- •2.Краткая геологическая характеристика сеноманской залежи Ямбургского месторождения
- •2.1.Общие сведения о месторождении
- •2.1.1.Краткие сведения о геологическом изучении и истории открытия месторождения
- •2.1.2. Тектоника
- •2.1.3. Краткая литолого - стратиграфическая характеристика разреза.
- •Неокомские залежи.
- •3. Газоконденсатная характеристика Месторождения.
- •3.1 Физико-химическая характеристика стабильного конденсата Физико-химическая характеристика стабильного конденсата приведена в таблице 3.
- •3.2. Физико-химическая характеристика газа.
- •4.Состояние разработки ямбургского гкм.
- •5.Конструкция скважин ягкм
- •6.Технологический режим работы газовых скважин.
- •7. Исследование газовых скважин
- •7.1. Цели и задачи исследований пластов и скважин
- •Методика проведения испытания газовых скважин и способы обработки индикаторных кривых
- •1 Диафрагменный измеритель;
- •2 Породоуловитсль;
- •Газодинамические исследования на стационарном режиме в условиях ягкм
- •7.4. Исследовательские работы в скважинах
- •8. Подземный текущий и капитальный ремонт скважин
- •8.1 Оборудование для крс и прс
- •8.2 Выполнение работ по крс и прс
- •9. Общая характеристика производства
- •10. Характеристика изготовляемой продукции, исходного сырья и реагентов
- •10.1. Характеристика исходного сырья
- •10.2.Товарная добыча газа (млн.Куб.М) на 2003 год
- •10.3. Характеристика изготовляемой продукции
- •11. Описание технологического процесса и технологических схем с системой автоматизации
- •11.1. Добыча газа
- •11.2. Сбор газа
- •12. Отходы производства, сточные воды
- •13. Защита технологического оборудования от коррозии
- •14. Заключение
- •Литература
- •Список сокращений
3. Газоконденсатная характеристика Месторождения.
В декабре 1985 г. ГКЗ СССР утверждены запасы «сухого» и пластового газа и конденсата (С5+) по состоянию на 01.07.85г.(протокол № 9875).
На основе результатов исследований 23 объектов (7 залежей : БУ13, БУ36, БУ08, БУ1-28, БУ38, БУ19, БУ29) было установлено , что отвечают требованиям инструкции ГКЗ СССР только исследования 6 объектов , в скважинах 120 и 122 залежей БУ13 и БУ38 .
Потенциальное содержания углеводородов С5+ в пластовом газе в расчете на куб. м. газа сепарации находятся в пределе 140-167 г/м3. Утверждённая величина -150 г/м3 пластового газа .
Утверждённый коэффициент извлечения конденсата из недр равен 0, 68 (при 0, 1 МПа).
Молекулярная масса углеводородов С10Н22+ равна 216 , молекулярная доля газа сепарации в пластовом газе равна 0, 947 .
Состав сырого конденсата в % масс (при минус 10оС) следующий:
СН4-7, 63; С2Н6-4, 77; С3Н8-6, 93; С4Н10-6, 38; С5Н12+-74, 89; СО2; N2 .
Ряд нормальных алканов имеет протяженность с С5 по С20. На долю С5-8 приходится 56, 8% , сумма С5-16 равна 94, 9%.
3.1 Физико-химическая характеристика стабильного конденсата Физико-химическая характеристика стабильного конденсата приведена в таблице 3.
Таблица 3.1.
Физико-химическая характеристика стабильного конденсата.
Плотность, кг/ м3 |
0, 7585 |
Молекулярная масса |
120 |
Вязкость, м2/с*10-6 при 0оС |
1, 827 |
При 10оС |
1, 325 |
Содержание серы , % масс. |
0, 02 |
Содержание твердых парафинов, % масс. |
0, 20 |
Температура застывания , оС |
– 30 |
Температура помутнения , оС |
29 |
Начало кипения , оС |
53 |
10% об. Перегоняется при , оС |
80 |
50% об. Перегоняется при , оС |
153 |
90% об. Перегоняется при , оС |
255 |
Конец кипения , оС |
320 (98%) |
Остаток , % об. |
1 |
Таблица 3.2. Групповой углеводородный состав.
Температурные пределы отбора фракций, % |
Выход фракций, % масс. |
Групповой углеводородный состав, %масс |
||||
ароматические |
нафтеновые |
метановые |
||||
До 60 |
8, 90 |
- |
- |
100 |
||
60-95 |
18, 46 |
8, 40 |
29, 87 |
61, 78 |
||
95-122 |
22, 97 |
17, 08 |
48, 29 |
34, 68 |
||
122-150 |
11, 15 |
33, 15 |
27, 07 |
39, 78 |
||
150-200 |
13, 86 |
31, 46 |
19, 955 |
48, 59 |
||
200-250 |
14, 80 |
30, 12 |
14, 51 |
55, 37 |
||
250-300 |
6, 51 |
29, 33 |
70, 67 |
70, 67 |
||
Нк-200 |
|
20, 53 |
25, 30 |
54, 17 |
||