсвита представлена переслаиванием аргиллитов, алевролитов и песчаников, преимущественно мелко- и среднезернистых, крепко сцементированных, как правило, полимиктовых, светло-серых. Песчаники часто неравномерно карбонатизированы[2].

Алевролиты несколько более темные, серые, карбонатизированы в меньшей степени. Аргиллиты темно-серые до почти черных. Во всех породах наблюдается обильный углефицированный растительный детрит, прослои углей. Породы часто плохо отсортированы, обычны пятнистые и, реже, неправильно-полосчатые текстуры. В пределах нижней подсвиты выделяются песчаные пласты ЮВ9 - ЮВ7.

Средняя подсвита представлена переслаиванием преимущественно песчаников с подчиненными прослоями аргиллитов и алевролитов. Песчаники светло-серые, относительно крепкие, участками карбонатизированные, мелко-среднезернистые, с углефицированными мелкими растительными остатками, часто образующими скопления по напластованию пород. Основные песчаные пласты индексируются как ЮВ6 - ЮВ5.

В верхней подсвите распространены серые песчаники и темно-бурые аргиллиты. Алевритовые и песчаные разности на глинистом и карбонатном цементах. Породы слюдистые, полимиктовые, с углефицированным детритом, рассеянным по породе и образующим скопления по поверхностям напластования. Песчаные пласты ЮВ4-ЮВ2.

Толщина свиты достигает 350 м при общей мощности юрских отложений порядка 500-520 м.

Васюганская свита (келловей-оксфорд) формировалась в морских и прибрежно-морских условиях. Керн, поднятый из отложений васюганской свиты, представлен глинами темно-серыми до черных, слюдистыми, алевритистыми с большим содержанием углефицированной органики, а также песчаниками и алевролитами светло-, темно-серыми, слюдистыми, мелко-, среднезернистыми. Встречаются прослои карбонатных пород. В разрезе свиты выделяются две подсвиты.

Нижняя подсвита трансгрессивно перекрывает песчано-алевритовые породы верхов тюменской свиты и представлена аргиллитами темно-серыми, с небольшими прослоями и линзами мелкопесчаного и алевритового материала.

В верхней подсвите выделяются нефтеносные песчано-алевритовые пласты ЮВ12, ЮВ11, разделенные глинистой толщей. Песчаные пласты представляют собой регрессивные гемициклиты, накопившиеся на стадии понижения уровня моря вблизи береговой линии, то есть представляют собой типичные паралические отложения с определенным набором литотипов (от лагунных через образования пересыпей, пляжа, вдольбереговых валов и промоин, удалённых баров до образований мелководного шельфа). Васюганская свита довольно выдержана по толщине. Толщина свиты изменяется от 80 до 100 м.

Георгиевская свита кимериджского возраста по керну представлена глинами темно-серыми почти черными, тонкоотмученными, обогащенными глауконитом; наблюдается обилие ростров белемнитов, раковин двустворок. Толщина свиты 2-6 м.

Баженовская свита (титон-ранний берриас) развита повсеместно. Сложена аргиллитами черными и буровато-черными, битуминозными, листоватыми и тонкопластинчатыми, обогащенными органическим веществом с большим количеством рассеянного пирита. Породы баженовской свиты характеризуются высокими значениями КС и повышенными значениями естественной радиации. В силу этих особенностей аргиллиты баженовской свиты служат выдержанным в разрезе региональным репером и отражающим горизонтом при сейсмических работах (горизонт «Б»).

Меловая система (К)

Отложения мелового возраста представлены двумя отделами: нижним и верхним.

Нижний отдел слагается осадками мегионской, ванденской, алымской и нижней частью покурской свит.

Верхний отдел представлен отложениями покурской, кузнецовской, березовской и ганькинской свит.

Мегионская свита берриас-валанжинского возраста представляет собой мегакосо-слоистую толщу, накопившуюся в условиях заполнения впадины Западной Сибири. В районе Новопокурской площади снос обломочного материала шел с юго-востока, в связи с чем клиноформные тела имеют Ново-западные азимуты падения.

Отложения свиты на данной площади имеет четырехярусное строение.

Нижняя часть свиты согласно перекрывает баженовскую свиту и сложена аргиллитами темно-серыми и серыми, плотными, слюдистыми, иногда алевритистыми, с прослоями известковистых глин.

Выше по разрезу залегает ачимовская толща. Отложения толщи представляет собой переслаивание светло-серых песчаников, алевролитов и аргиллитов. Песчаники залегают в виде линзовидных тел - гравититов, выносимых по склоновым каналам к подножию шельфового склона. Толщина ачимовской толщи изменяется от 16 до 113 м[2].

Третий комплекс отложений представлен пачкой аргиллитов с единичными линзообразными прослоями маломощных серых песчаников и алевролитов.

Разрез заканчивается чеускинской пачкой, сложенной аргиллитами темно-серыми до черных с редкими прослоями алевролита. Толщина пачки - 25 м.

На Новопокурской площади по геофизическим материалам прослеживается несколько характерных границ, индексированных снизу вверх как Ач-БВ8, Ач-БВ81, Ач-БВ82. Из них наибольший интерес представляет пачка Ач-БВ8, к фондоформной части которой приурочена песчаная линза, содержащая залежь УВ.

Общая толщина мегионской свиты варьирует в пределах 384-524 м.

Ванденская свита валанжин-готерив-барремского возраста представлена неравномерным переслаиванием песчаных и глинисто-алевритовых пород морского и паралического генезиса. В разрезе выделяют две подсвиты: нижнюю, относительно более морскую, и верхнюю, преимущественно паралического происхождения.

Песчаники и алевролиты светло-серые, зеленовато-серыми, серые. Песчаники мелкозернистые, алевролиты чаще крупнозернистые, слюдистые с глинистым, реже карбонатным цементом, аргиллиты темно-серые, иногда бурые, перемятые, алевритистые с остатками растительного дейтрита. Глины и алеврито-глинистые породы серые, темно-серые, прослоями зеленоцветные. Толщина свиты 395-462 м.

Алымская свита аптского возраста делится на две подсвиты: нижнюю, представленную опесчаненной пачкой АВ1, и верхнюю - глинистую (кошайскую), являющуюся региональным флюидоупором.

Нижняя подсвита представлена, в основном, полимиктовыми песчаниками серыми и светло-серыми, алевролитами и аргиллитами. Верхняя подсвита делится на две пачки: нижняя (кошайская) сложена аргиллитами темно-серыми, плотными, верхняя сложена аргиллитами с частыми тонкими прослоями алевролитов. Толщина алымской свиты 60-65 м.

Покурская свита апт-сеноманского возраста сложена преимущественно песчаниками, песками и алевролитами паралического происхождения, бурыми, буровато- и зеленовато-серыми, серыми, с обильным растительным детритом, в различной степени углефицированным. Прослои морских глин с ядрами двустворок и следами биотурбации редки, залегают линзами и не образуют надежных покрышек, в связи с чем покурская свита не представляет интереса в отношении нефтегазоносности. Общая толщина свиты 737-781 м.

Кузнецовская свита (турон-нижний коньяк) представлена глинами тёмно-серыми и чёрными, часто зеленоватыми, участками слоистыми, чаще массивными. Толщина свиты 12-19 м.

Березовская свита (конъяк-сантон-кампан).

Нижняя посвита сложена глинами серыми, опоковидными, с подчиненными прослоями глинистых алевритов и слабоцементированных песчаников.

Верхняя - представлена глинами серыми, темно-серыми, кремнистыми, однородными, редко песчанистыми, слоистыми. Общая толщина свиты 110-135 м.

Ганькинская свита (верхний кампан-маастрихт-датский) подразделяется на две подсвиты - нижнюю и верхнюю. Нижняя сложена глинами серыми, опоковидными, переходящими в опоки, редко с конкрециями сидерита, включениями глауконита, в верхней части глины опесчаниваются. Верхняя подсвита представлена глинами серыми, тёмно-серыми, кремнистыми, однородными, редко песчанистыми, слоистыми. Общая толщина свиты 110-135 м.

Палеогеновая система (Р)

Разрез палеогеновых отложений сложен мощной толщей осадков палеоценового, эоценового и олигоценового отделов. Накопление в основном происходило в морских условиях, только в верхней части олигоцена появляются породы прибрежно-морского и континентального генезиса.

В составе палеогена выделяются талицкая, люлинворская, тавдинская, атлымская, новомихайловская и туртасская свиты.

В основном своем объеме система сложена глинистыми разностями, за исключением новомихайловской и алымской свит, представленных неравномерным переслаиванием песков и глин.

С песчаниками атлымской и новомихайловской свит связаны основные запасы пресных вод, которые используются для бытовых нужд и технического водопользования. Толщина палеогеновых отложений 598-635 м.

Четвертичная система (Q)

Отложения системы в виде сплошного чехла покрывают почти всю территорию Западно-Сибирской плиты. На размытой поверхности палеогеновых отложений залегают аллювиальные, озерно-аллювиальные, ледниковые, озерно-ледниковые, болотные образования. Нижняя часть разреза характеризуется преобладанием грубозернистых песков с включением гравия, гальки. Выше породы существенно глинизируются, представляют сложную смесь суглинков, глин, супесей и песков. На водоразделах отмечается частое переслаивание покровных суглинков с толщинами торфяников. Толщина четвертичных отложений до 70 м.

2.2 Тектоническая характеристика района

В тектоническом отношении Ново-Покурское месторождение приурочено к Угутскому валу, разделяющему Юганскую впадину и Фаинскую котловину. От Нижневартовского свода Угутский вал отделяется Южно-Покамасовской седловиной, Южно-Вартовской моноклиналью и Южно-Сутлымкинским прогибом. От расположенного на юго-востоке Киняминского вала небольшим безымянным прогибом (рисунок 2.2)[2].

В геологическом строении Западно-Сибирской плиты принимают участие породы, слагающие три структурно-тектонических этажа.

Формирование нижнего из них закончилось в палеозое, и отвечает геосинклинальному этапу развития современной плиты. Породы этажа сильно дислоцированы, метаморфизованы, рассматриваемые отложения слагают складчатый фундамент. Промежуточный структурный этаж соответствует отложениям пермо-триасового возраста и характеризует собой парагеосинклинальный и тафрогенный этапы развития в истории формирования.

Верхний структурно-тектонический этаж сложен мощной толщей спокойно залегающих мезозойских и кайнозойских осадочных образований, накопившихся в условиях длительного и стабильного прогибания фундамента. Этот этаж, или собственно осадочный чехол, изучен наиболее полно, с ним связаны основные скопления УВ.

По отражающему горизонту «А», представляющему собой отражение от поверхности доюрского фундамента, Ново-Покурское поднятие выделяется серией приподнятых блоков. Последние ограничены серией тектонических нарушений амплитудой 15-40м, которые фиксируются на временных разрезах ОГТ. Горстообразные участки площади, выделяются на фоне моноклинального опускания фундамента в западном, Ново-западном направлении от 3320 м до 3480 м. Грабенообразные участки площади, судя по сейсмическим разрезам, заполнены более молодыми породами верхнепалеозойского или пермо-триасового возраста. Последующее развитие Ново-Покурского поднятия в период с юрского по настоящее время привело к формированию структур облекания.

В качестве сейсмической основы для структурных построений по пластам ЮВ11 и ЮВ12 Ново-Покурского месторождения использовалась структурная карта по отражающему горизонту «Б», составленная по материалам съемок 2Д и 3Д [5, 10].

На структурной карте по отражающему горизонту «Б», Ново-Покурская структура замыкается сейсмоизогипсой “-2720м” в пределах которой имеет размер 11,5х10км и амплитуду более 15м. Структура имеет изометричную форму, осложненную большим количеством небольших куполков амплитудой от 5 до 10 м. Направление этих приподнятых зон субмеридиональное. С запада и востока структура ограничивается впадинами глубиной 45-60м. Опущенные участки между поднятиями Ново-Покурского месторождения выражены менее контрастно, их глубина не превышает 15м.

На структурной карте по кровле пласта ЮВ1 оконтуривающая изогипса “ _2755м”. В контуре этой изогипсы поднятие имеет размер 17х15км и амплитуду более 20м. Структура осложнена большим количеством небольших куполков амплитудой 10_15м. Сопоставление материалов сейсморазведки и бурения показало хорошую сопоставимость этих данных.

На структурной карте по кровле пласта ЮВ12 оконтуривающая изогипса “ _2755м”. В контуре этой изогипсы поднятие имеет размер 17х15км и амплитуду более 20м.

В толще пород меловых отложений берриас-валанжинского возраста по геофизическим материалам прослеживается несколько характерных границ, индексированных снизу вверх как Ач-БВ8, Ач-БВ81, Ач-БВ82.

Из них наибольший интерес представляет пачка Ач-БВ8, к фондоформной части которой приурочена песчаная линза, содержащая залежь УВ. По ее кровле с учетом материалов съемок 2Д и 3Д построена структурная карта, на которой хорошо видна линия бровки палеошельфа и часть шельфового склона, осложнённого антиклинальной структурой и склоновым каналом.

Размещено на http://www.allbest.ru

Структурная карта по отражающему горизонту НБВ8-Ач послужила сейсмоосновой для структурных построений по пласту Ач-БВ8.

Вверх по разрезу структурная поверхность поднятий месторождения постепенно выполаживаются, при этом крупные структурные элементы, выделенные по горизонту «Б», также находят свое отражение в морфологии плана по отражающему горизонту «M». На этом фоне намечается тенденция к раскрытию Покурского и Ново-Покурского поднятий в юго-восточном направлении в сторону Киняминской структуры.

2.3 Нефтегазоностность продуктиных пластов

Ново-Покурское месторождение расположено в западной, юго-западной части Нижневартовского нефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной области юго-западнее Кетовского месторождения. Месторождение было открыто в 1981 году. Техническим заданием объектами работ на месторождении определены горизонты АВ1 и АВ2, Ач и пласты горизонта ЮВ1.

Проведенными работами установлена промышленная нефтеносность отложений васюганской свиты (пласты ЮВ12 и ЮВ11) и ачимовской и толщи (пласт БВ8-ач).

Опробованы на месторождении в единичных скважинах пласты АВ12, БВ9, БВ11, БВ12 и пласт ЮВ13, из которых получены притоки пластовой воды.

Основным нефтеносным объектом на Ново-Покурском месторождении являются терригенные отложения горизонта ЮВ1.

Сложность геологического строения залежей Ново-Покурское месторождения обусловлена невыдержанностью коллекторских свойств продуктивных пластов по площади и разрезу, а так же наличием зон литологического замещения проницаемых пород.

Характеристики толщин, песчанистости и расчлененности продуктивных пластов приведены в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Характеристика толщин и параметров неоднородности продуктивных пластов Ново-Покурского месторождения

Пласт

hоб., м

hэф., м

Кпес., д.ед.

Красч, ед.

мин

макс

ср

мин

макс

ср

мин

макс

ср

мин

макс

Ср

БВ8-ач

0

21.4

16.3

0

10.4

5.6

0

0.53

0.35

0

8

4

ЮВ11

3.2

29.4

13

0

23.5

8

0

1

0.59

0

10

3

ЮВ12

5.5

21.7

18.1

0

16.9

6.7

0

0.99

0.37

0

7

3

Пласт БВ8-ач

Нефтяная залежь ачимовской толщи расположена в восточной части лицензионного участка и включает в себя два клиноформенных песчаных тела, приуроченных к единому пласту БВ8-ач[2].

Залежь вскрыта четырьмя разведочными скважинами на глубинах 2740 м (скважина 245р) и 2761.6 м (скважина 224р). Нефтенасыщенные толщины изменяются от 2.0 м (скважина 224р) до 10.4 м (скважина 245р).

Притоки нефти получены в двух скважинах и составляют: в скважине 224р в интервале испытания с а.о. -2676.1-2681.1 м - 3.1 м3/сут при депрессии 15.2 МПа, в скважине 245р в интервале испытания с а.о. -2663.2-2668.2 м - 3.79 м3/сут при диаметре штуцера 10 мм.

ВНК залежи проводится на а.о. -2679.5 ± 1.5 м (табл. 2.4.2). Размеры залежи составляют 4 на 8.5 км, а высота - 23 м.

Тип залежи - литологически экранированный.

Пласт ЮВ11

Распространен на всей площади месторождения и вскрыт всеми пробуренными скважинами. В его пределах выделяется двенадцать залежей.

Восточная залежь является основной залежью нефти пласта ЮВ11. Залежь вскрыта 5 поисково-разведочными и 37 эксплутационными скважинами. От основной части месторождения залежь отделяется зоной отсутствия коллекторов подтвержденной целым рядом пробуренных скважин. В поисковой скважине 225 при испытании интервала 2835.5-2849.0 м получен фонтан безводной нефти дебитом 43.8 м3/сут на 8 мм штуцере. ВНК для восточной залежи принят на а.о. -2783.2 м. Эффективная, нефтенасыщенная толщина пласта изменяется от 0.6 до 23.5 м, преобладают толщины 12-20 м. Размер залежи 5.9х5.8 км и амплитуда более 45м.

Залежь нефти пластовая, сводовая, литологически экранированная.

На основном поднятии выявлено 11 залежей, из которых наиболее крупными являются четыре (р-н скв.101, р-н скв.242р, р-н скв.294р, р-н скв.233р) с размерами от 3.2х2 км до 4.5х2.1 км.

Залежь нефти в районе скважины 294р. При испытании пласта в интервале 2833-2836 м в скважине 294р получен приток безводной нефти дебитом 5.5 м3/сут при депрессии 71 кгс/см3, а при достреле интервала 2839-2853 м, приток нефти с водой с дебитами 1.6 м3/сут и 31.8 м3/сут соответственно. По данным ГИС - эффективная толщина равна 17.6м, нефтенасыщенная - 3.4 м. ВНК залежи отбивается на а.о. -2760м. В контуре принятого ВНК имеет размер 3.5х1.6 км и амплитуду около 10 м.

По типу залежь пластовая сводовая.

Залежь нефти в районе скважины 243п. При испытании пласта в интервале 2845-2848 м в скважине 243п получен приток нефти с водой с дебитами 1.9 м3/сут и 2.9 м3/сут соответственно при депрессии 15.4кгс/см3. Эффективная толщина составляет 6.4 м, нефтенасыщенная - 1.2 м. ВНК принят на а.о. -2767 м. Размер залежи составляет 1.4х1.6 км с амплитудой около 5 м.

Залежь по типу пластовая сводовая.

Залежь нефти в районе скважины 242р. При испытании скважины 242р в интервале 2815-2820 м был получен приток нефти с водой с дебитами 15 м3/сут и 5 м3/сут соответственно. В 2003 г. скважина была переиспытана - получен фонтан нефти с водой с дебитами соответственно 32.9 м3/сут и 25.9 м3/сут на 6 мм штуцере. Скважина 300п не испытана. Эффективная толщина пласта в скважине 242р - 6.4 м, в скважине 300п - 10.2 м, нефтенасыщенная - 4.8 и 3.8 соответственно. ВНК принят на а.о. -2755м. В пределах принятого ВНК залежь имеет размер 4.2х2.1 км и амплитуду более 15 м.

Залежь по типу пластовая сводовая.

Залежь нефти в районе скважины 414. Залежь нефти вскрыта пятью эксплутационными скважинами 349, 413, 414, 416 и 1247. По скважине 349 данные о результатах испытания пласта ЮВ11 отсутствуют. Скважины. 414 и 1247 эксплуатируют совместно пласты ЮВ11 и ЮВ12. В скважине 413 из пласта ЮВ11 добывается 9.6 м3/сут нефти и 1.2 м3/сут воды. В скважине 416 добывается 4.9 м3/сут нефти и 4.5 м3/сут воды. Эффективная толщина пласта изменяется от 6 до 8.8 м, нефтенасыщенная - от 0.5 до 6 м.

ВНК залежи по материалам ГИС принят на а.о. -2745м. В пределах принятого ВНК имеет размер 2.6х1.2 км и амплитуду около 20м.

Залежь по типу пластово-сводовая, литологически экранированная на востоке.

Залежь нефти в районе скважины 321 вскрыта четырьмя эксплутационными скважинами 320, 321, 1215 и 1216. В скважинах 1215 и 1216 совместно эксплуатируются пласты ЮВ11 и ЮВ12. Эффективная толщина пласта ЮВ11 изменяется от 2.4 до 5.2 м, нефтенасыщенная - от 0.8 до 3.4м. ВНК принят на а.о. -2744 м. В пределах принятого ВНК залежь имеет размер 1.4х0.9 км и амплитуду около 10м.

Залежь по типу пластовая сводовая, литологически экранированная.

Залежь нефти в районе скважины 238р вскрыта одной разведочной скважиной 238р и шестью эксплутационными 148, 174, 175, 201, 202 и 230. При испытании пласта ЮВ11 в скважине 238р в интервале 2821-2826 м получен приток безводной нефти дебитом 7.3 м3/сут; при достреле интервала 2821-2834 м дебит нефти увеличился до 20 м3/сут. Данные об испытании эксплуатационных скважин у авторов работы отсутствуют. Эффективная толщина пласта изменяется от 9.5 до 11.8м, нефтенасыщенная - от 1 до 4.6 м. ВНК принят на а.о. -2746 м. Размеры залежи составляют 1.6х0.7 км с амплитудой около 10 м.

Залежь по типу пластовая сводовая.

Залежь нефти в районе скважины 177 вскрыта 10 эксплутационными скважинами. Восемь скважин эксплуатируют совместно пласты ЮВ11 и ЮВ12. Эффективная толщина пласта изменяется от 7.3 до 12.1м, нефтенасыщенная от 1.2 до 4.1м. ВНК принят наклонным с а.о. от -2738 м до -2744 м, что связано, скорее всего, с большим удлинением в скважинах. В пределах принятого ВНК залежь имеет размер 2.1х1.0 км и амплитуду около 10м. Залежь по типу пластовая сводовая.

Залежь нефти в районе скважины 101 вскрыта семью эксплутационными скважинами. В пяти скважинах эксплуатируются совместно пласты ЮВ11 и ЮВ12. В скважине 101 при эксплуатации пласта ЮВ11 получен дебит нефти 9.6 м3/сут и воды 1.3 м3/сут. По данным ГИС ВНК в скважине 101 отбивается на а.о. -2747м. Размер залежи составляет 1.1х1.8 км с амплитудой около 15 м. Залежь по типу пластовая сводовая.

Залежь нефти в районе скважины 231п вскрыта одной поисковой и одной эксплутационной скважинами. При испытании скважины 231п получен приток безводной нефти дебитом 8.6 м3/сут при депрессии 97.9 кгс/см2. Эффективная толщина пласта изменяется от 7.4 до 9.5 м, нефтенасыщенная - от 3.2 до 5 м. ВНК принят на а.о. -2746 м. В контуре принятого ВНК размер залежи 1.0х0.6 км и амплитуда около 10 м.

По типу залежь пластовая сводовая.

Залежь нефти в районе скважины 233р вскрыта одной разведочной и 14 эксплутационными скважинами. При испытании скважины 233р в интервале 2827-2835 м получен приток безводной нефти дебитом 3.1 м3/сут при депрессии 139.2 кгс/см2. Шесть эксплуатационных скважин добывают нефть совместно из пластов ЮВ11 и ЮВ12. Эффективная толщина пласта ЮВ11 изменяется от 3.8 до 9.8 м, нефтенасыщенная - от 1.8 до 6.8 м. ВНК залежи принят наклонным с севера на юг от а.о. -2742 м до а.о. -2745 м. Размер - 3.0х1.8 км и амплитуда более 10 м.

Залежь по типу пластовая сводовая, литологически экранированная.

Залежь нефти в районе скважины 223п вскрыта одной поисковой скважиной. При испытании пласта в интервале 2820-2822 м получен приток нефти 1.9 м3/сут с водой 7.7 м3/сут при депрессии 95.1 кгс/см2; при перестреле интервала 2820-2827 м дебит нефти составил 1.8 м3/сут, а воды 9.5 м3/сут при депрессии 180 кгс/см2. По материалам ГИС эффективная толщина пласта ЮВ11 - 10.2 м, нефтенасыщенная - 2.0 м. ВНК принят на а.о. -2755 м. Размер залежи - 3.3х2.0 км, амплитуда около 10 м. По типу залежь пластовая сводовая.

Пласт ЮВ12

Пласт ЮВ12 является основным по запасам нефти.

Залежь пласта Ю12 вскрыта 32 разведочно-поисковыми и 316 эксплуатационными скважинами. Глубина залегания изменяется от 2848 м до 2895 м.

Размеры залежи в пределах лицензионного участка составляют 17х16.5 км, высота залежи - 52 м. Средняя нефтенасыщенная толщина изменяется в пределах от 0.8 м (скважина 1104) до 14.4 м (скважина 243р), в среднем составляет 5.3 м.

Дебиты нефти получены в 23 разведочных скважинах. Анализ результатов испытания показал, что из 44% интервалов испытания дебит нефти не превышает 5 м3/сут. Максимальный дебит нефти получен в скважине 242р при испытании интервала 2847-2852 м (а.о. -2778.4-2783.4 м) на штуцере диаметром 8 мм и составляет 88.3 м3/сут. ВНК отбивается на отметке -2817± 1.5 м[2].

Тип залежи пластово-сводовый с литологическими замещениями.

Характеристика залежей нефти приведена в таблице 2.2.

Таблица 2.2 - Характеристика основных залежей нефти Ново-Покурского месторождения

Пласт.

залежь

Кол-во скважин
в контуре нефтеносности

ВНК, м (а.о.)

Размеры залежи

Наиболее высокая абс. отм. залежи. м

Тип

залежи

Maкс. дебит нефти, м3/сут; (СДУ, м; диаметр штуцера, мм; депрессия МПа)

Самая низкая а.о. получения безводной нефти, м

Диапазон нефтенас. толщин.

(ср. нефтенас. толщина), м

Длина, км

Ширина, км

Высота, м

Ач1

4

-2679.5

+/- 1.5м

8.5

4.0

23

-2656.2

литологически экранированная

3.79 м3/сут

D=10 мм Р=8.48

-2681

2-10.4 (2.85)

ЮВ12

35 разв.

316 эксп

-2817.1 +/-1.5м

17.0

16.5

52

-2764.9

пластовая. литологически экранированная

88.3 м3/сут

D=8 мм

-2815.2

0.8-14.4 (5.3)

ЮВ11

Восточная

5 разв.

37 эксп.

-2783.2

5.9

5.8

46.5

-2736.7

пластовая, литологически экранированная

43.8 м3/сут
D=8 мм

-2772.6

0.6-23.5 (7.7)

Р-н 294р

1

-2760

3.5

1.6

5.5

-2754.5

пластовая

5.5 м3/сут Р =7.1

-2758.8

3.4

Р-н 243п

1

-2767

1.6

1.4

4.0

-2763

пластовая

-

-

1.20

Р-н 242р

2

-2755

4.2

2.1

15

-2740.2

пластовая

-

-

3.8-4.8 (3.1)

Р-н 414

5

-2745

2.6

1.2

21.4

-2723.6

пластовая литологически экранированная

-

-

0.5-6.1 (1.8)

Р-н 321

4

-2744

1.4

0.9

6.3

-2737.7

пластовая литологически экранированная

-

-

0.8-3.4 (2.1)

Р-н 238Р

7

-2746

1.6

0.7

5.4

-2740.6

пластовая

20 м3/сут

Р =13

-2751.0

1.0-4.6 (2.7)

Р-н 177

10

-2738-2744

2.1

1.0

7

-2736.1

пластовая

-

-

1.2-4.1 (2.0)

Р-н 101

7

-2747

1.8

1.1

8.5

-2738.6

пластовая

-

-

2.0-8.4 (3.4)

Р-н 231п

2

-2746

1.0

0.6

8.5

-2740.5

пластовая

8.6 м3/сут

Р =9.8

-2745.5

3.2-5.0 (2.0)

Р-н 233р

1 разв.

14 эксп

-2742-2745

3.0

1.8

6.5

-2735.5

пластовая литологически экранированная

3.1 м3/сут

Р =14

-2752.2

1.8-6.8 (2.8)

Р-н 223п

1

-2755

3.3

2.0

7.2

-2747.8

пластовая

-

-

7

2.4 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Физико-химические характеристики пластовых и разгазированных нефтей изучены на образцах проб, отобранных из горизонтов Ач, ЮВ11, ЮВ12.

Пласт Ач представлен двумя поверхностными пробами по одной скважине, глубинные пробы нефти по пласту в период разведки не отбирались. По пласту ЮВ11 пластовые флюиды исследованы по трем скважинам, по пласту ЮВ12 - по семи скважинам[2].

Методическое обеспечение отбора и исследования проб нефти соответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти».

Ввиду отсутствия исследований пластовых нефтей на стадии разведки и действующих эксплуатационных скважин по пластам Ач проведен подбор аналогов. Аналоги по данному пласту подбирались по физико-химическим характеристикам поверхностных проб нефти (давление насыщения нефти газом, плотность однофазной пластовой нефти при давлении и температуре пласта, газосодержание, характеристики дегазированной нефти и нефтяного газа и т.д.) и условиям залегания. Исходя из основных физико-химических характеристик пластовых нефтей в качестве аналога принята группа скважин пласта БС16-17 и БС16-20 Быстринского месторождения.

Дифференциальное разгазирование глубинных проб при ступенчатой сепарации пластовой смеси проводилось по схеме, моделирующей условия сбора, подготовки и транспорта продукции скважин на промысле. Условия подготовки нефти на Ново-Покурском месторождении представлены службами НГДУ:

I ступень - давление 0.1 МПа, температура 18оС,

II ступень - давление 0.03 МПа, температура 38оС.

В данном случае давление на первой ступени сепарации соответствует давлению на дожимной насосной станции (ДНС), а термические условия концевой ступени сепарации учитывают необходимость термохимической подготовки нефти до товарных кондиций.

Дифференциальное разгазирование пластовой смеси отражает реальный промысловый процесс, в отличие от однократного разгазирования, результаты которого следует использовать преимущественно для сопоставительной характеристики нефтей.

Порядок изложения результатов исследования и перечень необходимых параметров выполнен в соответствии с регламентом «Инструкции о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов» и РД 153-39-007-96. Основная информация о свойствах нефтей и воды и попутного газа в условиях пласта представлена в таблицах 2.3 - 2.6.

Пластовые нефти Ново-Покурского месторождения пласта ЮВ11 и ЮВ12 незначительно отличаются между собой по составу. Молярная доля метана составляет 29.3% по пласту ЮВ11 и 27.2% по пласту ЮВ12. Суммарное количество углеводородов состава С2Н6-С5Н12 равно 9.5% мол. По пласту ЮВ11 и 11.4% мол. По пласту ЮВ12 характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами. Молярная масса пластовых нефтей -151 г/моль для пласта ЮВ11 и 168 г/мол для пласта ЮВ12.

Нефтяной газ жирный, молярная доля метана составляет 77.0% в пласте ЮВ12 и 80.6% в пласте ЮВ11. Отношение этана к пропану меньше единицы, что типично для газов нефтяных залежей.

Содержание диоксида углерода 1.5% мол. по пласту ЮВ11 и 1.7% мол. по пласту ЮВ12, азота 2.5% мол. по пласту ЮВ11 и1.3% мол. по пласту ЮВ12.

Проведен анализ физико-химических свойств нефтей Ново-Покурского месторождения по 55 скважинам и 73 пробам:

- пласт Ач, 1 скв. (2 пробы);

- пласт ЮВ11 , 16 скв. (23 проб);

- пласт ЮВ12, 38 скв. (48 пробы);

Нефть пласта Ач скв. 245 - сернистая: содержание серы 1.56 % весовых, смолистая: смол силикагелевых - 8.48 %, асфальтенов - 1.31 %, малопарафинистая, с содержанием парафина менее 1.50 %, сравнительно легкая: плотность при 20°С - 871 кг/м3, маловязкая: вязкость в стандартных условиях 14.79 мПас.

Технологический шифр нефти II П1.

Нефти пласта ЮВ11 сернистые: содержание серы - 1.69 %, смолистые: с содержанием смол силикагелевых 8.10 %, парафинистые: с содержанием парафина 2.17 %, сравнительно легкие: средняя плотность при 20°С - 882 кг/м3, вязкие: вязкость в стандартных условиях - 26.64 мПас, с выходом светлых фракций до 350°С менее 55.0 % весовых.

Технологический шифр нефти II Т2 П2.

Нефти пласта ЮВ12 сернистые: содержание серы - 1.70 %, смолистые: смол силикагелевых 8.23 %, парафинистые: парафинов 2.00 %, средней плотности: плотность при 20°С 888 кг/м3, вязкие: вязкость при 20°С - 33.35 мПас, с выходом светлых фракций до 350°С 46% весовых.

Технологический шифр нефти II Т2 П2[3].

Таблица 2.3 - Свойства нефти и воды Ново-Покурского месторождения. Пласт ЮВ11

Пласт ЮВ11

 

Количество

Диапа-

Сред-

Наименование

исследованных

зон

нее

 

сква-

проб

изме-

значе-

 

жин

 

нения

ние

Нефть

 

 

 

 

Давление насыщения газом, МПа

3

3

10.6 - 14.6

12.3

Газосодержание при однократном

 

 

 

 

разгазировании, м3/т

3

3

49 - 69

58

Объёмный коэффициент при

 

 

 

 

однократном разгазировании

3

3

1.150 - 1.181

1.161

Плотность пластовой нефти, кг/м3

2

2

779 - 787

783

Вязкость пластовой нефти, мПа.с

2

2

1.45 - 1.46

1.46

Температура насыщения парафином, оС

11

16

16 - 29

23

Газосодержание при дифференциальном

 

 

 

 

разгазировании в рабочих условиях, м3/т

 

 

 

 

Р1= 0.1 МПа Т1= 18 оС

2

2

49.2 - 61.0

55.4

Р2= 0.03 МПа Т2= 38 оС

2

2

2.5 - 2.7

2.6

Суммарное газосодержание, м3/т

2

2

52 - 64

58

Объёмный коэффициент при

 

 

 

 

дифференциальном разгазировании

 

 

в рабочих условиях, доли ед.

2

2

1.096 - 1.120

1.108

Плотность сепарированной нефти, кг/м3

2

2

846 - 847

846

Пластовая вода

 

 

 

 

Газосодержание, м3/т

3

7

2.85 - 2.87

2.86

- в т.ч. сероводорода, м3/т

 

 

-

Объёмный коэффициент, доли ед.

3

7

1.027 - 1.027

1.027

Общая минерализация, г/дм3

3

7

27.11 - 28.41

27.73

Плотность, кг/м3:

- в стандартных условиях после разгазирования

3

7

1016 - 1019

1017

- в условиях пласта

3

7

991 - 992

991

Таблица 2.4 - Свойства нефти и воды Ново-Покурского месторождения. Пласт ЮВ12

Пласт ЮВ12

 

Количество

Диапа-

Сред-

Наименование

исследованных

зон

нее

 

сква-

проб

изме-

значе-

 

жин

 

нения

ние

Нефть

 

 

 

 

Давление насыщения газом, МПа

7

13

10.6 - 14.4

12.1

Газосодержание при однократном

 

 

 

 

разгазировании, м3/т

7

13

50 - 68

55

Объёмный коэффициент при

 

 

 

 

однократном разгазировании

7

13

1.119 - 1.180

1.148

Плотность пластовой нефти, кг/м3

7

13

792 - 833

809

Вязкость пластовой нефти, мПа.с

7

11

1.75 - 2.86

2.34

Температура насыщения парафином, оС

23

28

0 - 36

21

Газосодержание при дифференциальном

 

 

 

 

разгазировании в рабочих условиях, м3/т

 

 

 

 

Р1= 0.1 МПа Т1= 18 оС

7

12

42.6 - 60.2

47.2

Р2= 0.03 МПа Т2= 38 оС

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