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 ФедерацииФедеральное государственное бюджетное образовательное учреждениевысшего образования«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»Кафедра «Разработка газовых и нефтегазоконденсатных месторождений»Курсовая работапо 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 , и 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	-