|
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
Температурные пределы отбора фракций, ˚С
| Выход фракций, % масс.
| Содержание углеводородов, % масс
| На фракцию
| На конденсат
| ароматические
| нафтеновые
| метановые
| ароматические
| нафтеновые
| метановые
| до 60
| 8,88
| -
| -
|
| -
| -
| 8,88
| 60-95
| 17,10
| 1,03
| 33,84
| 65,13
| 0,18
| 5,78
| 11,14
| 95-122
| 23,30
| 3,60
| 39,71
| 56,7
| 0,84
| 9,25
| 13,21
| 122-150
| 14,80
| 7,94
| 24,85
| 67,21
| 1,17
| 3,68
| 9,95
| 150-200
| 16,30
| 9,75
| 25,27
| 64,98
| 1,59
| 4,12
| 10,59
| остаток
| 18,96
| -
| -
| -
|
|
|
| НК-200
|
|
|
|
| 3,78
| 22,83
| 53,77
|
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 .
Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:
|