Фракционный состав и физико-химические свойства стабильного конденсата

Таблица 1.8.2

1. Фракционный состав, % об.	Ю	Б
Н.К. ˚С
10% перегоняется при t, ˚С
50% перегоняется при t, ˚С
90% перегоняется при t, ˚С
К.К, ˚С
Отгон %
Остаток		0,9
Потери		3,1
2. Плотность, г/см	0,735	0,712
3. Молекулярная масса		103,5
4. Температура помутнения, ˚С	-	-
5. Температура застывания, ˚С
6. Вязкость, ССТ
При: -10 ˚С	1,17	-
+20 ˚С	0,80	0,79
+40 ˚С	-	-
Содержание, % масс.
7. Общей серы	0,01	0,0075
8. Твердых парафинов	отс.	отс.
9. Смол, асфальтенов	отс.	отс.

На основе полученных в результате промысловых исследований данных в подсчете запасов было взято потенциальное содержание конденсата равное 102,7 г/м . Однако эта величина не учитывает его потери с газом сепарации и дегазации, которые обычно составляют 10-15%. С учетом их, потенциальное содержание должно составлять 120 г/м .

Анализ полученных данных позволил сделать следующие выводы:

- газоконденсатная смесь горизонта Ю находится в однофазном состоянии;

- максимальные потери сырого конденсата наблюдаются при пластовом давлении 8,0 – 9,0 МПа;

- давление максимальной конденсации при промысловой обработке газоконденсатной смеси по насыщенному конденсату составляет 8,0 – 9,0 МПа, а по стабильному - 4,5 – 5,0 МПа.

В 1996 году пробурена скважина 62Р, на которой был выполнен комплекс газоконденсатных исследований. При их проведении были в значительной мере учтены недостатки ранее проводимых работ. Вероятно, поэтому полученные результаты существенно отличаются от предыдущих исследований.

Как видно из сопоставления таблиц, основные отличия обусловлены значительно большим выходом стабильного конденсата в скв. 62 по сравнению с предыдущими, за счет чего также изменился состав пластового газа. В нем уменьшилось количество метана и выросла доля тяжелых углеводородов. Это привело к изменению свойств пластовой системы.

Групповой состав стабильного конденсата (скв. 22, горизонт Ю )

Таблица 1.8.3

Результаты промысловых исследований пласта Ю в скв. 62

Таблица 1.8.4

Диам. штуцера, мм	Диаметр шайбы, мм	Р заб.   атм.	Дебит сырого конд. м /с	Дебит стаб. конд.м /с	Объем газа тыс. м	ГКФ	Р сепар.   атм.	Т сепар. ˚С
Сырого см /м	Стабил. см /м
8,5		210,03	65,9	48,11				44,98	-7
	11,5	227,05	37,16	27,12				42,48	-11
	12,5	219,83	41,18	29,93				46,99	-15
	12,5	219,8	41,18	29,94	115,01			46,99	-15
			24,8	18,03
	9,25	не изм.	34,56	24,93	65,36	528,8			-13
			16,81	12,13
	11,5	не изм.	не изм.	16,8	50,15	не изм.			-16

Распределение стабильного конденсата при моделировании

Разработки (скв.62Р).

Таблица 1.8.5

№ п/п	Пластовое давление	Потери стабильного конденсата г/м	Текущее потенциальное содержание конденсата г/м	Свойства выпавшего конденсата
плотн. мол. масса
Эксперим	расчет.	эксперим.	расчет.	г/м	м
						0,7719
						0,7654
						0,7587
						0,756

Расчет состава пластового газа в скв. 62

Таблица 1.8.6

Компо-ненты	Газ сепарации	Газ дегазации	Газ дебутанизации	Пентаны + выше кипящие	Дегаз + дебут + С5 +выш	Состав сырого конден.	Суммар-ное газы + конден.	Состав пласт. газа % моль
% моль	г/моль	% моль	г/моль	% моль	г/моль
С Н	90,003	900,03	52,65	23,79	0,36	0,01		23,8	28,8	923,83	85,33
С Н	3,953	39,53	13,91	6,28	0,67	0,01		6,3	7,62	45,83	4,23
С H	1,871	18,71	20,26	9,15	32,49	0,7		9,85	11,92	28,56	2,64
iC H	0,332	3,32	5,47	2,47	31,29	0,67		3,14	3,8	6,46	0,6
nC H	0,314	3,14	4,92	2,22	30,53	0,65		2,88	3,48	6,02	0,56
iC H	0,072	0,72	1,02	0,46	3,48	0,07
nC H	0,038	0,38	0,53	0,24	0,88	0,02
iC H			0,11	0,05	0,05
nC H			0,04	0,02	0,04
iC H
nC H
N	2,882	28,82								28,82	2,66
CO	0,536	5,36	1,09	0,49	0,22			0,5	0,6	5,86	0,54
HE
H
C							35,32	36,18	43,78	37,28	3,44
Всего				45,18			35,32	82,63		1082,63

Запасы газа, стабильного конденсата и нефти

Запасы и конденсата, подсчитанные по юрским (суммарно по горизонтам Ю и Ю ) и меловым отложениям (пласты Б , Б и Б ) рассматривались ГКЗ СССР по результатам бурения 32 скважин. Утвержденные начальные запасы газа и конденсата по категории В + С составляет 91567 млн. м и 9543/6949 тыс. т. Запасы газа и конденсата категории С учтены в количестве 7596 млн. м и 891/552 тыс. т соответственно (табл. 1.9.1).

После подсчета запасов на месторождении пробурено 12 скважин, уточнивших его геологическое строение. Было подтверждено наличие нефтяной оторочки в пластах Ю и Ю , после чего в 1983 – 1984гг осуществлен подсчет запасов нефти категории С в количестве 10960/3170 тыс. т (протоколы ЦКЗ Мингео СССР от 21.02.1984г и от 10.04.1985г) (табл. 1.9.2).

В 1995 – 1996гг институтом ТомскНИПИнефть проведена детальная корреляция разреза верхнеюрских отложений, в результате чего в объеме горизонтов Ю и Ю выделены пласты Ю , Ю , Ю , Ю , Ю и Ю .

Система охраняемых территорий в США Изучение особо охраняемых природных территорий(ООПТ) США представляет особый интерес по многим причинам...

ЧТО ТАКОЕ УВЕРЕННОЕ ПОВЕДЕНИЕ В МЕЖЛИЧНОСТНЫХ ОТНОШЕНИЯХ? Исторически существует три основных модели различий, существующих между...

Что способствует осуществлению желаний? Стопроцентная, непоколебимая уверенность в своем...

Что делает отдел по эксплуатации и сопровождению ИС? Отвечает за сохранность данных (расписания копирования, копирование и пр.)...

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте: