Отчет по практике на месторождении Акжар

Керосиновые дистилляты. Характеристика фракций, выкипающих от начала кипения до 280^оС, 320 ^оС, представлены в таблице 4.4.5, кн.III.

Керосиновый дистиллят (Г-27) отвечает требованиям технических  норм  на керосин тракторный высокооктановый - 49, выход на нефть 21,6%. Керосин нуждается  в выщелачивании. Дистиллят, выкипающий до 320 ^оС, имеет низкое октановое число -35 и не удовлетворяет требованиям ГОСТ на тракторный керосин. Фотометрические свойства керосиновых дистиллятов (высота некоптящего пламени 17,5 и 18мм) не соответствуют ГОСТу, из нефти не могут быть получены осветительные керосины.

 Керосиновые дистилляты (Г-25), отобранные в пределах 240 ^оС, 280 ^оС, 320 ^оС в количестве 5,8%,13,8%,23,4% обладают высоким октановым числом соответственно 57,2, 53,1, 425,4, низкой высотой некоптящего пламени -17,5мм, 16мм, 14мм. В дистиллятах практически отсутствует сера (следы).  Дистилляты, выкипающие в пределах 165-200^оС и 165-280^оС, отвечают требованиям ГОСТ на керосин тракторный высокооктановый, но  в связи с высокой кислотностью (19,6-22,7 мг КОН) нуждается в защелачивании. Из-за низкого значения высоты некоптящего пламени и высокой плотности (ρ₄²⁰ -0,8475 -0,8665 г/см³), керосины не удовлетворяют требованиям технических норм на осветительный керосин.

 По групповому углеводородному  составу в керосиновых фракциях (от165 до 300^оС) преобладают нафтеновые углеводороды (63-90%), содержание ароматических углеводородов составляет 5-17%, парафиновых 17-24% (прил.26, кн.3).

Дизельные топлива.  Дистилляты, отобранные до 350оС  (Г-27) имеют низкие цетановые числа в пределах 43-4, высокие значения вязкости при 20^оС 6,6-9,45 сСт, температуру застывания  -24-38 ^оС, что не отвечает требованиям ГОСТ на дизельное автотранспортное зимнее топливо, по этому они могут служить лишь компонентами  летнего дизельного топлива для быстроходных дизелей.  Выход топлива в пределах 36-41 %, считая на нефть (табл.4.4.6,кн.III).

 Дизельное топливо  (Г-25) характеризуется низким цетановым числом (38-41), низкой температурой застывания (от -50 до ниже -60^оС), очень низким содержанием серы  (0,01-0,02%) и высокой вязкостью (при 20^оС 8-10,32 сСт). Керосиновые дистилляты, выкипающие в пределах 165-2080^оС и 165-320^оС, обладают более низкими вязкостями, но цетановые числа ниже требований ГОСТа. Из нефти не могут быть получены топлива кондиционные арктические и зимние дизельные, а лишь их компоненты.

Все дизельные фракции  отличаются высокой кислотностью в  пределах 7,38-30,5 мг КОН на 100 мл топлива  и нуждаются в  защелачивании.

Мазут и остатки.  Характеристика остатков после отбора фракций 300 ^оС, 400 ^оС, 450 ^оС, 500 ^оС представлена  в таблице 4.4.7, кн.III.

 Сама нефть является  топочным мазутом марки Фс-5 с  вязкостью при 50 ^оС 4-4,75 сст и температурой застывания  -24 -26 ^оС. Из нефти получаются топочные мазуты марок 40, 100, 200 в количестве для проб из скважин Г-27 и Г-25 соответственно 49,3%-41,5%-34% и 69%-50,5%-44,2%. Содержание серы в мазутах 0,15-0,36%.

Остатки выше 500^оС обладают высокой плотностью при 20^оС  в пределах 0,9407-0,9427 г/см³, вязкостью при    50 ^оС - 284,3-373,7 сСт, застывают при температуре +12 +18 ^оС, содержание серы 0,4%.

Заключение

За период с 2001г. по 2008г. проведен большой объем работ по получению геолого-геофизической и геолого-промысловой информации.

Проведенные работы - сейсмическая съемка 3D, бурение 55 разведочных и оценочных скважин, результаты пробной эксплуатации, внесли существенные коррективы в представление о геологической и геодинамической модели месторождения Акжар.

Материалы сейсмики 3D, новые данные бурения, опробования и пробная эксплуатации скважин, полученные Компанией Алтиес Петролеум Интернэшнл Б.В.», позволили детализировать геологическое строение продуктивных горизонтов, уточнить границы развития залежей нефти, полнее изучить фильтрационно-ёмкостные свойства нефтяных горизонтов и добывные возможности пластов-коллекторов.

По результатам вновь  пробуренных скважин установлена  нефтеносность юго-западного крыла, широтного грабена, в меридиональном грабене установлены нефтяные горизонты в барремских и среднеюрских отложениях.

В 6-и скважинах отобран  керн и в 23 – боковые грунты. Анализы  керна по месторождению произведены  на 1100 образцах. Изучены свойства пластовых  вод нижнемеловых, среднеюрских, нижнеюрских  и триасовых отложений из 19 скважин,  нефти в поверхностных условиях по 102 пробам из 48 скважин, в пластовых  условиях – по 45 пробам из 17 скважин.

В результате по месторождению  подсчитанные вновь геологические  запасы нефти категории С₁ при сопоставлении с ранее утвержденными, показывают изменение в сторону увеличения на 6275 тыс.т (+33%), извлекаемые запасы увеличились на 1905 тыс.т (+37%).

Запасы нефти категории  С₂ на северном крыле структуры в объёме 6,6 млн.т. не подтвердились результатами новых пробуренных скважин.

Добыча нефти составила 643,42 тыс.т., что составляет 9,2% от извлекаемых запасов категории С₁.

В связи со сложным тектоническим  строением меридионального грабена, обусловленным наличием многочисленных сбросов, необходимо уточнить нефтеносность  каждого блока, где запасы подсчитаны по аналогии с изученными блоками, оконтурить залежи, изучить фильтрационно-емкостные  и гидродинамические свойства коллекторов  для каждого горизонта.

По степени изученности  каждого крыла проведена оценка запасов нефти по категориям С₁ и С₂.

Подсчитанные  начальные запасы нефти составили:

- категории С₁, геологические – 25149 тыс.т, извлекаемые – 7006 тыс.т;

- категории С₂, геологические – 4596 тыс.т, извлекаемые –972 тыс.т.

Запасы растворенного  в нефти газа равны:

- категории С₁, геологические – 86,0 млн.м³, извлекаемые –24,8млн.м³;

- категории С₂, геологические – 13,0 млн.м³, извлекаемые – 4,1 м³.