лов. Банников. 1 Роль нефти и газа в топливноэнергетическом балансе страны

• Название: 1 Роль нефти и газа в топливноэнергетическом балансе страны
• Дата: 01.12.2021
• Размер: 419.94 Kb.
• Имя файла: Банников.docx
• Тип: Реферат; #287676
• страница: 5 из 13

2.6 Характеристика водоносных комплексов

Приобское месторождение является частью гидродинамической системы Западно–Сибирского артезианского бассейна. Его особенностью является наличие водоупорных глинистых отложений олигоцен-турона, толщина которых достигает 750 м, разделяющих разрез мезо-кайнозоя на верхний и нижний гидрогеологические этажи.

Верхний этаж объединяет осадки турон-четвертичного возраста и характеризуется свободным водообменом. В гидродинамическом отношении этаж представляет собой водоносную толщу, грунтовые и межпластовые воды которой связаны между собой.

В состав верхнего гидрогеологического этажа входит три водоносных горизонта:

1 – водоносный горизонт четвертичных отложений;

2 – водоносный горизонт новомихайловских отложений;

3 – водоносный горизонт атлымских отложений.

Сравнительный анализ водоносных горизонтов показал, что в качестве основного источника крупного централизованного хозяйственно-питьевого водоснабжения может быть принят атлымский водоносный горизонт. Однако вследствие значительного сокращения затрат на эксплуатацию может быть рекомендован новомихайловский горизонт.

Нижний гидрогеологический этаж представлен отложениями сеноман-юрского возраста и обводненными породами верхней части доюрского фундамента. На больших глубинах в обстановке затрудненнго, а местами и почти застойного режима, формируются термальные высокоминерализованные воды, имеющие высокую газонасыщенность и повышенную концентрацию микроэлементов. Нижний этаж отличается надежной изоляцией водоносных горизонтов от поверхностных природно-климатических факторов. В его разрезе выделяется четыре водоносных комплекса. Все комплексы и водоупоры прослеживаются на значительном расстоянии, но в то же время на Приобском месторождении наблюдается глинизация второго комплекса.

Для заводнения нефтяных пластов в Среднем Приобье широко используются подземные воды апт-сеноманского комплекса, сложенного толщей слабосцементированных, рыхлых песков, песчаников, алевролитов и глин уватской, ханты-мансийской и викуловской свит, хорошо выдержанных по площади, довольно однородных в пределах участка. Воды отличаются малой коррозийной способностью из-за отсутствия в них сероводорода и кислорода.

2.7 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂ не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой. В пластовых условиях нефти средней газонасыщенности, давление насыщения в 1,5 -2 раза ниже пластового (высокая степень пережатия).

Экспериментальные данные об изменчивости нефтей по разрезу эксплуатационных объектов месторождения свидетельствуют о незначительной неоднородности нефти в пределах залежей.

Нефти пластов АС₁₀, АС₁₁ и АС₁₂ близки между собой, более лёгкая нефть в пласте АС₁₁, молярная доля метана в ней 24,56%, суммарное содержание углеводородов С₂Н₆ – С₅Н₁₂ – 19,85%. Для нефтей всех пластов характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами.

Количество лёгких углеводородов СН₄ – С₅Н₁₂, растворённых в разгазированных нефтях, составляет 8,2 – 9,2%.

Нефтяной газ стандартной сепарации высокожирный (коэффициент жирности более 50), молярная доля метана в нём составляет 56,19 (пласт АС₁₀) – 64,29 (пласт АС₁₂). Количество этана намного меньше, чем пропана, отношение С₂Н₆ /С₃Н₈ равно 0,6, что характерно для газов нефтяных залежей. Суммарное содержание бутанов 8,1 – 9,6%, пентанов 2,7 – 3,2%, тяжелых углеводородов С6Н14 + высшие 0,95 – 1,28%. Количество диоксида углерода и азота невелико, около 1%.

Разгазированные нефти всех пластов сернистые, парафинистые, малосмолистые, средней плотности.

Нефть пласта АС₁₀ средней вязкости, с содержанием фракций до 35 больше 55%, нефти пластов АС₁₁ и АС₁₂ вязкие, с содержанием фракций до 35 от 45% до 54,9%.

Технологический шифр нефтей пласта АС₁₀ – IIТ₁П₂, пластов АС₁₁ и АС_{12– II} Т2П2.

Оценка параметров, обусловленных индивидуальными характеристиками нефтей и газов, выполнена в соответствии с наиболее вероятными условиями сбора, подготовки и транспорта нефти на месторождении.

Условия сепарации, следующие:

1 ступень – давление 0,785 Мпа, температура 10 ;

2 ступень – давление 0,687 Мпа, температура 30 ;

3 ступень – давление 0,491 Мпа, температура 40 ;

4 ступень – давление 0,103 Мпа, температура 40 .