Эксплуатация газовых скважин в осложненных условиях Ямбургского. Курсовой проект по дисциплине Разработка газовых и газоконденсатных месторождений На тему Эксплуатация газовых скважин в осложненных условиях Ямбургского месторождения

• Название: Курсовой проект по дисциплине Разработка газовых и газоконденсатных месторождений На тему Эксплуатация газовых скважин в осложненных условиях Ямбургского месторождения
• Дата: 06.04.2022
• Размер: 0.53 Mb.
• Имя файла: Эксплуатация газовых скважин в осложненных условиях Ямбургского .rtf
• Тип: Курсовой проект; #447673
• страница: 4 из 6

2.4 Физико-химические свойства газа и конденсата

2.4.1 Результаты исследований скважин на газоконденсатность

Состав и свойства пластовых углеводородных систем залежей Ямбургского месторождения последовательно рассматривались и утверждались в ГКЗ СССР в 1985 г (протокол № 9875), а затем в 1993 г (протокол № 206-доп 17.12.1993 г).

Первоначально в ГКЗ были представлены данные газоконденсатных исследований залежей пластов БУ₃¹, БУ₆², БУ₆³, БУ₈⁰, БУ₈^1-2, БУ₉¹ и БУ₉², на основе которых по всем пластам потенциальное содержание конденсата в газе было принято на основе экспертной оценки равным 150 г/м³.

В процессе доразведки и опытно-промышленной эксплуатации залежей проведены дополнительные исследования в шести разведочных и 24 эксплуатационных скважинах по уточнению и обоснованию состава и свойств пластового газа.

В 1993 г на основе всех проведенных исследований из 14 продуктивных пластов неокома в ГКЗ РФ были утверждены состав пластового газа, потенциальное содержание в нем конденсата, физико-химические свойства конденсата по пяти продуктивным пластам, содержащим основные запасы газа: БУ₃¹, БУ₄^1-3, БУ₈⁰, БУ₈ ^1-2 и БУ₉².

Основные по запасам газа залежи (БУ₃¹, БУ₆³, БУ₈⁰, БУ₈¹, БУ₈², БУ₈³, БУ₉¹) охарактеризованы газоконденсатными исследованиями, включающими определение компонентных составов пластовых газов. На основе принятых по залежам составов пластовых газов выполнены расчеты по определению потенциального содержания в них этана, бутанов и пропана, а также относительной плотности пластовых газов, и критических параметров.

Пластовые смеси состоят в основном из метана, содержание которого составляет 88.30–89.06 (% мол.). Содержание компонентов С₂ и С₄ находится в диапазоне, соответственно,- 4,16-6,8 и 1,80-2,44 (% мол.). Количество конденсатообразующих компонентов фракции С₅₊ варьирует от 2,51 до 2,85 % мол. или в весовом выражении 110 – 126 г/м³ пластового газа. Содержание негорючих компонентов N₂ и СО₂ в сумме не превышает 1.5 % мол.

2.4.2 Физико-химические свойства стабильных конденсатов

Физико-химические свойства стабильного конденсата, отобранного из отдельных залежей и объектов эксплуатации, изучались в лаборатории ЦЛ Главтюменьгеологии, УФ ТюменНИИгипрогаза, НИЛ ООО Ямбурггаздобыча и ВНИИГАЗа. Конденсаты в целом представляют собой малосернистые (0,11 – 0,03 % масс.) жидкости, выкипающие от 60 до 350 ⁰С. Молекулярная масса колеблется от 97 до 119 ед. Плотность от 0,7247 до 0,7818 г/см³, вязкость при 20 ⁰С – (0,763 – 1,124) ^.10^-6 м²/с. Парафины присутствуют в количестве 0,25 – 1,93 % масс. По групповому углеводородному составу конденсаты относятся к метанонафтеновому типу, содержание ароматических углеводородов составляет 6 – 18 % масс, причем содержание последних возрастает с повышением температуры отбора фракций, достигая максимума во фракции 250 – 300 ⁰С до 30 % масс.

Конденсаты верхних залежей БУ₃ – БУ₄ относятся к типу легких с плотностью 0,722 –0,765 г/см³, о чем свидетельствует также его фракционный состав – 10 % точка отгона конденсата на уровне 60 – 80 ⁰С, 50 % - 126 – 132 ⁰С, содержание бензиновой фракции (до 200 ⁰С) 80 – 85 % объемных. Общее содержание фракции, выкипающей до 300 ⁰С, высокое и составляет до 98 % объемных. Содержание твердых парафинов от следов до 0,2 % масс. Температура застывания конденсата – минус 50 ⁰С и ниже.

Для группового углеводородного состава характерно невысокое содержание ароматических углеводородов: в пластах группы БУ₃ в среднем 5 % масс., в БУ₆ – 8 % масс. Содержание нафтеновых углеводородов по рассматриваемым залежам в среднем равно 27 % масс.

Конденсаты пластов БУ₆ до БУ₉ по фракционному составу тяжелее выше рассмотренных. Температура 10 % отгона находится в пределах 70 – 80 ⁰С, 50 % - 130 – 145 ⁰С, 90 % - 285 – 310 ⁰С. Для 90 % точка выкипаемости 290 ⁰С. Отметим, что 90 % конденсата залежи БУ₃ – БУ₆ выкипает при 230 – 240 ⁰С. Конец кипения конденсата свыше 360 ⁰С. Плотность конденсата на уровне 0,76 – 0,78 г/см³.

Конденсаты месторождения по составу относятся к метановым. По разрезу месторождения по мере роста глубины залегания (от залежей БУ₃ к БУ₆) и увеличения пластовых давлений и температуры наблюдается направленность в изменении группового углеводородного состава и свойств конденсата, выраженная в возрастании плотности конденсата от 0,7233 до 0.7818 г/см³, показателя преломления от 1,4106 до 1,4402 и доли ароматических углеводородов от 8,26 до 20,59 % масс.