Подбор сепарационных установок и их применение на месторождений Узень

Глубокими    разведочными     скважинами     на   Узеньской   площади  вскрыта   мощная   толща   осадочных   отложений   мезо-кайнозойского  возраста. Максимальная   мощность  разреза  (около 2000  метров)  пройдено  скважинам   № 5  и  №  33. На  Узеньской  площади  в  1965  году   было   закончено  бурение  скважины №  53   глубиной   2200  метров,   изучение   керна   из   которого  позволило установить  в  разрезе  нижнеюрские  и  триасовые  отложения.

I.  Триасовая  система.

Отложения   уверенно   относимые   к  триасу   вскрыты  на  Узеньской  площади   лишь   в   скважине  №  53  в  кернах,  поднятых  с  глубины  2154-2120  метров,   были   определены   комплекс   пор  и   пыльцы,   которые  по  заключению палеонтолога ВНИТРИ Менышковой,   характерен для  среднего  и  верхнего   триаса.  В  порово-пыльцевом   комплексе:  пор  - 42-62 %   пыльцы  -37-56%.  Вскрытая  мощность  отложений   триаса  составляет  в  скважине № 5- 39  метров ,  в  скважине  №  53 - 58  метров.  Литологический   они  представлены   аргеллитом  микро прослойками  в  виде  тонкозернистого  песчаника  и  алевролита.

          II. Юрская  система.

        В  разреза  юрской  системы   выделяются 3  отдела:  нижнеюрский   отдел,  среднеюрский  отдел   и  верхняя  юра.

         1. Нижнеюрский отдел.

Нижнеюрские  отложения  представлены  песчаниками, алевролитами, глинами и аргеллитами. Песчаники  мелкозернистые,  а  также  алевролито-глинистые. Песчаники  и  алевролиты  плотно  сцементированы  кварцем  и  полевым  шпатом.  Глины  и  аргеллиты   представлены   аналогично   песчаником.  В разрезе  также  встречаются  обуглившийся  растительные  осадки.

2.  Среднеюрский  отдел.

Отложения  средней  юры  вскрыты в скважинах № 1,5, 42,  53,  57, 60. Большинство   3  яруса ,   однако   единая   точка   зрения   на  объемах этих подразделений отсутствует.  Сказанное в большей   степени   относятся к границе между байосским   и батским   ярусами. Положение яруса Оалена определяется  более достоверно  и однозначно. К отложениям этого яруса  относятся  мощная    песчано-гравилитовая толща, в которой в виде маломощных прослоев отмечаются пропластки  глин  и  алевролитов.

Байосскии  ярус  представлен  толщей  терригенных  пород,  песчано- алевролитового  и  глинистого  состава. 

Мощность этого  яруса  составляет  515-520  метров.

Отложения  представлены  песчано-алевролитовыми  породами,  разделенными  глинистыми  прослоями  и  пачками.

3. Верхняя  юра.

Верхнеюрские  отложения  в  пределах  Узеньской  площади  подразделяются  на  2  яруса:  келловейский  и  оксфордский.  Келловейский  ярус  представлен  преимущественно  глинистой  толщей  пород  мощность  110  метров. В  нижней   части имеется   чередование песчаников,  алевролитов и глин.

Породы   обогащены   растительной   органикой,   пропитаны   нефтью.   К этому  ярусу  приурочены  XIII и верхняя часть XIV горизонтов. Оксфордский  ярус  сложен  глинами,  мергелями,  мощностью  до  150  метров.Имеются  включения  растительной  органики.

     

 

1.3 Тектоника

Узеньская  структура  расположена  в  северной  приподнятой  части Жетыбай-Узеньской  тектонической  ступени,  приуроченной  к  северному  горизонту  Южно-Мангышлакского  прогиба.  Она  занимает  наиболее  высокое  структурное  положение  и  выделяется  своими  крупными  размерами. Узеньская  структура  на  севере  граничит  с   южно-восточной периклиналью,  от  соседнего  Тенгизского  поднятия. Узеньская  складка  соседствует  с  Карамандыбасской  структурой. Структура  Узень  относятся  к  типу  брахиантиклинальной.  Отношение  длины  оси  к  короткой  в  пределах изогипса  увеличивается до  411  метров. Узеньская  структура  протянулась  в направлении  с  востока  и  юго-востока   на  запад  и  северо-запад.   Ось  складки  изогнута.

          Одной  из  характерных  особенностей  Узеньской  складки  является  ее  слабая  дислоцированность разрывных нарушений.  На структурных картах, построенных  по XIII горизонтам  выделяется  пять  нарушений,  из  которых  два  являются  более  достоверным, чем остальные.    К  достоверным  нарушениям  относятся  два  нарушения  в районе  скв. 517, 668 (III-разрезающий ряд),  в районе  скв. 51, 62 (VI-А разрезающий ряд).

          К предполагаемым  нарушениям  - три  в  районе  скв. 82, 87 (между рядами IV-A и IV).  Первое  тектоническое  нарушение (считая  с востока  на  запад) северо-восточное  (III- ряд)  проводится  условное  между  скв.   1177 -1045. Оно  предполагается  на  основании несовпадения  линий  изотип.  Здесь  неясно  строение  складки  северо-восточного  крыла  структуры. Второе  дизъюнктивное  нарушения  (III-А ряд)  проводится  достаточно  обоснованно.  Для  прослеживания  этого  нарушения  были  построены  ряд  профилей  через  скв.  214, 228 и 514, 465.  Нарушение  хорошо  прослеживается  в  скв.  517   и   подтверждается    скважиной    668. В  этой  скважинах  выпадение  части  продуктивного  разреза  составляет  величину  около  35  м. В  разрезе  скв. 517  отсутствует  нижняя  часть  XIII горизонта  мощного 9 м., на северном крыле  складки, в  районе скв. 270-265,  и  на юге  от  района  скв. 1198-309,  нарушение  пока  ее  выявляется, возможно  потому, что  на  севере и  на  юге  от  района  скв. 517 и 668  амплитуда нарушения  уменьшается  и оно  затухает.

Эти  нарушения  являются  практически  первым, которые  установлены  по результатом  сопоставления  разрезов  ряд скважин. 

Сопоставление  структурных  карт  составленных  по  меловым  отложениям,   кровле XIII горизонта  и нижележащих  продуктивных  горизонтов,  показывает  полную  идентичность  форм  и  ориентированность  структур  по  различным  горизонтам  средней,  верхней  юры,  нижнего  и  верхнего  мела.  Это  обстоятельство  показывает,  что  основные  черты  строения  складки  с  глубиной  полностью  сохранятся.  Наряду  с этим  сопоставление  указанных  структурных  карт  указывает  на закономерность увеличения со  стратиграфической  глубиной  углов  падения  пластов  и  амплитуды  складки.

 

 

1.4 Расчлененность  эксплуатационных объектов и  толщин пластов 
        Свойства  и  состояние  углеводорода  зависит  от  их  состава,  давления  и   температуры.  В  залежах  они  могут  находиться  в  жидком  и  газообразном  состоянии  или в виде  газожидкостных  смесей.  В  процессе  разработки  залежей  в  пластах  и  при  подъеме  на  поверхность  давление и температура   непрерывно   меняются,   что   сопровождается  соответствующими изменениями  состава газовой  и  жидкой  фаз и переходом УВ при  различных  условиях,  и  учитывать их при подсчете запасов,  проектировании  и  регулировании  разработки  проектировании  эксплуатации  систем  сбора  и транспорта  нефти и газа.

Пластовые нефти XIII горизонта   месторождения  Узень обладают аномальными   свойствами,  которые  выражаются в следующем: 

- высокое содержание  в нефти  растворенного   парафина  и  асфальтеносмолистых   компонентов:

- температура  насыщения  нефти  парафином  равна или близка начальной пластовой  температуры:

- при снижения температуры  пласта ниже температуры насыщения  нефти парафином и разгазировании  нефти.   В пористой среде  пород пород-коллекторов  из  нефти выделяется в твердый осадок парафин.

Условия выделения из нефти парафина  при изменении  давления и газосодержания в первоначальных пластовых условиях отражает фазовая диаграмма 1. “жидкий раствор-твердое тело”.  Характеристика свойств пластовой нефти в таб.1.

 

 

                                                                            таблица 1.

№	Наименование	горизонт XIII
1.	Давление насыщения  нефти газом, мПа	8.3
2.	Газосодержание f , м3/т                                м3/м3	66,0 56.5
3.	Объемный коэффициент,  в	1,20
4.	Вязкость нефти  м, мПа   С	4,20
5.	Плотность нефти  pн, г/см3	0,777
6.	Темпер. насыщ. нефти парафином,  0С	58

 

Фазовая диаграмма 1. ”  жидкий  раствор   твердое тело” 

                                  для пластовой нефти.

 

Температура насыщения нефти

парафином,⁰С

            

Давления, мПа

 

С таким параметрами  как: давления насыщения нефти газом, газосодержание, объемный коэффициент, вязкость нефти, ее плотность, температура  насыщения нефти парафином. Кроме того, в таб.2 показаны средние параметры и состав разгазированной нефти, плотность и вязкость нефти, молекулярный вес, температура застывания нефти, фракционный состав и другие.

таблица  2

№	Параметры	горизонт XIII
1.	Плотность нефти, г/см3              (20 0С)	0,8589
2.	Вязкость нефти, х 106 м2/с   (50 0С)	16,5
3.	Молекулярный вес	309
4.	Температура застывания нефти, 0С	+31
5.	Темпер. насыщения нефти  парафином, 0С	51
6.	Содержание, масс %                                серы                                смолселикагелевых                                асфальтенов                                парафинов	0,18 13,30 3,30 18,60
7.	Фракционный состав  выход, об % До                                100 0 С                                     150  0 С                                     200 0 С                                     300 0 С	2 - 14 30

 

Растворенный в нефти газ-жирный, со значительным качеством углекислого газа и азота, состав и свойства газа выделившегося при однократном разгазировании нефти показаны в таб. 3

                                                                                             таблица  3

№	С о с т а в	горизонт XIII
1.	Плотность, г/г	1,26
2.	Метан	50,20
3.	Этан	19,80
4.	Пропан	16,79
5.	Изо-бутан	3,10
6.	Н-бутан	4,65
7.	Изо-Пентан	1,55
8.	Н-пентан	1,45
9.	Гексан	-
10.	Пентан+выше	-
11.	Углекислый газ	0,20
12.	Азот	2,26

 

Пластовые воды  XIII горизонта  однообразные хлоркальциевые, практически  бессульфатные рассолы с минерализацией 115 г/л. В  их  составе  преобладают  хлориды  натрия, кальция и магния. Содержание иода достигает 10,  брома -480 мг/л, Кроме того,  в  водах  присутствуют  рубидий, марганец, цинк, медь. Указанный химический состав и свойства пластовой воды показаны в таблице 4

                                                                                            

таблица 4

гори-	Вяз-кость	Плот-ность	Содержание ионов  мг/л                                                   мг-эвк/л						Общая минер.
зонт	мПа  С	кг/м3	CL-	SO4- -	HCO3-	Ca++	Mg++	N++K+	г/л
XIII	0,72	1,063	72193,15	2,120	1,57	8250,4	172,56	34116,59	115
			20333,61	0,044	0,026	412,52	141,88	1483,33