Геологическая характеристика Самотлорского месторождения пласт БВ8

Министерство Образования  Российской Федерации

Тюменский Государственный Нефтегазовый университет

Нижневартовский филиал

 

 

Нефтегазопромысловый факультет

 

 

 

Кафедра “Разработки  и эксплуатации

нефтяных и газовых  месторождений”

 

 

 

 

 

Курсовая работа

по нефтегазопромысловой геологии

 

 

на тему: “Геологическая характеристика Самотлорского месторождения  пласт БВ₈ ”

 

 

 

 

студента: 2-го курса

специальности: 090600 ”Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений”

группы: НР-99

Липатов Александр  Юрьевич

 

 

 

 

Руководитель:   Мигунова Светлана Владимировна

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Нижневартовск

2001.

 

 

 

Содержание:

1. Введение

    1.1 Общая часть………………………………………….  3

2. Геологический  раздел

          2.1 Свойства пласта…………………………..……………5

          2.2 Свойства пластовых жидкостей и газов……………6

                

3. Расчётный раздел

         3.1. Расчёт физических свойств  нефти…………………  9

            3.1.1. Расчёт давления насыщения нефти газом при t ………9

              3.1.2.  Расчёт вязкости дегазированной нефти при t=20 ^oC …10

              3.1.3. Расчёт объёмного коэффициента нефти ………………  11

              3.1.4. Расчёт плотности газонасыщенной нефти ……………   12

         3.2. Расчёт физических свойств воды…………………… 13

              3.2.1. Расчёт массового содержания солей …………………..  14

              3.2.2.  Расчёт газоносыщенности …………………………………15

              3.2.3. Расчёт объёмного коэффициента ………………………. 16

              3.2.4. Расчёт плотности пластовой воды ……………………….18

              3.2.5.  Расчёт вязкости пластовой воды…………………………. 20

              3.2.6.  Расчёт поверхностного натяжения воды на границе с газом…21

                          Таблица результатов ……………………………………….. 22

 

4. Товарные  качества нефти ……………………………………23

 

5. Список литературы  ……………………………………………………24

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

Введение

         Общая часть

          Самотлорское   месторождение   округлой   конфигурации площадью 3000 км² , открыто в 1965 г. разрабатывается с 1969г., расположено в 30 км к северо-востоку от районного центра г. Нижневартовска, Ханты-Мансийского автономного округа, на подпойменной трассе правобережья Оби, слегка наклонной (до 0,5) с абсолютными отметками 50 м. Заболоченная на 80 % площадь представлена   четвертичными   аллювиальными   и   озерно-. аллювиальными отложениями, сложена суглинисто-супесчаными, мощность до 20 м, пылеватыми грунтами с прослойками и линзами мелко-зернистых   песков,    торфа,   детрита,    расчленена термокарстово-эрозионными формами, глубиной до 5 м.

           Болота  переходные и верховые, глубокие (до 7 метров и более) высокой степени сложности. На глубине от 200 до 350 м распространяются многолетнемерзлые горные породы с температурой от О до 0,5 С°, их общее влияние на бурение и эксплуатацию незначительное.

          Район  со сложными природными условиями для освоения. Климат резко континентальный с непродолжительным летом и суровой зимой. Максимальная температура +30 С° в июле, минимальная -50 С° в декабре. Зимой болота промерзают на глубину 10-12 м. Периоды: снежного покрова - 190, устойчивых морозов - 155, метелей - 50, отопительный - 265, безморозный - 100 дней.

          За 180 дней в году выпадает 500 мм осадков, из них 400 мм в теплый период. Средняя высота снежного покрова - 71 см. Первые заморозки на почве - 1 октября, последние - 5 июня, начало промерзания грунтов - 25 октября, максимальное промерзание до глубины 1,7 м - 20 апреля.

          Город  Нижневартовск находится на расстоянии 18-20 км южнее границ месторождения. Населенных пунктов в пределах нефтяной

площади нет.

          Основными водными артериями являются: судоходная река Вах, протекающая на крайнем юго-восточном участке и не судоходная река Ватинский-Еган, омывающая северо-западную границу. Из многих озер к крупным относят: Самотлор, Кымыл-Эмптор и др.

         Озеро Самотлор (от него произошло название месторождения) расположено на водоразделе правых притоков р. Оби, Вах и Ватинский-Еган, имеет округлую форму, вытянутую слегка в северо-западном направлении на 10,5 км.

          Окружающая  местность представляет собой  систему обводненных болотистых массивов. Берега озерной чаши по всему периметру слабоизвилистые, сложены плотным и хорошо разложившимся торфом.

          Сообщение  с промыслом осуществляется  автомобильным  транспортом, благодаря хорошо  развернутой сети автомобильных  дорог.

          За 30 лет разработки и эксплуатации месторождения построены объезды к площади и внутрепромысловые дороги капитальным типом покрытия общей протяженностью 170 км.

 

 

 

 

 

2. Геологический  раздел

          2.1 Свойства пласта

          Данный пласт : “Самотлорского месторождения” – БВ₈ представлен следующими характеристиками (см. таблицу 2.1)

          Таблица 2.1       Свойства  пласта  

 

Параметр	Пласт
	БВ8
Пластовая температура   tпл ; 0С	35
Текущая температура                t ; 0С	35

 

             

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2 Свойства  пластовых жидкостей и газов.

 Данный пласт представлен  жикостями и газами, свойства  каторых сведены в таблице  2.2. 

   Таблица 2.2         Свойства пластовых флюидов

 

Параметр	Пласт
	БВ8
Давление насыщения пластовой нефти газом при tпл ;           pнас ; Мпа.	8,05
Газонасыщенность пластовой  нефти   Гом ; м3/т	45
Содержание метана в  газе однократного разгозирования пластовой  нефти в ст. усл.     ум ; %	49,8
Содержание азота в  газе однократного разгозирования пластовой нефти в ст. усл.     уа ; %	7,75
Относительная плотность  дегазированной нефти          нд ; кг/м3	793
Плотность выделившегося  газа  г ; кг/м3	1,65
Коэффициент растворимости газа в воде         aг ; м3 /(м3 Мпа)	0,15
Объёмный коэффициент  теплового расширения воды при Тст=293 К         aв(Тст) ;        1/К	1,8  10-4
Коэффициент сжимаемости  пресной воды при Тст=293 К        вв(Тст) ;  1/Мпа	4,7  10-4
Плотность нефти,   , кг/м3	746
Вязкость пластовой  нефти,   , мПа.с	1,115
Объемный коэффициент, b	1,273
Коэффициент усадки нефти, u, %	0,800/0,820
Содержание серы. % Весовой	1,0
Содержание смол, % Весовой	5,1
Содержание парафина, % Весовой	3,3
Газосодержание, G, м3/м3	97
Содержание % молярной Концентрации
- этана	6,750
- пропана	11,730
- бутана	6.310
Плотность воды, рв, кг/м3	1019
Минерализация,    C! ; г/л	28,400

3. Расчётный  раздел 

 

       Проектирование, анализ и регулирование процесса  разработки нефтяных и газовых месторождений требует получение данных физических свойств добываемых компонентов, существенно зависящих от термобарических условий, при которых они находятся. Точные данные возможно полученные с помощью прямых замеров (исследование глубинных проб). В случае невозможности произвести прямой замер необходимо использовать косвенные методы (расчётный способ).

          Пользуясь данными таблицы “Физико-химические  свойства нефти, газа и воды  в пластовых условиях” рассматриваемого  месторождения рассчитать физические свойства нефти и пластовой воды при нормальных, стандартных и пластовых условиях. При расчётах использовать приведённые методики.     

 

 

 

 

 

 

 

 

          3.1  Расчёт физических свойств нефти

 

 

 

         3.1.1   Расчёт давления насыщения нефти газом при t<t_пл

Как правило, разработка, и эксплуатация нефтегазовых месторождений  связана с изменением температуры  в процессе подъёма продукции  по скважинам как вследствие теплообмена  с окружающими горными породами, так и вследствие работы отдельных элементов погружного оборудования, например, погружного электродвигателя в установке погружного центробежного электронасоса. Учитывание влияния температуры на давление насыщения (р_нас) позволяет существенно повысить точность расчета технологических процессов добычи нефти, особенно при решении оптимизационных задач.                                   

Расчёт давления насыщения в  зависимости от температуры              (рнас t) при постоянном количестве растворенного в нефти газа можно выполнить по формуле М.П. Штофа, Ю.Н. Белова и В.П. Прончука, если известно содержание в растворенном газе метана и азота:

 

                              t-t_пл

р_{нас t} = р_нас + ^{_________________________________}                                                                                                         (3.1)

                       9,157+           701,8       __

                                       Г_ом (у_м - 0,8у_а)

          где   р_нас - давление насыщения пластовой нефти газом при пластовой температуре t_пл, МПа; t - текущая температура, °С; Г_ом - газонасыщенность пластовой нефти, характеризующаяся отношением объема газа (приведенного к нормальным условиям), растворенного в нефти, к массе дегазированной нефти, м³/т; у_м, у_а - соответственно содержание метана и азота в газе однократного разгазирования пластовой нефти в стандартных условиях, доли единицы.

 

 

                                  15-35

р_{нас t} = 8,05 + ^{____________________________              _ _             =}     6 МПа                                                                                                    

                         9,157+              701,8       __             

                                          45 (49,8 - 0,8  7,75)

 

 

 

3.1.2 Расчет  вязкости дегазированной нефти при t =20 С

 

В практике добычи нефти встречаются  случаи отсутствия достаточной информации о некоторых свойствах нефти, например о вязкость. Для оценки вязкости нефти при 20° С и атмосферном  давлении можно использовать формулы  И.И. Дунюшкина:

 

                               0,658 ²_нд

         _{н 20}   = ₂₀   (                                             ^_)²            при 0,845< _нд<0,924 ;             

                               0,886 - ²_нд

                                                                                               (3.2)                                                                                         

                               0,456 ²_нд

_{н 20}   = ₂₀ (                                             ^_)²             при 0,78< _нд<0,845 ;

                                       0,833 - ²_нд

 

 

Где _{н 20} - относительная динамическая (по воде) вязкость дегазированной нефти при 20° и атмосферном давлении .Вязкость воды при 20° С и атмосферном давлении _{в 20} ⁼ 1 МПа с, _нд - относительная плотность дегазированной нефти.

 

В пласте же  0,78< _нд<0,845   ,тогда

 

                    0,456  (0,793) ²

_{н 20}   = 1 (                                             ^_)²        =   1,973 МПа с     

                    0,833 - (0,793) ²

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

          3.1.3  Расчет объемного коэффициента нефти

                    

          Определение объемного коэффициента нефти. При различных термобарических условиях необходимо не только для выполнения расчетов в процессе эксплуатации скважин, но также для расчетов запасов нефти. Точность вычисления объемного коэффициента нефти определяет и точность расчета её плотности при различных условиях.

Установлена тесная статистическая связь между газонасыщенностью нефти, определяемой при контактном однократном изотермическом разгазировании (при t =20 °С), и ее объемным коэффициентом b_н :