Отчёт по практике. Отчет по практике. Отчет о производственной практике тип практики Технологическая (проектнотехнологическая) практика
 Скачать 1.72 Mb.
|
|
Пласт БТ10 по результатам лабораторных исследований образцов среднее значение открытой пористости коллекторов составляет 16.9%, диапазон изменения Кп от 12.0 до 21.15%, диапазон изменения коэффициента проницаемости Кпр от 0.40 до 420.57 мкм2•10-3, среднее значение 55.4 мкм2•10-3, коэффициент остаточной водонасыщенности (Кво) изменяется от 16.0 до 60.8%, среднее значение 34.8%. Пласт БТ11 коэффициент открытой пористости коллекторов Кп изменяется от 12.0 до 20.2%, среднее значение составило 16.0%. Коэффициент проницаемости Кпр изменяется от 0.43 до 298.54 мкм2•10-3, среднее значение составило 38.0 мкм2•10-3. Диапазон изменения коэффициента остаточной водонасыщенности Кво от 16.0% до 64.5%, среднее значение 38.1%. 2.3 Физико-химическая характеристика газового конденсата По пробам стабильного (дегазированного) конденсата определялись: цвет, плотность, молекулярная масса, вязкость, температура начала кипения, содержание примесей –смол, серы, парафина, групповой углеводородный состав. Физико-химические свойства конденсата приведены в таблице 3. Таблица 3 - Физико-химические свойства конденсата по пластам БТ10 и БТ11 Берегового месторождения
Пласт БТ10. Конденсат из разведочных скважин имеет светло-желтый цвет, плотность изменяется от 0,7512 до 0,7724 г/см3, молекулярная масса – от 110 до 128. По классификации Старобинца И.С. конденсат является бессернистым (<0,05 %), метаново-нафтеновым. Содержание парафина в конденсате не превышает 1,06 %, содержание смол достигает 629 мг/100мл. В процессе эксплуатации цвет конденсата не меняется, снижается плотность (до 0,7301-0,7589 г/см3), молекулярная масса (до 98-117), содержание смол (до 2-33 мг/100 мл). Меняется групповой углеводородный состав (уменьшается концентрация нафтеновых –до 31,44-33,23; увеличивается метановых углеводородов - до 55,98-58,59 %). Пласт БТ11. Конденсат имеет коричневый цвет, более высокую плотность (0,7672 г/см3), но содержание серы, парафинов и смол меньше. Групповой углеводородный состав конденсата из по классификации Старобинца И.С. является метаново-нафтеновым. В процессе эксплуатации происходит снижение плотности конденсата до 0,7281 г/см3 (скв.262), молекулярной массы –до 101 (скв.262), содержания смол до полного отсутствия. Меняется групповой углеводородный состав конденсата – увеличивается концентрация метановых углеводородов (до 69,50 %), уменьшается содержание нафтеновых углеводородов (до 23,84 %). 2.4 Физико-химическая характеристика газа По пластам БТ10 и БТ11 Берегового месторождения рассчитано 38 составов пластового газа. Пласт БТ10. Состав пластового газа определен по скважинам П-11, Р-152, Р-156, Р-267, 503 и при совместном исследовании с пластом БТ11 на скважинах 261, 262, Р-268, 271, 281, 282 и 501. В начальном составе пластового газа концентрация метана изменяется от 74,80 до 74,93 % мольных. Суммарное содержание головных углеводородов составляет 14,82-15,83, неуглеводородных газов – от 0,64 до 0,91 % мольных. Концентрация С5+В варьирует от 8,45 до 9,33 % мольных. Плотность газа по воздуху в скважине П-11 (находится в сводовой части) составляет 0,9580 и ниже, плотность газа из скважины Р-152 (расположена в восточной, крыльевой части залежи), составляет 1,0023. Содержание метана в газе, отобранном из скважин, изменяется от 72,14 до 80,21 % мольных, сумма головных углеводородов – от 12,92 до 16,03 % мольных, неуглеводородных газов – от 0,1 до 1,97 % мольных, компонентов С5+В – от 6,30 до 11,07 % мольных. Относительная плотность пластового газа по воздуху изменяется от 0,8930 до 1,0722. Физико-химическая характеристика газа по пластам БТ10 и БТ11 представлена в таблицах 4 и 5. Таблица 4 - Состав пластового газа из скважин Берегового месторождения по пласту БТ10
Пласт БТ11. В кондиционных пробах начального состава пластового газа содержание метана изменяется от 78,89 до 78,98, суммарная концентрация головных углеводородов – от 13,57 до 13,69, не углеводородных газов – от 0,70 до 0,77 % мольных. Концентрация С5+В варьирует от 5,75 до 6,65 % мольных, относительная плотность газа – от 0,8691 до 0,8851. Расхождение в плотности газа обусловлено различной продуктивностью скважин и режимами отбора проб. Относительная плотность газа снизилась от 0,8466 до 0,8352 за счет уменьшения концентрации С5+В с 6,16 до 5,51 % мольных. Содержание не углеводородных компонентов (СО2, N2 и Не) в пластовом газе пласта БТ11 не превышает 0,940 % мольных (скв. 262). Плотность пластового газа увеличивается с глубиной расположения залежей. Таблица 5 - Состав пластового газа из скважин Берегового месторождения по пласту БТ11
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||