Главная Случайная страница


Полезное:

Как сделать разговор полезным и приятным Как сделать объемную звезду своими руками Как сделать то, что делать не хочется? Как сделать погремушку Как сделать неотразимый комплимент Как противостоять манипуляциям мужчин? Как сделать так чтобы женщины сами знакомились с вами Как сделать идею коммерческой Как сделать хорошую растяжку ног? Как сделать наш разум здоровым? Как сделать, чтобы люди обманывали меньше Вопрос 4. Как сделать так, чтобы вас уважали и ценили? Как сделать лучше себе и другим людям Как сделать свидание интересным?

Категории:

АрхитектураАстрономияБиологияГеографияГеологияИнформатикаИскусствоИсторияКулинарияКультураМаркетингМатематикаМедицинаМенеджментОхрана трудаПравоПроизводствоПсихологияРелигияСоциологияСпортТехникаФизикаФилософияХимияЭкологияЭкономикаЭлектроника






Пласт Срп





Глубинные пробы нефти из пласта получены из скв. 70, для пересчета приняты параметры ступенчатой дегазации нефти и газа, полученные по корреляционным уравнениям.

Данные дифференциального дегазирования, полученные в пересчете по экспериментальным данным, следующие:

- давление насыщения – 8.7 МПа;

- газосодержание – 84 м3/т;

- объемный коэффициент – 1.203;

- плотность пластовой нефти – 0.785 г/см3;

- разгазированной нефти – 0.853 г/см3;

- динамическая вязкость – 1.70 мПа×с;

- кинематическая вязкость – 10.19 мм2/с.

Свойства сепарированной нефти изучали по 10-ти пробам из скв.70, 74, 309, 410, 419, 420, 428, 1913, 3062, 3063. Нефть из всех скважин близкого качества: средняя по плотности, вязкая, смолистая, высокосернистая.

Газ дифференциального дегазирования малометановый, высокожирный (С2+высш 30 %), малоазотный. Содержание сероводорода в газе 0.92%.

Компонентный состав свободного газа изучали по пяти пробам из скв. 309, 410, 420, 428. Содержание метана в среднем составило 72.9%, азота – 6.37%, сероводорода – 0.60%.

Пласты Тл1-а, Тл1-б, Тл1-в

Глубинные пробы нефти на Мазунинском поднятии отбирали при совместном испытании пластов Тл1-в и Тл2-а в 1964 г. в скв. 16 и в 1967 г. в скв. 6. В скв. 16 все 6 проб имели давление насыщения значительно ниже (6.05 - 9.2 МПа), чем в скв. 6, из которой получены пробы, характеризующиеся давлением насыщения 13.3 - 13.8 МПа (2 пробы) и 15.0 - 15.3 МПа (3 пробы). Три последние пробы признаны представительными.

Результаты исследования качественных проб показали, что при давлении в среднем 15.12 МПа из нефти начинает выделяться газ, количество которого при дифференциальном разгазировании достигает 104.2 м3/т. По составу газ малометановый, малоазотный, высокожирный. Нефть при пластовых давлениях и температуре облегчена (плотность 0.795 г/см3), маловязкая (2.32 мПа×с), после дегазирования плотность ее увеличивается до 0.857 г/см3, вязкость – до 12.92 мм2/с, объем уменьшается в 1.202 раза.

Нефть в поверхностных условиях изучена из этих же пластов и скважин, а также из пласта Тл1-в в скв. 11. По свойствам и составу как смешанная нефть (пласты Тл1-в+Тл2-а), так и нефть в пласте Тл1-в идентичны: средняя по плотности, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая, с высоким выходом светлых фракций. Поэтому можно предположить, что во всех тульских пластах на Мазунинском поднятии нефть близкого качества. Это позволяет свойства пластовой нефти и параметры выделенного из нее газа в пластах Тл1-а, Тл1-б, Тл1-в принять по нефти и газу пластов Тл1-в+Тл2-а.



Пласты Тл2-а и Тл2-б

Наиболее полно пластовыми пробами представлен нижний тульский пласт Тл2-б. Пласт Тл2-а изучен недостаточно.

На Лужковском поднятии пробы пластовой нефти отобраны из Тл2-а в скв. 36 с разных глубин. В интервале 1596 - 1599 м две пробы имели давление насыщения близкое к пластовому и оценены как представительные. При дифференциальном дегазировании из каждой тонны нефти выделяется 122.4 м3 газа. В условиях пласта нефть легкая (плотность 0.754 г/см3), маловязкая (1.16 мПа×с). Объем нефти после дегазации уменьшился в 1.237 раза. Приняты следующие параметры:

- газонасыщенность – 122.4 м3/т;

- вязкость пластовой нефти – 1.16 мПа×с;

- объемный коэффициент – 1.237;

- плотность разгазированной нефти – 0.834 г/см3.

Поверхностная нефть из пласта Тл2-а исследована в этой же скважине. Она несколько тяжелее разгазированной (средняя по плотности), вязкая (13.7 мм2/с), смолистая (7.42%), парафинистая (3.76%), сернистая (1.2%), с высоким содержанием светлых фракций, выкипающих до 300 0С (48%), с такой же температурой замерзания (+3 0С). Из пласта Тл2-б изучена проба поверхностной нефти в скв. 2164. Нефть также средней плотности, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая, имеет высокую температуру замерзания (+5 0С), наполовину состоит из бензино-керосиновых компонентов.

На Макаровском поднятии глубинные пробы нефти отбирали из пласта Тл2-б в скв. 90 и 97. Рассчитанные из усредненных данных контактного дегазирования нефти, параметры дифференциального дегазирования в пластах Тл2-а и Тл2-б следующие:

- газосодержание – 120.9 м3/т;

- объемный коэффициент – 1.267;

- плотность пластовой нефти – 0.773 г/см3;

- разгазированной нефти – 0.853 г/см3;

- вязкость пластовой нефти – 1.15 мПа×с;

- разгазированной нефти – 8.51 мм2/с.

В поверхностных условиях нефть изучена в скв. 93 (пл. Тл2-а + Тл2-б) и 97 (пл. Тл2-б). Нефть средняя по плотности, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая с высоким содержанием легких компонентов.

На Веслянском поднятии глубинные пробы нефти из тульских отложений отобраны в скв. 86 (пл. Тл1) и в скв. 85 (пл. Тл2-б). Из качественных проб газ начинал выделяться при значительном снижении давления по отношению к пластовому (до 7.05 - 6.3 МПа). В 4-х представительных пробах при пластовых давлении и температуре нефть легкая (плотность
0.789 г/см3), маловязкая (1.74 мПа×с).

Разгазирование пластовой нефти проводили лишь методом однократного дегазирования. Для получения необходимых параметров произведен их пересчет на условия дифференциального дегазирования. Получены следующие усредненные характеристики:



- газонасыщенность – 69.6 м3/т;

- объемный коэффициент – 1.144;

- плотность разгазированной нефти – 0.841 г/см3;

- кинематическая вязкость – 12.16 мм2/с.

Сепарированная нефть проанализирована в скв. 84, 85 и 535. Нефть во всех скважинах близкого качества, плотность и вязкость меняются незначительно (0.852-0.862 г/см3 и 8.11-13.21 мм2/с).

В целом нефть средней плотности, вязкая, смолистая, парафинистая, высокосернистая, с высоким содержанием легких компонентов, имеет довольно высокую температуру замерзания (от -2 до -9 0С).

На Кокуйском поднятии тульская нефть представлена пробами только из пласта Тл2-б: в скв. 79 (5 проб, 1 представительная), 89 (5 проб, 4 представительных) и 611 (3 пробы, 1 представительная). Усредненные параметры дифференциального дегазирования следующие:

- газонасыщенность – 105.1 м3/т;

- объемный коэффициент – 1.226;

- плотность разгазированной нефти – 0.864 г/см3;

- кинематическая вязкость – 12.57 мм2/с.

Сепарированную нефть отбирали из этих же скважин (4 пробы), и, как показали исследования, она оказалась однотипной и характеризуется как средняя по плотности, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая.

Свойства нефти в тульской залежи из района скв. 68 не изучены. На Кокуйском поднятии визейские нефти однотипны, а бобриковская нефть из скв. 68 по всем своим параметрам идентична одновозрастной нефти Кокуйского поднятия. Поэтому для расчетов по пласту Тл2-б в районе скв. 68 приняты физико-химические характеристики одновозрастной нефти Кокуйского поднятия.

На Ясыльском поднятии из пласта Тл2-б проанализированы 3 пробы пластовой нефти в скв. 67, все пробы представительные.

Сепарированная нефть исследовалась в этой же скважине, по свойствам она тяжелее (плотность 0.876 г/см3) и более вязкая (20.54 мм2/с), чем разгазированная.

На Губановском поднятии из тульских отложений пластовые флюиды не отбирали. Физико-химическая характеристика нефти и газа пласта Тл2-б Губановского поднятия принята по суммарной нефти пластов Бб2+3+Мл собственного поднятия.

В районе скв. 61 была исследована одна проба, отобранная на устье, результаты ее анализа показали, что нефть легкая (0.783 г/см3), маловязкая (1.75 мм2/с), малосмолистая (2.7%), малосернистая (0.41%), обогащена легкими фракциями (74%). Параметры пластовых флюидов для пласта Тл2-б в районе скв. 61 приняты по нефти и газу в скв. 116 Ординского поднятия, т.к. характеристики в поверхностных условиях идентичны.

На Ординском поднятии отобрана качественная глубинная проба нефти в скв. 162 из пласта Тл2-а в 1975 г. Нефть легкая (0.766 г/см3), маловязкая (1.30 мПа×с), после выделения из нефти 92.4 м3/т газа усадка до 0.835 г/см3, вязкость увеличивается до 11.22 мм2/с, объемный коэффициент – 1.19.

В поверхностных условиях нефть легкая (плотность – 0.849 г/см3), вязкая (19.00 мм2/с), малосмолистая (7.7% смол), парафинистая (>5%) парафина, сернистая (1.5% серы) и более половины (51%) светлых фракций.

Сопутствующий нефти газ углеводородного состава: метана – 57.5%, его гомологов – 38%. На долю азота приходится лишь 3.8%. В газе обнаружено 0.21% сероводорода.

Из залежи пласта Тл2-б на Ординском поднятии пластовые флюиды не отбирали. Поскольку в залежи имеется газовая шапка, то нефть в ней должна быть насыщена газом и давление насыщения должно быть близко к пластовому. Такие характеристики имеет нефть в бобриковских отложениях на собственном поднятии. Поэтому параметры нефти и газа из пласта Тл2-б приняты по нефти (при Рнаспл=16.5 МПа) и газу пластов Бб1+2 на одноименном поднятии.

На Мазунинском поднятии свойства и состав тульской нефти представлены пластовыми и поверхностными пробами, отобранными при совместном испытании пластов Тл1-в + Тл2-а, параметры приняты по аналогии с пластом Тл1.

Характеристика газа, растворенного в тульской нефти, получена из результатов опытов однократного дегазирования. Она пересчитана на всех поднятиях на условия ступенчатой дегазации.

На Макаровском поднятии в нефтяном газе ступенчатой дегазации содержится около 66% метана, 6.1% азота и более 26% высокомолекулярных углеводородов. Сероводород в газе не определен. В попутном газе скв. 36 его содержание выше санитарных норм (0.2%). По данным исследованных проб на Веслянском поднятии, газ малометановый, низкоазотный, высокожирный, обогащен сероводородом (0.45 %).

На Кокуйском поднятии соответствующий нефти газ содержит 0.29% сероводорода, более 60% метана, на долю азота приходится 4.13%.

Нефтяной газ, полученный из качественных глубинных проб на Ясыльском поднятии, имеет большую плотность (1.088 г/л) за счет меньшего количества метана (52%) и большего – его гомологов (более 40%).

Компонентный состав газа, растворенного в нефти из скв. 61 принят по газу пластов Бб1+2 Ординского поднятия. По составу газ близок газу Кокуйского поднятия и имеет одинаковую с ним классификацию: малометановый, малоазотный, высокожирный.

Свободный газ верхнего тульского пласта Тл2-а исследовали на Лужковском (скв. 148) и Макаровском (скв. 96) поднятиях. По составу газ несколько различается. На Лужковском поднятии он несколько тяжелей (0.880 г/л), чем на Макаровском (0.834 г/л). Это обусловлено тем, что в газе Лужковского поднятия содержится несколько меньше метана и этана (74 и 6.8% против 76 и 9.3%) и втрое больше высокомолекулярных углеводородов С5+высш. Содержание сероводорода в газе на обоих поднятиях превышает санитарные нормы (0.2%). Пробы свободного газа из нижнего тульского пласта Тл2-б отбирали на Макаровском (скв. 90) и Веслянском (скв. 85) поднятиях, где кроме этого были получены пробы газа из пласта Тл1 (скв. 86). На Кокуйском поднятии пробы свободного газа брали из пласта Тл2-б (скв. 72) и совместных пластов Тл2-б и Бб2+3 (скв. 72 и 572).

На всех поднятиях газ легкий (0.833-0.899 г/см3) за счет высокого содержания в нем метана (72.8-80.7%) и азота (до 14.3%) и небольшого количества высокомолекулярных углеводородов (С5+высш < 1 %). Несмотря на некоторые различия в составе, газ на всех поднятиях имеет единую классификацию: среднеметановый, малоазотный, жирный, сернистый.

На газоконденсатность тульский газ не исследовался. Лишь на устье скв. 570 получена смешанная проба нефти и конденсата. Плотность жидкости в пробе составляет 0.769 г/см3, вязкость 0.83 мм2/с, она почти целиком состоит из светлых фракций (91%), содержит небольшое количество смол (2.6%), асфальтенов (0.41%) и серы (0.33%).

Пласты Бб1, Бб2, Бб3

На Лужковском поднятии пластовые флюиды изучены в верхней части бобриковской залежи (пласт Бб1). Одна представительная глубинная проба из скв. 97-Е, исследована методом однократного дегазирования. Пересчет на условия дифференциального дегазирования показал, что из нефти выделяется 116.3 м3/т малометанового (65.6%), малоазотного (6.7%), жирного (26.6% С5+высш), сернистого (в попутном газе 0.1% сероводорода) газа. В условиях пласта плотность нефти составляет 0,780 г/см3, вязкость – 1.43 мПа×с, после дегазирования эти параметры возрастают соответственно до 0.861 г/см3 и 8.67 мм2/с. Данные параметры приняты и для пласта Бб2.

На Макаровском поднятии пробы пластовой нефти отобраны также в пласте Бб1 (скв. 94). Давление насыщения нефти газом составило в среднем 13.25 МПа. Эту величину приняли за достоверное давление насыщения для бобриковской нефти на Макаровском поднятии. Затем по графику изменения свойств нефти от давления, построенному по частично дегазированным пробам получили следующие расчетные параметры нефти для пластов Бб1, Бб2, Бб3 Макаровского поднятия:

- газовый фактор – 93 м3/т;

- объемный коэффициент – 1.179;

- плотность пластовой нефти – 0.793 г/см3;

- разгазированной – 0.853 г/см3;

- динамическая вязкость – 1.90 мПа×с;

- кинематическая вязкость – 11.06 мм2/с.

Сепарированную нефть исследовали в скв. 501 (смешанная проба из пластов Бб1+2) и в скв. 93 и 2004 (пласт Бб2). Нефть в смешанной и чистой пробах одинакового качества: средняя по плотности, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая.

На Веслянском поднятии пробы пластовой нефти из бобриковских отложений не отбирали. Нефть, взятая на устье скв. 86 (пласт Бб1), 530 (смешанная нефть из пластов Бб1 и Бб2), и 83 (пласт Бб3), имеет близкие физико-химические характеристики, усредненные параметры сепарированной нефти идентичны для всех визейских нефтей. Поэтому расчетные параметры нефти и газа по пластам Тл1+Тл2-б, которые описаны выше, рекомендуем принять для пластов Бб1, Бб2 и Бб3.

На Кокуйском поднятии бобриковская залежь представлена глубинными пробами нефти из скв. 75 (пласт Бб2), 81 и 2084 (пласт Бб3) и смешанными пробами (пласты Бб2+Бб3) из скв. 78, 322, 2075. Давление насыщения в пределах залежи изменялось от 13.78 МПа (скв. 81) до 15.10 МПа (скв. 78). Методом дифференциального дегазирования изучали лишь пробы из скв. 78, по другим скважинам параметры получены расчетным путем на базе результатов однократного дегазирования. В среднем характеристика пластовой нефти такова:

- давление насыщения – 14.56 МПа;

- объемный коэффициент – 1.210;

- газонасыщенность – 107.9 м3/т;

- плотность пластовой нефти – 0.796 г/см3;

- разгазированной – 0.868 г/см3;

- динамическая вязкость – 1.97 мПа×с.

В скв. 2218 было получено 5 глубинных проб нефти при совместном испытании пластов Бб1, Бб2, Бб3. В одном пробоотборнике находилась вода, в четырех – давление открытия (7.75-9.0 МПа) было несколько ниже давления насыщения (9.5-10.25 МПа). Пробу, характеризующуюся минимальной разницей между Ротб (9.0 МПа) и Рнас (10.25 МПа), проанализировали, т.к. посчитали, что незначительным количеством свободного газа можно пренебречь. При дифференциальном дегазировании из нее выделилось 81.8 м3/т газа, в условиях пласта нефть легкая (плотность 0.810 г/см3), маловязкая (6.72 мПа×с). Свойства разгазированной нефти почти не отличаются от свойств таковой из пластов Бб2+3.

Истинные свойства пластовой нефти из скв. 2218 получили по графику путем интерполяции данных до Рнас 14.56 МПа (по скв. 75, 78, 81):

- газонасыщенность – 102 м3/т;

- объемный коэффициент – 1.198;

- плотность нефти:

- пластовой – 0.8025 г/см3;

- разгазированной – 0.869 г/см3;

- вязкость нефти:

- динамическая – 4.45 мПа.с;

- кинематическая – 16.32 мм2/с.

Свойства нефти на поверхности изучали по пробам из пласта Бб2 – скв. 75, 89, 327, 964, 2075, 2112, 2225 (7 проб, 6 представительных), пласта Бб3 – скв. 79, 81, 2075, 2084, 2306 (5 проб, 4 представительных), а также из совместно опробованных пластов Бб2 и Бб3 (9 проб, 8 представительных) и Бб1+2+3 (1 проба из скв. 2218). Нефть на поверхности из пластов Бб1 и Бб2 близкого качества и характеризуется как средняя по плотности, вязкая, смолистая, парафинистая, сернистая.

В декабре 1973 г. отобрали 3 глубинные пробы из скв. 68 (пласт Бб3), которые в том или ином количестве содержали свободный газ. Пробы, где давление в пробоотборнике составило 14.20 МПа, а давление насыщения нефти газом 15.00 МПа, подвергались полному анализу методом однократного дегазирования. Исходя из характеристик нефти, полученных методом контактного дегазирования, подсчитаны параметры дифференциального дегазирования по пластам Бб1, Бб2 и Бб3 в данном районе:

- давление насыщения – 15.00 МПа;

- объемный коэффициент – 1.202;

- плотность пластовой нефти – 0.797 г/см3;

- разгазированной – 0.874 г/см3;

- газонасыщенность – 97.6 м3/т.

На Ясыльском поднятии в скв. 67 из пласта Бб2 были получены 2 пробы пластовой нефти, характеризующиеся близкими значениями Рнас (12.9-13.6 МПа). При ступенчатой дегазации из каждой тонны нефти выделяется 90.1 м3 малометанового (59.7%), малоазотного (6.8%), высокожирного (>30% гомологом метана), сернистого (0.21% сероводорода) газа. При пластовом давлении и температуре нефть легкая (0.793 г/см3), маловязкая (1.88 мПа×с), после потери газа относится к категории средних по плотности (0.869 г/см3), вязких (22.09 мм2/с), объем ее изменяется в 1.198 раза.

Нефть, взятая на устье этой же скважины, по свойствам близка разгазированной (средняя по плотности, вязкая), по составу смолистая, парафинистая, сернистая, содержит 46% бензино-керосиновых компонентов.

Из бобриковской залежи (пласт Бб2) на Губановском поднятии пластовые флюиды отбирали в 2000 г. в скв. 708. Пробы анализировали лишь методом однократного дегазирования. При пересчете полученных данных на условия дифференциального дегазирования установлено, что из нефти выделяется 116.2 м3/т малометанового (67%), малоазотного (6.7%), жирного (25.3% С2+высш), бессернистого газа. В пластовых условиях нефть легкая (0.779 г/см3), маловязкая (1.15 мПа×с), после дегазирования – средней плотности (0.862 г/см3), вязкость ее возрастает до 9.88 мм2/с, объем уменьшается в 1.229 раза.

На Мазунинском куполе из пласта Бб1 пробы пластовой нефти отбирали дважды в разное время. Глубинные пробы были получены в период разведки залежи в 1960 г. из скв. 1. Все 4 отобранные пробы характеризовались близкими параметрами и признаны представительными. Давление насыщения нефти газом изменялось в небольших пределах – 14.4-
15.2 МПа, в среднем составило 14.76 МПа. Нефть менее насыщена газом (80.9 м3/т), нежели в тульских отложениях, имеет большую плотность и вязкость. При разгазировании пластовой нефти по ступеням установлены закономерности изменения ее свойств от давления.

Сепарированная нефть в скв. 1 тяжелая (0.892 г/см3), вязкая
(36.4 мм2/с), смолистая (21%), парафинистая (5.4%), высокосернистая (2.39%), со средним выходом бензино-керосиновых компонентов (41%) и высокой температурой замерзания (+3°С).

Газ дифференциального дегазирования нефти Кокуйского поднятия на 63% состоит из метана, на долю азота приходится 4.5%, гомологов метана – 30.6%. Содержание сероводорода в газе составляет 0.26%.

На Ординском поднятии пробы пластовой нефти взяли в скв. 116 дважды в 1974 и 1975 гг. при совместном испытании пластов Бб1 и Бб2. Представительные и рекомбинированные пробы были проанализированы методом однократного дегазирования. Для получения расчетных параметров экспериментальные данные пересчитали на условия дифференциального дегазирования. В результате чего установили, что газонасыщенность нефти составила 269.8 м3/т, и естественно, при столь высоком газосодержании нефть облегчена (плотность – 0.643 г/см3), имеет небольшую вязкость (0.51мПа×с). После дегизирования она утяжеляется до 0.801 г/см3, вязкость ее увеличивается до 4.60 мм2/с, объем уменьшается в 1.579 раза.

На устье скв. 116 отобраны 3 пробы. По усредненным данным нефть легкая (плотность – 0.812 г/см3), маловязкая (5.03 мм2/с), малосмолистая (5.6%), парафинистая (5.6%), обогащена бензино-керосиновыми компонентами (63 %), содержит небольшое количество серы (0.63%).

Газ ступенчатой дегазации обогащен метаном (более 60%), по количеству азота газ относится к классу малоазотных (6.4%), по высокомолекулярным углеводородам (31%) – высокожирным.

Состав свободного газа изучали по двум пробам на Лужковском поднятии (скв. 148, пласты Бб1 и Бб2) и 14 пробам на Кокуйском поднятии (пласты Бб1, 2, 3). На Лужковском поднятии в обоих пластах газ по составу идентичен. Он обогащен метаном (77%), содержит около 12% азота и более 10% высокомолекулярных углеводородов. Сероводород в газе не обнаружен.

На Кокуйском поднятии в свободном газе несколько меньше легких компонентов (метана 75.5%, азота 7.1%), содержание сероводорода превышает санитарные нормы (0.1%).






Date: 2015-12-11; view: 182; Нарушение авторских прав

mydocx.ru - 2015-2018 year. (0.03 sec.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав - Пожаловаться на публикацию