Файл: Курсовая работа по дисциплине Физика нефтяного и газового пласта на тему Расчет pvt свойств газа Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения.docx

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра «Разработка газовых и нефтегазоконденсатных месторождений»

Курсовая работа

по дисциплине «Физика нефтяного и газового пласта»

на тему «Расчет PVT свойств газа Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения»

Выполнил ст. гр. БГГ-19-01 А.С. Горбунов

Проверила к.т.н., доцент Е.Ф. Моисеева

Уфа, 2021

Введение

Полуостров Ямал является стратегическим нефтегазоносным регионом России. Разведанные и предварительно оцененные запасы газа здесь превышают 16,7 трлн куб. м. Бованенковское месторождение является крупнейшим на полуострове Ямал по разведанным запасам газа. Начальные запасы газа - 4,9 трлн. куб. м. Первоочередным объектом освоения являются сеноман-аптские залежи Бованенковского месторождения. Их разработка обеспечивается тремя газовыми промыслами: первый введен в эксплуатацию в 2012 году, второй - в 2014 году, третий - в 2018 году. [2]

Преодолевая тяжелые природно-климатические условия Ямала, «Газпром» сделал полуостров плацдармом для применения высокоэффективных и безопасных инновационных технологий, и технических решений. [2]

В частности, на Бованенковском месторождении впервые в России используется единая производственная инфраструктура для добычи газа из сеноманских (глубина залегания 520–700 м) и апт-альбских (глубина залегания 1200–2000 м) залежей. Такой подход дает значительную экономию средств на обустройство и повышает эффективность эксплуатации месторождения. Подготовка газа к транспорту осуществляется наиболее современным и экологически чистым методом низкотемпературной сепарации. [2]

В инженерной практике актуальной является задача определения PVT-свойств. Эти свойства используются при проектировании и мониторинге процесса разработки.

Знание PVT

свойств газа позволяют нам определить следующее:

Абсолютные запасы нефти, газа, конденсата;
Промышленные запасы нефти, газа, конденсата;
Проектирование разработки и гидродинамическое моделирование

1. Геолого-физическая характеристика залежей

Ямал - арктический полуостров на крайнем севере Западно-Сибирской низменности, последний подготовленный по запасам углеводородов стратегический резерв для развития газовой промышленности на территории России в первой половине XXI века. Суша, геологически недавно поднявшаяся со дна Карского моря и «геологически — вчера» освободившаяся от мощного ледового покрова эпохи последнего континентального оледенения. [1]

Изучение геологического строения и газонефтеносности недр Ямала началось с 1960—1961 гг. прошлого века, всего на несколько лет позже начала широкомасштабных геологоразведочных работ в северных районах Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

Бованенковское нефтегазоконденсатное месторождение находится в пределах Нурминского района Ямальской нефтегазоносной области и приурочено к Бованенковскому локальному поднятию, расположенному в центральной части одноименной структуры второго порядка — Бованенковского вала.

По кровле апта Бованенковский вал представляет собой вытянутую в северо-западном направлении брахиантиклинальную складку, которая по оконтуривающей изогипсе - 1600 м имеет размеры 80x30 км и амплитуду порядка 200 м. По кровле верхнеюрского отражающего горизонта на изогипсе - 3100 м размеры его составляют 70x26 км, амплитуда более 250 м. [1]

Бованенковское месторождение входит в состав крупнейшего в арктических районах Западной Сибири узла газонакопления в составе Бованенковского и двух супергигантских месторождений — Харасавэйского и Крузенштернского, расположенных соответственно в 75 и 35 км к северо-западу и западу от центра Бованенковского месторождения на побережье Карского моря. По запасам газа оно занимает четвертое место в мире — после месторождений Уренгойского, Ямбургского и Норт-Фиелд. [1]

Месторождение открыто в 1971 году скважиной первооткрывательницей 51, из которой при испытании сеноманской толщи был получен фонтан газа дебитом 650 тыс.

. В дальнейшем выявлена газоносность всего проницаемого разреза от кровли сеномана до низов юры (

), причем структурные ловушки заполнены газом практически до замка. Газовые залежи с минимальным содержанием тяжелого нафтенового конденсата локализованы в горизонтах

(сеноман),

(альб),

(апт) в сводовых ловушках, единых для всего месторождения. В нижележащих горизонтах

(апт),

(баррем),

(готерив) на двух куполах развиты самостоятельные газоконденсатные залежи, при этом на северном куполе значительная часть неокомских залежей являются пластовыми тектонически экранированными. Крупнейшие по запасам газоконденсатные скопления образовались в горизонтах

в прибрежно-морской части танопчинской свиты под протяженными покрышками. В интервале горизонтов

в ряде скважин при опробовании получены признаки нефти - в виде пленок и небольших водонефтяных притоков. Нефтяные оторочки, однако, непромышленного значения. [1]

В юрских отложениях самостоятельные газоконденсатные залежи открыты в горизонтах

. Все они имеют собственные газоводяные контакты. Строение юрских залежей весьма сложное - с тектоническими экранами и многочисленными литологическими и эпигенетическими экранами внутри полей газоносности. [1]

На месторождении пробурено 95 поисково-разведочных скважин, которые вскрыли отложения мезо-кайнозойского комплекса до палеозоя включительно на максимальную глубину 3700 м (скв. 201). Открыты залежи УВ в отложениях марресалинской (пласты ПК и ХМ), танопчинской (ТП), ахской (БЯ), малышевской (

). вымской (

) и джангодской (

) свит. Среди этих залежей отмечается определенная вертикальная зональность в распределении пластовых флюидов. Залежи в серии пластов

- газовые, а залежи серии пластов

- газоконденсатные. [1]

С 1988 г. начата подготовка месторождения к вводу в промышленную разработку. Ведется эксплуатационное бурение на газовые залежи, находящиеся в верхней части разреза.

В данной работе будет рассмотрена сеноманская залежь. Сеноманский газоносный комплекс залегает на глубинах 500-700 метров и представлен единой газовой залежью. Характерной особенностью сеноманской залежи является наличие значительных запасов газа, преимущественно, метанового состава с крайне низким содержанием тяжелых углеводородов. Продуктивные отложения представлены песчаниками. Пористость пород-коллекторов высокая – от 25 до 35%. Сеноманская залежь представляет собой залежь пластового типа.

Залежь характеризуется невысоким пластовым давлением, которое равно в среднем 6,7 МПа. Начальная пластовая температура составляет 16°С. Средний коэффициент проницаемости пласта равен 0,969

мкм². Сеноманские продуктивные отложения характеризуются высокими фильтрационными свойствами.

Приведем таблицу (1.1) геолого-физическую характеристику сеноманской залежи Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения (ГОСТ Р 53710—2009).

Таблица 1 - Геолого-физическую характеристику сеноманской залежи Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения


Параметры	Пласт 1 «ПК1»
1. Абсолютная отметка кровли (интервал изменения), м	519
2. Абсолютная отметка ВНК (интервал изменения), м	-
3. Абсолютная отметка ГВК (интервал изменения), м	670
4. Тип залежи	Газовая
5. Тип коллектора	Терригенный (песчаники)
6. Площадь нефтеносности,	-
7. Площадь газоносности,	1045,5
8. Средняя общая толщина, м	151
9. Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина, м	-
10. Средняя эффективная газонасыщенная толщина, м	72,9
11. Коэффициент песчанистости, единиц	-
12. Коэффициент расчлененности, единиц	-
13. Средний коэффициент проницаемости,	0,969
14. Средний коэффициент пористости, доли единиц	0,333
15. Средний коэффициент начальной нефтенасыщенности, единиц	-
16. Средний коэффициент начальной газонасыщенности, единиц	-
17. Начальная пластовая температура, °С	16
18 .Начальное пластовое давление, МПа	6,73
19. Давление насыщения нефти газом, МПа	-
20. Газовый фактор нефти, м/т	-
21. Давление начала конденсации, МПа	-
22. Потенциальное содержание стабильного конденсата в газе, см³/м³	-
23. Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м	-
24. Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м	-
25. Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	-
26. Объемный коэффициент нефти, единиц	-
27. Плотность воды в пластовых условиях, кг/м³	1013
28. Вязкость воды в пластовых условиях, мПа·с	0,8
29. Удельный коэффициент продуктивности, /(сут·МПа·м)	-
30. Коэффициент вытеснения нефти водой (газом), единиц	-