Состав и свойства пластового газа

Оренбургское нефтегазоконденсатное месторождение относится к уникальным месторождениям не только по запасам газа, но и по наличию в газе таких дорогих составляющих, как конденсат (76,3 г/м³), гелий (0,06 % об.), а также азот и сероводород.

Добываемый газ ОНГКМ содержит предельные углеводороды – метан (СН₄), этан (С₂Н₆), пропан (С₃Н₈), бутан (С₄Н₁₀) и растворенные в этих углеводородах С_5+в - тяжелые углеводороды. Наличие всех этих составляющих и предопределило строительство Оренбургского газоперерабатывающего завода, на котором при очистке газа получают серу, азот и другие компоненты, необходимые в народно-хозяйственных отраслях страны. Позже введен в эксплуатацию и гелиевый завод.

Газы, добываемые на ОНГКМ, состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Характерной особенностью данного месторождения, являются условия залегания пластового газа с неравномерностью пространственного распределения углеводородных компонентов. В настоящее время выявлено отличие объектов по содержанию конденсата:

- I объект – 64 г/м³;

- II и III объекты – 72 г/м³.

По свойствам наиболее токсичным компонентом является сероводород (H₂S). Содержание его в природном газе 1,52 % об. Это бесцветный газ с запа-хом тухлых яиц, при попадании в организм человека действует на дыхательную и нервную системы, как нервно – паралитический яд. По действию на газовое оборудование являются высоко коррозирующим веществом. Предельно допу-стимая концентрация в рабочей зоне - 10 мг/м³, а в смеси с углеводородами - 3 мг/м³.

Рассматривая исходный состав газа по зонам ОНГКМ получаем, что наименьшее содержание Н₂S – от 1,46 до 1,48 % объёмных отмечается в запа-дной части месторождения, дренируемой скважинами УКПГ-14 и УКПГ-15.

В зоне дренируемой скважинами УКПГ-14 содержание следующих компонентов составляет:

- H₂S – от 1,46 до 1,68 % об.;

- СО₂ – от 0,52 до 0,62 % об.;

- N₂ – от 5,34 до 5,83 % об.

Начальное содержание высококипящих углеводородов С₅Н_12+В в пластовом газе по всем УКПГ, кроме УКПГ-10 принято как одинаковое и равное 76 г/м³.

Давление начала конденсации равно начальному Р_пл= 20,6 МПа.

Пластовая температура 31°С.

Температура газа, поступающего на технологические установки от 0 до 10⁰С.

 

1.8 Общие сведения о водоносном бассейне, физико – химическая характеристика пластовых вод

Гидрологические условия района ОНГКМ определяются особенностями его геологического строения, среди которых важную роль играет наличие в разрезе мощной толщи соленосных отложений.

Эти соленосные отложения являются региональным экраном, который делит разрез на два изолированных друг от друга гидрологических этажа.

Верхний этаж включает подземные воды надсолевых, преимущественно терригенных отложений. К нижнему гидрологическому этажу приурочены пластовые воды подсолевых, в основном карбонатных отложений. Нижний гидрологический этаж представляет собой водонапорный бассейн, контролирующий основную разрабатываемую залежь.

Мощность водоносного бассейна составляет 500 м. Он простирается на восток примерно на 140 км до складчатого Урала, где водовмещающие породы нижней перми и карбона выходят на поверхность.

По фактическим данным на Оренбургском нефтегазоконденсатном месторождении в настоящее время наблюдаются следующие схемы обводнения:

- по тектоническим нарушениям или зонам повышенной трещиноватости подошвенная вода поднимается к забоям скважин и обводняет их;

- подъем по тем же каналам подошвенной воды и растекание ее к забоям скважин по простиранию пластов;

- обводнение скважин краевыми водами.

На месторождении водонапорный бассейн в гидрогеологическом отношении изучен до глубины 3470 м. Начальное пластовое давление на абсо-лютной отметке ГВК (-1750 м.) до начала разработки месторождения в среднем составляло 20,6 МПа. Большинство опробованных скважин характе-ризуются невысокими дебитами воды от 0,2 до 10 м³/сут. и от 10 до 50 м³/сут, при депрессии до от 10 до 12 МПа. В ряде случаев приток воды не получен, но на фоне общей невысокой водоносности встречаются более обводненные зоны от 50 до 141 м³/сут.

По химическому составу и физическим свойствам пластовые воды надсолевых, солевых и подсолевых отложений резко различаются между собой.

В верхнем (надсолевом) гидрогеологическом этаже наблюдается быстрое нарастание минерализации подземных вод с глубиной и последовательная смена пресных вод солеными и рассолами.

Пресные воды с минерализацией до 2 г/л и преобладанием в ионном составе гидрокарбонат-иона, кальция и магния развиты в терригенных породах только до глубины первых десятков метров.

Пластовые воды филиповского горизонта кунгурского яруса нижней Перми имеют плотность от 1,203 до 1,207 г/см³, минерализацию от 280 до 310 г/л и относятся к хлоркальциевому типу.

Пластовые воды продуктивных отложений среднего и верхнего карбона, ассельского, сакмарского и артинского ярусов нижней перми, имеют плотность в стандартных условиях от 1,160 до 1,180 г/см³, в среднем 1,170 г/см³, а в пластовых условиях средняя плотность составляет 1,150 г/см³. Вязкость воды в пластовых условиях 0,964 мПа∙с, объемный коэффициент 1,06.

Общая минерализация пластовых вод в среднем равна 260 г/л. В ионном составе доминируют хлор и натрий, причем хлора больше, чем натрия, коэффициент (rNа + rК): rСl = 0,72 - 0,84. Кальция (в мг-экв/л) в 2 - 4 раза больше, чем магния. Отношение: r[Сl-(Nа+К)]:rMg=3-5, следовательно, гидрохимический тип вод хлоркальциевый.

Пластовые воды характеризуются высоким содержанием сероводорода, от 750 до 2100 мг/л (в среднем 1420 мг/л). Железа в воде немного, от 0,8 до 4,0 мг/л (в среднем 2 мг/л). Хлорбромное отношение равно от 200 до 400 (в среднем 300).

Количество растворенного в воде газа (газосодержание пластовой воды) колеблется от 1,5 до 3,8 м³/м³ и в среднем равно 2,6 м³/м³. Состав водораство-ренных газов специфический. Характерным является высокое содержание кислых газов, сероводорода и двуокиси углерода. Среди углеводородных газов преобладает метан. Содержание тяжелых углеводородов составляет обычно от 2 до 3 %, азота от 5 до 10%.

По результатам химических анализов, выполненных на месторождении, определены основные гидрохимические показатели пластовых вод средне-каменноугольно-артинских отложений. Данные приведены в таблице 1.4.

 

Таблица 1.4 - Основные гидрохимические показатели пластовых вод

Показатели	Среднее значение	Пределы значений
К+		1406 - 2266
Nа+		60535 - 83073
Са2+		8559 - 16691
Мg2+		1361 - 4091
Се-		133453 - 153653
SО42-		645 - 1087
НСО3 + СО3		104 - 496
Общая минерализация		218 - 246
Плотность	1,156	1,146 - 1,166

1.9 Тип залежи, запасы газа и конденсата в зоне УКПГ – 14

Генеральный пересчет запасов газа Оренбургского месторождения произведен в 1995 году Оренбургским территориальным геологическим управлением и производственным объединением «Оренбурггазпром».

Утвержденные запасы составили:

- сырого газа – 1815 млрд.м³;

- сухого газа - 1781 млрд.м³;

- конденсата – 137,240 млн. т;

- извлекаемого конденсата – 96,736 млн. т;

- принятый коэффициент извлечения – 0,71.

Дренируемые запасы по УКПГ и по ОНГКМ в целом на протяжении ряда лет определяются двумя способами:

- как сумма удельных (объёмов) дренируемых запасов скважин;

- по зависимости приведенного средневзвешенного пластового давления в зоне от суммарного накопленного (объёма) отбора.

В первом и во втором случае расчет ведется по последнему прямолинейному участкам. По проведенным в настоящее время расчетам дренируемые запасы ОНГКМ оцениваются в интервале от 1471 млрд.м³ до 1595 млрд.м³.

В пределах зоны УКПГ – 14 газонасыщенными являются все отло-жения продуктивной толщи ОНГКМ.

УКПГ – 14 введена в эксплуатацию в 1978 г. с действующим фондом – 5 скважин.

На 01.10.2009 года эксплуатационный фонд составил 101 скважины, действующий – 101 скважины.

По состоянию на 01.01.2009 г. балансовые запасы газа составляли 167,9 млрд.м³., дренируемые запасы составляли 234,4 млрд.м³.