Определение эффективности использования гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Месторождение Тенгиз открыто в 1981г., когда из скважины № 1 был получен фонтан нефти. Первая технологическая схема разработки месторождения была составлена институтом Гипровостокнефть в 1986г. и утверждена ЦКР Миннефтепрома СССР

В апреле 1991 года месторождение Тенгиз введено в опытно-промышленную эксплуатацию, а с 6 апреля 1993 года начата эксплуатация месторождения ПОО ''Тенгизшевройл".

В 90-е годы ТШО осуществило большой комплекс работ по изучению геолого-физического строения нефтяного месторождения, коллекторских свойств пластов, выполнены многочисленные исследования продуктивности добывающих скважин, поведение пластового давления в различных частях месторождения при проведении опытно-промышленной эксплуатации. Было осуществлено бурение группы оценочных скважин, которые прошли практически всю толщу нефтенасыщенных пород вплоть до девонских отложений. В результате ТШО была построена подробная компьютерная геолого-физическая модель месторождения, а затем, на ее базе, гидродинамическая трехмерная многофазная компьютерная модель. Месторождение отличается исключительно сложным геолого-физическим строением.

Целью дипломной работы является определение эффективности использования гидродинамических исследований скважин на месторождении Тенгиз.

1. Геологическая часть

1.1 Общие сведения о месторождении

В административном отношении Тенгизское месторождение расположено в Жылыойском районе Атырауской области Республики Казахстан.

В географическом отношении месторождение находится в юго-восточной части Прикаспийского нефтегазоносного бассейна, одного крупнейших на территории Казахстан, площадь которого составляет 500 000 кв.км. (рисунок 1.1).

Основная часть запасов, разведанных в этом районе, приурочена к подсолевой части палеозойского разреза по периферии бассейна. Кроме Тенгиза здесь находятся несколько других нефтяных, газовых и конденсатных месторождений, которые также приурочены к подсолевой толще. К ним относятся Карачаганак и Оренбургское месторождения на севере, Кенкияк и Жаназол на северо-западе, Астраханское месторождение на западе и недавно открытое месторождение Кашаган, расположенное непосредственно на северо-восточном шельфе Каспийского моря. Тенгизское месторождение является частью огромного кольцеобразного комплекса карбонатных построек диаметром 500 км, в который входят Королевское месторождение, месторождения Каратон, Тажигали, Пустынная и Кашаган. Кровля коллектора находится на глубине 3850 метров. Наибольшая глубина, на которой была обнаружена нефть, составляет 5440 метров. Уникальность Тенгизского месторождения заключается в аномально высоком пластовом давлении нефти, а также её недонасыщенности, что делает возможным добычу более 20% геологических запасов нефти в режиме первичного истощения выше давления насыщения.

В орографическом отношении территория, на которой расположено Тенгизское месторождение, представляет собой полупустынную равнину с незначительным наклоном в сторону Каспийского моря.

Прибрежная часть суши представляет собой выровненное бывшее дно Каспийского моря с рыхлым верхним слоем, состоящим из ракушечного детрита и песка, c востока к месторождению подступают пески Каракума.

Абсолютные отметки рельефа в среднем составляют минус 25 м. Растительность бедная, солончаковая, характерная для полупустынь: распространены кустарники высотой до 0,5 м; верблюжья колючка и полынь, местами растёт камыш. Скудность растительного мира сказывается на бедности животного мира, представленного, в основном, колониями грызунов.

Речная система отсутствует. Климат района резко континентальный: с холодной зимой (до - 30 0С) и жарким летом (до +45 0С). Снеговой покров обычно ложится в середине ноября и сохраняется до конца марта. Глубина промерзания почвы - до 1,5-2 м.

Основное количество осадков выпадает в весенний и осенний периоды, среднегодовое количество их нередко превышает 200 мм. Для района характерны сильные ветры: зимой преимущественно восточного и северо-восточного направления, летом - западного и северо-западного. Зимой нередки снежные бураны, летом - суховеи и песчаные бури.

Ближайшие населённые пункты - пос. Каратон и Сарыкамыс, находящиеся соответственно в 35 км к северо-востоку и в 27 км к юго-востоку от Тенгизского месторождения. В 150 км расположен областной центр - г. Атырау.

Сообщение между этими пунктами и месторождением осуществляется по автомобильным дорогам, воздушным и железнодорожным транспортом.

Основной автодорогой республиканского значения является Доссор - Кульсары - Сарыкамыс - Прорва, к ней примыкают автодороги областного и местного значения.

В 110 км к северо-востоку от Тенгизского месторождения проходит железная дорога Макат-Бейнеу, ближайшая железнодорожная станция - Кульсары. По территории района проходит также участок одноколейной железнодорожной линии Аксарайская - Атырау - Кандагач; построена и эксплуатируется железная дорога Кульсары-Тенгизское месторождение.

Воздушный транспорт может обслуживаться в трех не классифицированных аэропортах местных, воздушных линий: Кульсары, Каратон и Сарыкамыс. Кроме того, имеется посадочная площадка у вахтового посёлка ТШО.

Водоснабжение для хозяйственно-бытовых нужд населённых пунктов Жылыойского района, а также вахтового посёлка ТШО, осуществляется по трубопроводу из р. Волга через водоочистные сооружения п. Кульсары. Для производственных нужд ГПЗ водоснабжение осуществляется из водовода технической воды Астрахань - Мангышлак.

Электроснабжение населённых пунктов Жылыойского района осуществляется от Атырауской ТЭЦ и Кульсаринской ТЭЦ. "Тенгизшевройл" оперирует газотурбинной станцией, от которой электроэнергия подаётся на производственные объекты.

Нефть Тенгизского месторождения поступает на газоперерабатывающий завод, который на 5-ти технологических линиях способен обеспечить добычу нефти от 12,7млн. т. до 13,1 млн. т. в год. Производство товарной нефти и переработка газа обеспечивается комплексными технологическими линиями.

К 2010 году, при успешной реализации проекта закачки сырого газа (ЗГС-1 и ЗГС - 2) предусматривается дальнейшее расширение завода и увеличение добычи нефти до уровня 30 млн. тонн.

Трубопроводные линии на территории района общей протяжённостью более 1500 км имеют следующие направления:

магистральный газопровод Средняя Азия-Центр;

нефтепровод Тенгиз-Кульсары-Атырау-Новоросийск (КТК);

нефтепровод Узень-Кульсары-Атырау-Самара;

нефтепровод Каратон-Косчагыл-Кульсары-Орск.

1.2 Геологическое строение месторождения

Тенгизское месторождение представляет собой карбонатную платформу, состоящую из карбонатных массивов ранне-среднекаменноугольного возраста, расположенных на общем девонском карбонатном основании.

Зарождение и формирование Тенгиз-Кашаганской платформы генетически связано с тектоническими процессами, развивающимися в позднефранско - ранневизейское время в области современного Южно-Эмбинского прогиба. Накопление огромных толщ граувакк в этом прогибе сопровождалось устойчивым прогибанием эйфельско-раннефранского внешнего шельфа Восточно-Европейской платформы, который компенсировался седиментацией карбонатных комплексов, ставших основой Тенгиз-Кашаганской карбонатной платформы.

В платформенной части породы I объекта сложены органическим известняком, водорослево-форамениферовыми известняками с прослоями ракушечника.

В пределах верхнего склона отложения крайне неоднородны и представлены не отсортированными лито-органическим известняком, толщами водорослевых и обломочных известняков. Породы неравномерно перекристаллизованы и доломитизированы.

В подножии склона отложения представлены карбонатно-глинистыми тонкослоистыми отложениями и мелкообломочными органическим известняком.

В пределах первого объекта выделяется рим, характеризующийся местными буграми сейсмофаций и состоящий из кораллового и скелетного ракушечника башкирского и серпуховского возраста (Т-5056, Т-41, Т-40, Т-42, Т-43). Для пород, слагающих рим, характерны субвертикальные трещины и каверны.

Породы башкирского яруса (по данным исследований скважины Т-220) обладают повышенной пористостью. Практически по всему разрезу в породах отмечается наличие межзерновой и внутризерновой пористости, реже следовой, в верхней части разреза поровое пространство увеличено за счёт влияния процессов выщелачивания. Каверны приурочены, в основном, к обломочным разностям.

Неполным стратиграфическим разделом I и II объекта является пачка переслаивающихся туфоаргиллитов и карбонатно-глинистых отложений, называемая "вулканик, залегающая в кровле тульского горизонта. Эта пачка чётко прослеживается в центральной части структуры и имеет толщину 40-50м. В краевых частях Тенгизского массива толщина этой пачки уменьшается (Т-41, Т-44), а в нижней части склона увеличивается до 150-200м (Т-52, Т-53). Рассматриваемые отложения повсеместно представлены вулканомиктовыми алевроаргиллитами и алевролитами с прослоями вулканомиктовых алевропесчаников, которые формировались за счёт интенсивного размыва слаболитифицированных толщ вулканитов андезитового и андезито-дацитового состава.

Ниже "вулканика" залегают отложения нижнекаменноугольного (турнейско-ранневизийского) возраста, объединённые во II объект разработки.

Отложения II объекта вскрыты 32 скважинами как в платформенной части структуры, так и на склонах, при этом полностью пройдены в 15 скважинах, из которых Т-52 и Т-53 остаются за линией развития карбонатных коллекторов.

Отложения турнейского яруса толщиной 200-250 м характеризуются относительно однообразным составом. В целом отложения нижнего визе изучены только в платформенной части. Коллектор II объекта представлен ракушечника с прослоями микросгустковых и водорослевых известняков, реже вакстоунами с прослоями комковато - сгустковых известняков. В верхах разреза породы часто перекристаллизованы и доломитизированы, участками с повышенным содержанием кремния. Породы слабопроницаемы. Наименее изученным является III объект разработки, в стратиграфическом плане приуроченный к позднее франско-фаменским отложениям верхнего девона, вскрытым в разном объеме всего 15 скважинами. Девонский разрез вскрыт на разных участках месторождения. Породы представлены мелкозернистыми доломитизированными известняками с рассеянными брекчированными водорослевыми известняками. Пористость в целом низкая. Морфологические характеристики поверхности девонских отложений отличаются от верхних существенным расширением плоского свода (платформы) и уменьшением углов падения карбонатных отложений на флангах до 10 - 140. Поднятие по III объекту имеет контур изогипсой минус 5450 м и имеет форму почти правильной окружности с вырезанным северо-западным сектором и максимальную амплитуду 400-450м. Размеры по взаимно-перпендикулярным северо-западной и юго-восточной осям составляют 20х13км. Толщины III объекта рассматриваются при нижней границе, соответствующей контур изогипса и максимально возможному положению ВНК на отметке минус 5450м. Максимальная толщина III объекта до 450 - 500м отмечается в северной части платформы. Области повышенных значений толщин расположены полукольцом и соответствуют риму, чётко выраженному по окско-башкирскому комплексу. К югу толщины плавно уменьшаются до 100 и менее метров.

1.3 Стратиграфия месторождения

В стратиграфическом плане вскрытый разрез осадочной толщи представлен отложениями от верхнедевонских до четвертичных образований.

В пределах Тенгизского месторождения отложения девонского возраста вскрыты ограниченным числом скважин. В центральной платформенной части массива породы представлены сгустково - сферовыми, сгустково - комковатыми, микрозернистыми и водорослевыми известняками, пеллетовыми пакстоунами. В склоновой части развиты: водорослевые известняки, пеллетовые пакстоуны, с меньшим распространением пеллетовых вакстоунов, грейнстоунов. Относительно глубоководные отложены слагают подножие карбонатного массива. Вскрытая толщина девонских отложений от 25 м (Т-53) до 615 м (Т-47).

Карбон представлен отложениями башкирского и московского ярусов. В сводовой части структуры присутствуют сохранившиеся от размыва отложения нижнебашкирского подьяруса, представленные красноиолянским, северо-кельтменским и прикамским горизонтами. Толщина отложений башкирского возраста в платформенной части структуры составляет 80-110 м. На флангах и у подножия карбонатного массива ее значения сильно дифференцированы. В верхней части склона толщина изменяется от 20 до 203 м, а у его подножия от 40 до 120 м. В платформенной части массива нижнебашкирские отложения представлены оолитовыми известняками, биокластовыми, биокластово-пеллетовыми грейнстоунами, среди которых выделяются прослои микросгустково-пеллетовых водорослевых известняков. В пределах верхнего склона отложения представлены неотсортированными лито - и биокластовыми пакстоунами и рудстонами, переслаивающимися с водорослевыми известняками и мелкообломочными биокластовыми пакстоунами. Подножие склона представлено карбонатно-глинистыми отложениями и мелкообломочными биокластовыми вакстоунами.

Каменноугольные отложения перекрыты нижнепермскими породами, которые делятся на две части: нижнюю - подсолевую и верхнюю - соленосную (кунгурскую). В сводовой части структуры значения подсолевых отложений составляют 30-80 м, в наиболее приподнятой, римовой части структуры, а также в пределах верхнего склона толщины этих отложений минимальны, их значения составляют - 1-20 м. У подножия склона толщина отложений увеличивается до 100 - 380 м. В литологическом отношении эти отложения представлены глинисто-карбонатным разрезом. Толщина соленосной толщи изменяется от 480 до 2100 м. Представлена эта толща сульфатно-галогенными породами. В объеме верхнего отдела пермской системы условно выделены уфимский, казанский и татарский ярусы. Толщина верхнепермских отложений сокращается от 863 до 0 м. Литологически сложены серыми, пестроцветными песчаниками, алевролитами, глинами, мергелями с прослоями известняков, ангидритов, гипсов, доломитов, каменной соли.

Триасовая система выделена в объеме нижнего и верхнего отделов. Толщина триасовых отложений составляет порядка 500 м. Триасовые отложения сложены пестроцветными глинами с прослоями песков, песчаников, алевролитов, реже мергелей.

Юрская система представлена в объеме трех отделов. Нижне - и среднеюрские отложения сложены терригенными породами с включением угля. Толщина их порядка 1200 м. Верхний отдел выделяется в составе четырех ярусов: келловейского, оксфордского, кимериджского и волжского.

Меловая система представлена верхним и нижним отделами. Толщина неокомских, антских, альбских отложений,составляет порядка 1700 м. В литологическом отношении сложены терригенными породами: глинами, алевролитами, песчаниками, песками. Нижняя часть верхнего мела (сеноманскийярус) представлена темно-серыми глинами с подчиненными прослоями песков и песчаников. Средняя часть - преимущественно мергельная, среди которых есть прослои писчего мела, глин. В основании средней части залегает конгломерат из галек фосфорита. Завершается разрез верхнего мела (маастрихтский ярус) белым писчим мелом с редкими прослоями мергелей. Толщина 975 м.

Палеогеновая система представлена палеоценом, Эоценом, олигоценом. Литологически палеогеновые отложения сложены мергелями с прослоями известняков, глин и глинами с прослоями песков. Толщина 240 м.

1.4 Тектоника

В тектоническом плане Тенгизское месторождение расположено в южной части Прикаспийской нефтегеологической провинции и приурочено к Тенгиз-Кашаганской сейсмогеологической области.

Тенгизская карбонатная постройка, к которой приурочена залежь нефти, имеет трапецевидную форму: плоскую кровлю и крутые крылья. Её размеры 22ґ23км по изогипсе минус 5000м, этаж нефтеносности достигает 1400м.

Область распространения карбонатного резервуара ограничивается глубоководными глинистыми (глинисто-карбонатными) отложениями бассейна, не являющимися коллекторами и играющими роль надёжного латерального флюидоупора.

Роль покрышки для залежи нефти выполняет толща пород нижнепермского возраста, включающая глинисто-карбонатные отложения артинско-московского возраста и сульфатно-галогенные породы кунгурского яруса толщиной 465-1655м.

По данным сейсмических исследований и пробуренных скважин в составе карбонатного массива выделены три основные части: платформенная, бортовая (рим, марджин) и крыльевая (склон).

Коллектор был также разделен на три стратиграфические единицы: объекты I, II, III. Это было обусловлено следующими факторами:

чрезвычайно большой эффективной мощностью;

наличием туфов и карбонатно-глинистых вулканических отложений толщиной 40-50м, изолирующих башкирско-серпуховско-окскую часть коллектора в пределах платформы от нижневизейско-турнейской;

резко различными свойствами в различных интервалах коллектора;

различиями в проницаемости и пористости коллекторов в разных объектах.

Объект I включает отложения башкирско-серпуховско-окского возраста и, как бы, облекает на склонах карбонатного массива нижневизейско-турнейский комплекс пород, выделенных в объект II. Объект III составляют девонские отложения.

В целом все три объекта образуют единую гидродинамическую систему, чему способствует наличие обширных трещиноватых зон в рифовых и биогермных постройках, окаймляющих платформу и непосредственно контактирующих с коллекторами I и II объектов, разделенных в пределах платформы "вулкаником. Об этом свидетельствует единый характер падения пластового давления в процессе разработки залежи в разных её частях: на платформе, на борту и на склонах, включая самую отдалённую погруженную северо-восточную часть месторождения в районе скважины Т-10, где нефть добывается из девонских отложений.

Структура Тенгиз по поверхности башкирских отложений (по кровле I объекта) высокоамплитудной изометричной формы. По оконтуривающей изогипсе минус 5000м размеры поднятия составляют 22x23 км. Свод поднятия плоский, имеет отметки 4,1 - 4,2 км и под углом порядка одного градуса наклонен в юго-западном направлении. Крылья структуры достаточно крутые, углы наклона достигают 20 - 250. Вблизи начала крутого склона свод поднятия осложнён цепочкой локальных поднятий, амплитудой 100 - 200м, образующих рим. Цепочка локальных поднятий рима охватывает северо - западную, северную и северо-восточную части свода, в то время как на юге и юго-западе рим выражен гораздо меньше. Наименьшие отметки в области рима отмечены в северной части свода и составляют 3900-4000 м. Максимальная амплитуда поднятия по кровле башкира достигает 1100м.

В результате сейсмостратиграфической интерпретации установлены рамки площадного распространения карбонатного коллектора, т.е. установлена ограничивающая линия, где карбонаты полностью замещаются на карбонатно-глинистый разрез, не являющийся коллектором. Граница области распространения коллектора I объекта залегает на глубинах 5000 - 5300м в восточной части структуры и 5200 - 5500м в западной.

Достаточно сложным является распределение толщин карбонатного коллектора. В пределах плоского свода суммарная толщина окскобашкирских отложений составляет в среднем 400-500 м. В северной и восточной части рима и склона толщина карбонатных образований I объекта резко возрастает до 650-800 м, главным образом за счёт фаций баундстоуна серпуховского возраста. Здесь откартирована целая серия вздутий, расположенных параллельно линии распространения карбонатного коллектора и связанных, возможно, не только с баундстоунами серпуховского возраста, но и с некоторым увеличением толщин башкирских отложений в обломочных фациях подножия.

Структурная карта по поверхности II нефтегеологического объекта имеет структуру, подобную первому объекту. По оконтуривающей изогипсе минус 5300 м, размеры составляют 24х21км. Однако в ней нет чётко выраженной полукольцевой цепочки поднятий в своде, т.е. рима. Плоский свод имеет отметку минус 4600м, а в северной и западной части отмечены отдельные поднятия с глубинами залегания нижневизейских отложений 4500 - 4400м. Максимальная амплитуда составляет 900м. На отметках 5200 - 5300м залегают преимущественно глинистые сейсмофации подножия, которые являются разделом между II и III объектами.

Распределение толщин во II объекте намного проще, чем для окско-башкирского комплекса. Наибольшая толщина отмечается в области плоского свода - 650-700 м, а к периферии толщина резервуара уменьшается до 300 - 200 и даже 100м.

При данной степени изученности можно однозначно сказать, что водо - нефтяной контакт приурочен к девонской части разреза, но достоверно определить его положение невозможно.

На данном этапе геологической изученности девонской части разреза месторождения, принимая во внимание ограниченные данные опробования, нижняя граница нефтенасыщения принята условно на отметке минус 5450м за исключением районов скважин Т-47, Т-6337.

Положение зоны раздела нефть-вода будет уточнено после реализации разработанной программы до изучения девонской части продуктивной толщи.

1.5 Нефтегазоносность месторождения

1.5.1 Коллекторские свойства пород, характеристика пластовых флюидов

Карбонатная толща месторождения Тенгиз в процессе изучения и создания ее геолого-физической модели разделена на 3 очень крупных объекта: 1-й, 2-й и 3-й.

-й объект занимает верхнюю часть карбонатной толщи, от кровли залежи до слоя туффитовых отложений (вулканика). Эта часть нефтяной залежи наиболее изучена и обладает наиболее благоприятными фильтрационно-емкостными свойствами. Ниже 1-го объекта, под слоем непроницаемых туффитовых отложений, распространенных в пределах платформенной части, залегает 2-й объект, нижней границей которого является кровля девонских отложений. Этот объект обладает худшими коллекторскими свойствами, а главное, еще недостаточно изучен. Девонские отложения условно выделяются в 3-й объект, нижняя его граница пока неизвестна. Между 2-м и 3-м объектами не выявлено никаких непроницаемых границ.

В настоящее время в эксплуатации уже длительное время находится 1-й объект, из которого уже извлечено более 64 млн. т нефти. Добыча нефти из 2-го и 3-го объектов ведется некоторыми отдельными скважинами и очень мала.

По степени изученности только 1-й объект удовлетворяет требованиям, предъявляемым к объектам, по которым проектируется технология разработки нефтяных залежей.

-й объект разделяется на платформенную часть, занимающую центр Тенгизской структуры, а также бортовую и крыльевые части, окружающие платформу.

Платформа представляет собой низкопроницаемый коллектор порового типа, практически лишенного трещиноватости. Бортовая и крыльевые части 1-го объекта представляют собой хорошо проницаемые коллектора трещинно-порового типа. Их хорошая проницаемость полностью определяется трещиноватостью коллектора, матрица здесь имеет более низкую пористость, чем в коллекторах платформы. В пределах бортовой и крыльевой частей структуры отсутствует непроницаемый слой вулканита, поэтому 1-й объект оказывается гидродинамически связанным со 2-м и даже с 3-м объектами.

В настоящее время по трещиноватой бортовой части Тенгизской залежи происходят перетоки нефти из 2-го и 3-го объектов в 1-й объект, в котором за счет отбора значительных объемов нефти пластовое давление снизилось.

Таким образом, в пределах 1-го объекта выделяются две различных зоны, фактически два самостоятельных, но гидродинамически сообщающихся подобъекта (платформа и бортовая плюс крыльевая части), подход к разработке которых будет существенно различаться.

При данной степени изученности можно однозначно сказать, что водонефтяной контакт приурочен к девонской части разреза, но достоверно определить его положение невозможно.

Существует несколько гипотез, обосновывающих положение раздела нефть - вода:

при недостаточной степени изученности девонской толщи нельзя исключить вариант ее блокового строения, при котором возможны разные глубины залегания водонефтяного раздела для разных блоков;

учитывая неоднородность и разные фильтрационно - ёмкостные свойства пород девонских отложений, возможно зонально разное положение раздела нефть-вода по всей площади месторождения;

учитывая аномально высокое пластовое давление, которое является свидетельством упруго-замкнутой гидродинамической системы, которую представляет собой продуктивный резервуар Тенгиза, трудно ожидать существование как такового водонефтяного контакта.

ПараметрыПродуктивные объектыI объектII объектIII объектСредняя глубина залегания, м421346765219Тип залежиМассивнаяТип коллектораКарбонатныйПлощадь нефтегазоносности, тыс м3413850238500249500Средняя общая толщина, м125,5259235,58Средняя нефтенасыщенная толщина, м119,1248,97156,52Пористость, доли ед. 0,060,0290,026Средняя нефтенасыщенность, доли ед. 0,8430,5890,456Проницаемость, мкм20,003470,001270,00052Пластовая температура,°С109,4109,4109,4Пластовое давление, МПа81,1881,1881,18Вязкость нефти в пластовых условиях, мПаЧс0,232Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3620,6Объемный коэффициент нефти, доли ед. 1,936Содержание серы в нефти, %0,95Давление насыщения нефти газом, МПа25,26Газосодержание нефти, м3/кг0,5145Вязкость воды в пластовых условиях, мПаЧс0,282Плотность воды в пластовых условиях. кг/ м31165Начальные балансовые запасы нефти, утвержденные ГКЗ РК, млн. т в том числе: по категории С1/С21936964/256394316275/5109537726/267297Начальные извлекаемые запасы нефти, утвержденные ГКЗ РК, млн. т в том числе: по категории С1/С21077246/9861663580/1043421553/54582Коэффициент нефтеизвлечения, доли ед. в том числе: по категории С1/С20,5562/0,38460, 2010/0, 20420, 2010/0, 2042

Физико-химические свойства нефти и газа месторождения Тенгиз определены по результатам исследований пластовых и разгазированных проб, выполненных в институте "Гипровостокнефть" (1981-1993г. г.), Core Laboratories и КазНИГРИ (1994-2000г. г.).

С ростом глубины залегания увеличиваются давление и температура. При этом повышение давления увеличивает плотность и вязкость нефти, а повышение температуры их уменьшает. В результате плотность и вязкость пластовой нефти по высоте залежи остаются практически постоянными. Расчеты показывают, что на отметке 4300м плотность пластовой нефти равна 620,6 кг/м3, а вязкость 0,232 мПас, на отметке ?5300м соответственно 617,6 кг/м3 и 0,2296 мПас.

Средняя плотность пластовой нефти 620,6 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 25,26 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 585,9 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 0,232 мПас.

Плотность нефти 785,0 кг/м3, газосодержание 514,5 м3/т, объемный коэффициент 1,936, динамическая вязкость разгазированной нефти 2,10 мПас.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 16,12 %, азота 1,34 %, метана 57,66 %, этана 11,49 %, пропана 5,99 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 9,46 %, гелия 0,02 %. Относительная плотность газа по воздуху 0,869.

1.5.2 Запасы нефти и газа

Подсчет запасов нефти, растворенного газа и попутных компонентов месторождения Тенгиз выполнен специалистами ТОО "Тенгизшевройл", ОАО НИПИ "Каспиймунайгаз", ТОО "КазНИГРИ" в 2002г. Подсчет запасов производился по трем объектам.

Для I объекта подсчет запасов выполнялся отдельно по каждому подобъекту (башкирскому, серпуховскому, окскому) с учетом выделенных фациальных зон (платформа, баундстоун, склон).

Категории подсчитанных запасов обоснованы в соответствии со степенью изученности объектов: данными опробования и эксплуатации, лабораторными исследованиями фильтрационно-ёмкостных свойств пород и пластовых флюидов, промыслово-геофизическими исследованиями скважин и положениям раздела нефть-вода.

Большинство скважин находится в эксплуатации I объекта, часть из них эксплуатирует совместно I+II объекты и некоторые скважины - совместно I+II+III объекты.

Результаты определений фильтрационно-ёмкостных свойств по данным ГИС, детально "увязанные" с данными исследований 5391 образца керна из I объекта, позволили дать достоверную оценку пористости и нефтенасыщенности пород в разных зонах месторождения.

В целом по месторождению было обработано 97 пластовых проб нефти, из них 85 проб - из I объекта, по которым изучались свойства нефти в поверхностных и пластовых условиях, что позволило дать полную характеристику нефти по месторождению.

I объект подсчёта

Платформенная часть I объекта оценена по категориям В и С1.

Категория В включает запасы на площади, разбуренной эксплуатационными скважинами согласно "Технологической схеме разработки месторождения Тенгиз, по сетке 1414х1414м, остальная площадь нефтеносности платформы отнесена к категории С1.

Баундстоуны и склоны.

Для склоновой части башкирского подобъекта подсчитанные запасы нефти оценены по категориям С1 и С2. Участок баундстоуна, получивший развитие в склоновой части месторождения (Т-32, Т-3), оценён по категории С2.

Склоновая часть в районе скважин, где получены промышленные притоки нефти, оценены по категории С1 на площади, равной кругу радиусом 2,8 км (удвоенное расстояние между эксплуатационными скважинами). Остальная часть площади нефтеносности склона отнесена к категории С2.

По серпуховскому и окскому подобъектам выделяются две зоны баундстоунов: внутренняя и внешняя.

Запасы во внутренних зонах баундстоунов, "опоясывающих платформенную часть, характеризующихся большими значениями объёмов нефтенасыщенных пор, максимальными толщинами, наличием трещиноватости и доказанной продуктивностью пород, отнесены к категории С1. Запасы во внешних зонах баундстоунов отнесены к категории С2вследствие удалённости от платформенной части и малого охвата по периметру. Запасы склоновых частей серпуховских и окских отложений оценены по категории С2.

II объект подсчёта

Продуктивность и сам разрез II объекта изучены значительно слабее, чем I. Учитывая это обстоятельство, к категории С1 с определённой долей условности отнесены запасы на участках радиусом 1,4 км вокруг скважин, из которых получены притоки нефти как на платформе, так и на присклоновых и склоновых частях месторождения. Запасы остальной части II объекта классифицируются по категории С2.

III объект подсчёта

К категории С1 отнесены запасы в радиусе 1,4 км вокруг каждой скважины, давшей промышленный приток нефти. Остальная часть разреза до водонефтяного раздела классифицируется по категории С2. Подсчёт запасов произведён объёмным методом.

Для обоснования КИН при разработке месторождения Тенгиз были рассмотрены 8 вариантов эксплуатации:

варианта на естественном упруго-замкнутом режиме

режим закачки воды

варианта режима закачки газа.

% извлекаемых запасов месторождения сосредоточено в I объекте, из них 62% запасов приурочены к платформенной части, 35% - к бортовой и 3% - к склоновой. На данной стадии изученности запасы II и III объектов составляют 12% и 4% от суммарных запасов месторождения. По промышленным категориям оценены 92% запасов I объекта, 38% запасов II объекта и лишь 3% запасов III объекта.

1.6 Характеристика энергетического состояния залежи

Залежь нефти месторождения Тенгиз характеризуется аномально высоким пластовым давлением (АВПД), (превышение начального пластового давления над гидростатическим давлением, или коэффициент аномальности достигает 1,826), и большим разрывом между пластовым давлением и давлением насыщения.

Начальное пластовое давление на отметке минус 4500 м составляет 82,35 МПа, давление насыщения нефти газом - 25,6 МПа. На текущую дату разработки ни в одной скважине месторождения не зафиксировано снижение забойного давления ниже давления насыщения.

Проектом ОПР предусмотрено выделение двух эксплуатационных объектов: I объект - отложения башкирского, серпуховского и окского стратиграфических комплексов, II объект - отложения от тульского до девонского стратиграфических комплексов. Залежь во всех рассмотренных вариантах разрабатывается на упруго-замкнутом режиме. Рекомендуемый вариант, согласно Регламенту на проектирование разработки, по принципиальным положениям соответствует утвержденному варианту технологической схемы разработки 1986 г., а также учитывает фактически сложившуюся систему разработки.

В соответствии с технологической схемой разработку I объекта месторождения предусматривалось осуществлять на упруго-замкнутом режиме, режиме растворенного газа и водонапорном режиме. По II эксплуатационному объекту расчет показателей был выполнен только при разработке на упруго-замкнутом режиме и режиме растворенного газа.

Разработка месторождения осуществляется на упруго-замкнутом режиме, при котором строго соблюдается пропорциональность отбора нефти снижению давления в залежи.

Пластовые давления по скважинам рассчитывались на отметку минус 4500 м и в дальнейшем для сравнения использовались сведения о приведенных пластовых давлениях. По подобъектам 1 объекта были построены карты изобар на разные даты, что позволило пронаблюдать развитие во времени зон пониженного пластового давления. Так как режим дренирования залежи нефти упруго-замкнутый, пластовое давление является одним из основных показателей, характеризующих текущее состояние выработки запасов нефти.

Средневзвешенное пластовое давление по разрабатываемой части месторождения составляет 76,16 МПа, что на 6,19 МПа ниже начального пластового давления. В 20 скважинах 1 объекта разработки (Т-5К,11,12,15,21,38,40,72,103,105,106,110,111,112,113, 115,116,317,318,419) идет снижение пластового давления в соответствии с темпом отбора.

Необходимо отметить, что динамика дебитов нефти скважин во времени типична для всех групп скважин: в начальный период эксплуатации может отмечаться рост дебита в результате очистки призабойной зоны, а также уменьшения штуцирования скважины, однако после выведения скважины на работу с максимально открытым штуцером наблюдается устойчивое падение дебита. Этого следует ожидать, так как пластовое давление снижается в результате добычи при упруго-замкнутом режиме. Последующее увеличение дебита отмечается только после проведения работ по подключению дополнительных толщин горизонтов в работу, СКО или КГРП. Отмечается, что СКО и КГРП не только увеличивают дебит нефти, но и добавляют запасы нефти, вовлеченные в активную разработку.

2. Технико-технологическая часть

2.1 Состояние разработки месторождения

Тенгизское месторождение было открыто в 1979 г. бурением скважины Тенгиз - 1. Ответственным за первоначальный подсчет запасов Тенгиза и ежегодные отчеты по запасам до 1993 г. был институт ВолгоградНИПИнефть (на 1 июля 1996 г.).

Подсчет запасов был выполнен КазНИГРИ, он был рассмотрен и утвержден в апреле 1998 г. Государственным Комитетом по запасам Республики Казахстан (ГКЗ).

Месторождение Тенгиз введено в опытно-промышленную разработку в апреле 1991 года в соответствии с технологической схемой, составленной институтом "Гипровостокнефть" и утвержденной ЦКР Миннефтепрома СССР в 1986 году (протокол № 1226 от 28.11.86 г.).

Добыча нефти на месторождении увеличилась с 0,94 млн. тонн в год в 1993 году до 13,6 млн. тонн в год в 2005 году. Увеличение добычи произошло за счет разработки сети выходов на мировые рынки при расширении производственных объектов и разработке дополнительной производительности скважин через комбинацию скважин КРС и заканчиваний существующих и бурения новых скважин.

В 1993 году единственным маршрутом экспорта Тенгизской нефти являлся трубопровод Атырау - Самара с производительностью один миллион тонн нефти в год. ТШО производил стабильное увеличение объема отгрузки нефти по трубопроводу Атырау - Самара до более 3 млн. тонн в год.

Ключевым фактором роста ТШО за период 1995 - 2001 гг. стало значительное увеличение объема экспортируемой по железной дороги Тенгизской сырой нефти.

В 1995 году ТШО начал отгрузку нефти по железнодорожным путям в Финляндию и Одессу.

К 2000 году ТШО являлся самым крупным транспортером сырой нефти по железной дороге в мире. В 2000 году ТШО отгрузил 8,2 млн. метрических тонн нефти по железнодорожным путям, в основном в порты Черного моря.

В 2001 году было завершено строительство Каспийского трубопроводного консорциума (КТК) и приблизительно 0,9 млн. метрических тонн Тенгизской сырой нефти было транспортировано по нему в порт Черного моря, г. Новороссийск.

С марта 1999 г. и до декабря 2002 года разработка месторождения осуществляется согласно "проекту опытно-промышленной разработки", выполненному институтом "НИПИмунайгаз" и утвержденному ЦКР РК (протокол № 3 от 25.03.99 г.).

Согласно проекту в период ОПР предусматривалось бурение 19 скважин, расконсервация 7 скважин (28, 29, 31, 41, 45, 109,5050) и углубление бурением 12 скважин (14, 17, 30, 60, 70, 108, 118, 125, 211, 220, 430, 463).

Проводимые ТОО "Тенгизшевройл" с 1993г. исследования (бурение новых скважин, отбор и исследования керна, пластовых жидкостей, гидродинамические исследования, трёхмерная сейсморазведка методом 3Д), послужили основой для создания геостатической модели Тенгизского месторождения и выполнения пересчёта запасов нефти, утвержденного ГК3 РК (протокол № 170-02-У от 13-17.08.2002г.). В настоящее время разработка месторождения Тенгиз проводится согласно Технологической схеме разработки месторождения Тенгиз, разработанной ОАО "Гипровостокнефть", утвержденной Центральным Комитетом разработки РК 25 декабря 2002 года. Проектом ОПР запроектирована единая квадратная система размещения скважин с плотностью сетки 200 га/скв.

Коэффициент эксплуатации скважин - 0,88; коэффициент использования - 0,809.

Реализация программы бурения/углубления скважин, предложенная в проекте ОПР, представлена в таблице 1.5 по состоянию на 15 октября 2002 года.

По состоянию на 01.05.2006 г. на месторождении пробурено 132 скважин (таблица 2.1.1). Фактически сложившаяся сетка скважин имеет плотность 200 га/скв. Местами сетка уплотнена до 50 га/скв. Значительная площадь месторождения не охвачена разбуриванием.

В действующем фонде находятся 58 скважины, из них дающих продукцию 44 скважины, во временном простое - 14 скважина.

В ликвидированном фонде находятся 14 скважин. В число пробуренных входит также наблюдательная скважина Т-100. Характеристика фонда скважин приведена в таблице 2.1.2.

Все скважины эксплуатируются фонтанным способом.

Распределение скважин по объектам эксплуатации выглядит следующим образом: на I эксплуатационный объект работает 51 скважина, совместно I+II объекты эксплуатируют 4 скважины и на III объект - одна скважина Т-10. Однако при рассмотрении состояния вскрытия объектов эксплуатации в скважинах, отмечается неполное вскрытие объекта I в 37 скважинах (в 11 скважинах эксплуатируется только башкирский горизонт, в 6 скважинах - серпуховский, в 3 скважинах - окский, в 12 скважинах - башкирский и серпуховский, в 5 скважинах - не вскрыт перфорацией башкирский горизонт). При этом, скважины, в которых вскрыты два стратиграфических объекта, приурочены к склоновой и бортовой частям. Совместная эксплуатация нескольких горизонтов в скважинах не приводит к пропорциональному увеличению дебитов нефти, хотя и отмечается некоторое их увеличение.

Массовое разбуривание месторождения Тенгиз добывающими и нагнетательными скважинами в ближайшие годы не планируется, так как значительное наращивание добычи нефти возможно только после пуска в эксплуатацию Завода Второго поколения.

В настоящее время ТШО осуществляет большую программу бурения оценочных скважин. К моменту составления технологической схемы разработки было пробурено 15 оценочных скважин, все они вскрыли второй и даже третий объекты.

Рабочая программа бурения и углубления скважин, утвержденная ГКЗ РК приведена в таблице 2.1.3.

Восемь нагнетательных скважин включены в первую и вторую стадии проекта закачки сырого газа (ЗСГ-1 и 2):

ЗСГ-1 нагнетательные скважины: Т-220, Т-5646 и Т-5246.

ЗСГ-2 нагнетательные скважины: Т-5044, Т-5242, Т-5444, Т-5447 и Т-5848.

Коэффициент использования фонда скважин изменялся от 0,51 (1991 г.) до 0,98 (2000 г.), в среднем составил 0,77. Коэффициент эксплуатации изменялся от 0,44 (1994 г.) до 0,89 (2001 г.) и в среднем за весь период разработки составил 0,69. Достаточно низкие средние значения коэффициентов использования и эксплуатации фонда скважин во многом обусловлены отключением скважин, что связано с технологическим режимом работы нефтеперерабатывающего завода и его возможностями по переработке нефти.

2.2 Система поддержания пластового давления

В настоящем разделе рассмотрено четыре варианта разработки месторождения Тенгиз:

Первый вариант - Первичная добыча, или разработка на естественном режиме;

Второй вариант - Закачка газа;

Третий вариант - Закачка воды (горизонтальная закачка);

Четвертый вариант - Закачка воды (снизу вверх)

В качестве минимума рассматривалось обеспечение мощностей по переработке до 32 млн. тонн нефти в год.

Вариант с закачкой газа рекомендуется к утверждению, поскольку по своей экономической эффективности он превосходит как разработку на естественном режиме, так и вариант с закачкой воды. При определении эффективности рассматриваемых вариантов с использованием дисконтированного потока денежных средств как основного показателя эффективности, самое высокое абсолютное значение показателя было получено именно для варианта с закачкой газа.

Помимо этого, вариант с закачкой газа дает возможность увеличения потенциала месторождения по добыче и подготовке нефти с 12,4 млн т в год до 24 млн т в год в 2006 году, с использованием технологии ПВП/ЗСГ.

Акционеры ТШО и технические институты продолжат работы по определению, изучению и проработке возможностей с целью максимизации добычи на поздних стадиях разработки месторождения. Эти возможности могут включать как дополнительные расширения с целью использования потенциала закачки газа, так и технологию закачки воды на случай если закачка газа не будет успешной. Будущие исследовательские работы могут включать рассмотрение схем разработки с закачкой газа, определение КИН при закачке воды, а также эксплуатационных рисков, связанных с закачкой воды в глубокий, высокосернистый коллектор.

Промысловый комплекс проекта второго поколения (ПВП) предназначен для сбора и обработки флюида, для получения нефти. Промысел будет также производить значительные количества товарного газа, пропана, бутана и серы. Кроме того, промысел будет производить сухой серосодержащий газ, который будет направляться в систему закачки сырого газа. Промысел будет добывать примерно 7 миллионов тонн сырой нефти в год. Благодаря применению закачки сырого газа будет возможна добыча дополнительных 3-4,5 миллионов тонн в год (номинальная мощность промысла равна 10 миллионам тонн в год в сумме для проектов ПВП и ЗСГ-2).

2.3 Сбор и подготовка скважинной продукции

Система сбора продукции скважин должна соответствовать требованиям РД 39-0148311-605-86 "Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов" и должна осуществлять:

замер дебита нефти и газа по каждой скважине;

однотрубный транспорт;

полную герметичность процесса;

максимальное использование пластового давления.

Выполнение указанных требований обеспечивает более безопасные условия эксплуатации объектов сбора и, что самое главное, обеспечивает сохранение природной среды.

Наиболее существенными факторами, определяющими параметры процесса промысловой подготовки нефти, являются ее физико-химические свойства, а также фракционный и компонентный состав непосредственно определяющие последовательность и технологические параметры операций при подготовке нефти. Кроме того следует учитывать динамику добычи продукции скважин, определяющую мощность производства и последовательность ее наращивания при стадийном строительстве данных объектов.

В соответствии с РД 39-0147035-207-86 мощности сооружений по сбору и подготовке нефти нефтяного месторождения Тенгиз должны быть рассчитаны на максимальные уровни отборов нефти, газа и воды.

На сегодняшний день на месторождении функционируют 9 замерных установок (ЗУ), оснащенных сепараторами, позволяющими проводить замеры дебита по системе газ-жидкость-вода. Каждая ЗУ подключена к центральному промысловому манифольду (ЦПМ) и далее к центральному пункту сбора. В частности, К ЗУ-5 подходят выкидные линии от 4 скважин, к ЗУ-8 - 5, к ЗУ-9 - 10, к ЗУ-12 - 4, к ЗУ-14 - 5, к ЗУ-15 - 9, к ЗУ-17 - 9, к ЗУ-19 - 5, к ЗУ-20 - 7,Давление на устье действующих скважин изменяется от 9,3 МПа до 42,4 МПа, а температура от 52 оС до 108 оС при изменении дебита от 118 до 2055 т/сутки. При теплоизоляции сборных трубопроводов из 25 мм полиуретана температура на манифольде завода около 60 оС, а давление около 7 МПа.

Основными факторами определяющими параметры и количество ступеней подготовки нефти до товарного качества являются:

аномально высокое давление в системе сбора и значительное газосодержание (потребуют проведения газосепарации в три технологические ступени при появлении воды в количестве более 3ч4 % имеется возможность вывода "свободной воды" на I ступени методом трехфазного разделения);

высокое содержание в продукции сероводорода до 17 % и низших меркаптанов (потребует проведения стабилизации нефти до остаточного содержания не более 20 ррm сероводорода и отделения метил - и этилмеркаптанов в отпарной колонне с доведением товарной нефти до остаточного давления насыщенных паров ниже 0,066 МПа);

наличие в продукции пластовой воды с минерализацией от 110 до 180 г/л по различным источникам (требует включения в технологическую схему электрообессоливания сырья с промывкой пресной промывной водой). Обессоливание ведется в электродегидраторах обычного или электростатического типа, подбираемых по необходимой мощности и необходимому времени пребывания, обеспечивающих остаточное содержание хлористых солей в нефти не более 100 мг/л товарной нефти и менее 0,5 % остаточной воды. Дренажные воды ступени используются для распреснения продукции с промысла, либо поступают в секцию водоочистки;

реализация товарной нефти месторождения в основном происходит через систему экспортных трубопроводов (КТК) поэтому она должна быть подготовлена до требований для налива в морские танкеры (не ниже 1-ой группы качества ГОСТ 9965-76*).

стабилизация подготовленной нефти осуществляется в отпарной колонне и ведется при условиях обеспечивающих давления насыщенных паров товарной нефти и допустимые параметры по остаточному содержанию метил - и этил-меркаптанов соответствующих требованиям отгрузки. Газы этой ступени сепарации очищаются и утилизируются в зависимости от их свойств.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 0,95%), малосмолистая (1,02 %), парафиновая (3,92 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300оС - 70 %.

К 2021 - 2022 г. г. ожидается увеличение объема газонефтяной смеси протекающей по сборным трубопроводам примерно в три раза. Это приведет к возрастанию перепада давлений по длине сборных трубопроводов также в три раза. Поэтому при проектировании развития системы сбора необходима прокладка новых сборных трубопроводов с учетом снижения давления на устье добывающих скважин.

Как показали исследования нефть Тенгизского месторождения не образует стойких эмульсий "вода в нефти" при температурах в системе сбора продукции скважин. Поэтому возрастание перепадов давлений в сборных трубопроводах за счет этого не ожидается. Вязкость водонефтяных эмульсий будет не выше вязкости безводной нефти при температуре в сборных трубопроводах.

3. Пример расчета установок, применяемых на промысле для сбора и подготовки скважинной продукции

месторождение скважина нефть

3.1 Пример расчета материального баланса дожимной насосной станции (ДНС)

Исходные данные для расчета:

годовая производительность установки по сырью - 550000 тонн/год,

обводненность сырой нефти - 49%.

Компонентный состав нефти приведен в табл. 3.1.

Таблица 3.1

Компонентный состав нефти

Компо-нент	CO2	N2	CH4	C2H6	C3H8	i-C4H10	н-C4H10	i-C5H12	н-С5H12	С6H14 +	Итого
% мол.	0,03	0,54	22,4	1,7	4,91	1,96	4,47	1,98	2,93	59,08	100,00

3.1.1 Материальный баланс первой ступени сепарации

Технологией подготовки нефти предусмотрено, что термодинамические параметры работы рассматриваемого блока соответствует абсолютному давлению и температуре, равных соответственно: Р = 0,8 МПа; t = 20 0С.

Расчеты разгазирования нефти в сепараторах при небольших давлениях (0,4 - 0,9 МПа) с достаточной для практических целей точностью можно производить по закону Рауля-Дальтона[4]:

,

где - мольная доля i-го компонента в образовавшейся газовой фазе, находящейся в равновесии с жидким остатком.; - мольная доля этого же компонента в жидком остатке; - константа фазового равновесия i-го компонента при условиях сепарации (в рассматриваемом случае при давлении Р = 0,8 МПа и температуре t = 20 0С).

Для определения покомпонентного состава образовавшейся газовой (паровой) фазы используется уравнение:

,

где - мольная доля i-го компонента в исходной эмульсии;

- мольная доля отгона.

Поскольку , то по уравнению получим:

Уравнение используется для определения методом последовательного приближения мольной доли отгона , при заданных составе исходной смеси , давлении и температуре сепарации.

При расходе нефтяной эмульсии Gэ - 550000 тонн/год часовая производительность установки составит:

 т/ч.

Содержание углеводородов в нефтяной эмульсии и константы фазового равновесия (Кi) с учетом условий сепарации приведены в табл. 3.2.

Таблица 3.2

Исходные данные для расчета

Компонент смеси	Мольная доля компонента в нефти ()	Молекулярная масса компонента (Mi), кг/кмоль	Кi
CO2	0,03	44	8,2
N2	0,54	28	81,5
CH4	22,4	16	19,3
С2Н6	1,7	30	3,5
С3Н8	4,91	44	1,1
изо-С4Н10	1,96	58	0,46
н-С4Н10	4,47	58	0,33
изо-С5Н12	1,98	72	0,14
н-С5Н12	2,93	72	0,11
С6Н14+	59,08	86	0,04
	100		-

Составляем уравнения мольных концентраций для каждого компонента в газовой фазе в расчете на 100 молей нефти:

Путём подбора определим такую величину , при которой выполнится условие .

Подбор величины приводится в табл. 3.3.

Таблица 3.3

Определение мольной доли отгона N

Компонент смеси	= 24,5	= 23,75	= 23
CO2	0,001	0,001	0,001
Азот N2	0,026	0,022	0,021
Метан CH4	0,928	0,820	0,775
Этан С2Н6	0,040	0,038	0,037
Пропан С3Н8	0,053	0,053	0,053
Изобутан изо-С4Н10	0,010	0,010	0,010
Н-бутан н-С4Н10	0,017	0,017	0,018
Изопентан изо-С5Н12	0,003	0,003	0,004
Н-пентан н-С5Н12	0,004	0,004	0,004
С6Н14 +	0,029	0,030	0,031
Yi	0,976	1,000	1,025

Расчеты показали, что из 100 молей сырой нефти в процессе сепарации выделяется 23,35 молей газа. Составим материальный баланс сепарации в молях на 100 молей сырой нефти. Расчёт приведён в табл. 3.4.

Таблица 3.4

Мольный баланс процесса сепарации первой ступени

Компонент смеси	Молярный состав сырой нефти (z'i), %	Газ из сепаратора	Нефть из сепаратора моли (z'i - N0гi)	Мольный состав нефти из блока сепараторов

Подобные документы

• Гидродинамические методы исследования скважин на Приобском месторождении

  Геологическое строение месторождения и залежей. Испытание и опробование пластов в процессе бурения скважин. Оценка состояния призабойной зоны скважин по данным гидродинамических исследований на Приобском месторождении. Охрана окружающей среды и недр.
  
  курсовая работа [3,5 M], добавлен 06.03.2010
  

• Пробная эксплуатация залежи нефти на месторождении Северный Нуралы

  Анализ гидродинамических и геофизических исследований скважин, энергетического состояния залежи на нефтяном месторождении Северный Нуралы. Характеристика геологического строения с учетом данных по новым скважинам. Текущее состояние пробной эксплуатации.
  
  дипломная работа [587,2 K], добавлен 25.04.2013
  

• Анализ работы систем сбора и подготовки скважинной продукции Биттемского месторождения

  Химический состав и свойства пластовых вод и дегазированных нефтей месторождения. Технологические процессы, применяемые в системах сбора и подготовки продукции скважин. Осложнения, возникающие при их эксплуатации. Гидравлический расчет трубопроводов.
  
  дипломная работа [2,4 M], добавлен 16.04.2013
  

• Повышение эффективности скважинной добычи нефти на Ватинском месторождении

  Литолого-стратиграфическая характеристика разреза. Тектоническое строение. Нефтеносность продуктивных пластов. Запасы нефти и растворённого газа. Анализ эффективности, применяемых методов интенсификации добычи нефти и повышения нефтеотдачи пластов.
  
  дипломная работа [3,4 M], добавлен 06.09.2014
  

• Особенности применения солянокислотной обработки в Бобровском месторождении

  Общие сведения о Бобровском месторождении. Физико-химическая характеристика нефти, газа и воды. Основные существующие способы повышения производительности скважин. Оборудование, применяемое при кислотных обработках. Сущность соляно-кислотной обработки.
  
  курсовая работа [861,4 K], добавлен 02.03.2014
  

• Расчет себестоимости подготовки 1 тонны нефти на ДНС – ЮВ, ЦДНГ – 8, Мамонтовского месторождения

  Развитие нефтяной и газовой промышленности. Добыча нефти и газа с технической точки зрения. Общие сведения о Мамонтовском месторождении. Организация работ при подготовке нефти. Механизированные скважины, оборудованные электроцентробежными насосами.
  
  курсовая работа [55,0 K], добавлен 21.05.2009
  

• Освоение добывающих скважин после подземного ремонта на Федоровском месторождении

  Принципы систем сбора продукции скважин. Особенности процессов вытеснения нефти водным раствором, щелочными и кислотными растворами. Исследования по оценке потерь разрушения и распределения ПАВ при вытеснении нефти из теригенных и карбонатных пород.
  
  курсовая работа [5,7 M], добавлен 30.03.2019
  

• Гидравлический и тепловой расчет работы шлейфов на месторождении имени Р.С. Мирзоева

  Геологическая характеристика месторождения имени Р.С. Мирзоева. Схема сбора и подготовки скважин принятая на месторождении. Распределение давления и температуры в стволе скважины. Гидравлический и тепловой расчет шлейфов. Анализ себестоимости добычи газа.
  
  дипломная работа [2,2 M], добавлен 25.01.2014
  

• Совершенствование системы сбора и подготовки нефти, воды и газа на Ем-Ёгском месторождении

  История освоения Ем-Ёгского месторождения. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов. Показатели работы фонда скважин. Сравнение проектных и фактических показателей разработки. Выбор методов для увеличения проницаемости призабойной зоны.
  
  дипломная работа [4,6 M], добавлен 09.11.2016
  

• Анализ эффективности подземного ремонта скважин на Советско-Соснинском нефтяном месторождении (Томская область)

  Общие сведения о Советском месторождении, история его разработки и современное состояние. Геологическое строение: стратиграфия, тектоника, нефтегазоносность, гидрогеологическая характеристика. Анализ разработки продуктивного горизонта АВ1, оборудование.
  
  дипломная работа [4,5 M], добавлен 05.06.2015
  

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