Дисc_Экмари_Суарес

1
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА
ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА
Факультет Разработки нефтяных и газовых месторождений
Кафедра Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений
Направление 21.04.01 Нефтегазовое дело
Специальность 21.04.01.06 Разработки и эксплуатации нефтяных
месторождений
Оценка «К защите»
________________ Заведующий кафедрой
_______________(И.Т. Мищенко)
«____»____________20__ г. «____»_____________2015 г.
__________________
(подпись секретаря ГАК)
МАГИСТЕРСКАЯ ДИССЕРТАЦИЯ
на тему «Расчет и анализ основных характеристик нефтей различной вязкости
некоторых месторождений Венесуэлы и бывшего СССР»
Научный руководитель
ПЗав. каф. д.т.н., Мищенко И.Т. _
____________________________________
(подпись)
Студент гр.__РНМ .1301 _______
Экмари Суарес________
____________________________________
( подпись )
____________________________________
( дата )

2
Министерство образования и науки Российской Федерации
Российский государственный университет нефти и газа
имени И.М. Губкина
Факультет Разработки нефтяных и газовых месторождений .
Кафедра Разработки и эксплуатации нефтяных месторождений .
Специальность РиЭНМ Группа 21.04.01.06 .
ЗАДАНИЕ
на дипломный проект
Студент __________________________Экмари Суарес_________________________________
(фамилия, имя, отчество)
Тема дипломного проекта:
Расчет и анализ основных характеристик нефтей различной вязкости некоторых
месторождений Венесуэлы и бывшего СССР .
Время выполнения проекта с 10.2014 по 05.2015 г.
Руководитель дипломного проекта Профессор, д. т. н., И.Т. Мищенко .
(фамилия, инициалы, должность, степень, место работы)
РГУ Нефти и газа Имени И. М. Губкина, кафедра, д. т.н. .
Тема дипломного проекта и руководитель утверждены
приказом № 336-у от «31» марта 2014 г.
Консультант по разделу ___________________________________________
Место выполнения проекта (работы): Российский Государственный Университет нефти и
газа Имени И. М. Губкина .
Заведующий
кафедрой Мищенко И. Т. «___» ____________ 20__ г.
Задание принял к исполнению «___» ______________ 20__ г.
_________________________
(подпись студента)

КАЛЕНДАРНЫЙ ГРАФИК РАБОТЫ ПО РАЗДЕЛАМ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА
№
п/п
Перечень
разделов проекта
Срок
выполнения
Отметки о
выполнении
1.
2.
3.
4.
5.
Общие сведения о месторождении
Геолого-физическая характеристика
месторождения
Расчетная часть
Подбор УЭЦН к скважине
Оформление диссертации работы
01.03.2015 –
03.03.2015
05.03.2015–
17.03.2015
18.03.2015–
12.04.2015
12.04.2015–
24.04.2015
25.04.2015–
01.05.2015
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Выполнено
Составлен «___» _____________________ 2015 г.
_________________________ _________________________
(Подпись руководителя) (Подпись студента)

АННОТАЦИЯ
Суарес Экмари, Расчет и анализ основных характеристик нефтей
различной вязкости некоторых месторождений Венесуэлы и бывшего СССР.
Дисесетация проекта, 2015-112с., 123 табл., 124 рис. Руководитель Мищенко
И. Т., професор, д.т.н., кафедра разработки и эксплуатации нефтяных
месторождений.
В данной работе рассмотрены основные свойства нефти и газа реальных
месторождений Республики Венесуэлы (Каробобо и Pirital месторождение) и
месторождений-аналогов (Усинское, Валены и Кохановкое месторождение
бывшего СССР) Pirital, Каробобо (ФПО) и бывшего СССР. Рассчитаны
основные свойства нефти и газа для всех месторождений при t=20o
C и
пластовой температуре. Рассматриваются методики расчета для высокой и
невысокой вязкости нефти нефтяных месторождений Венесуэлы.
Приведенный расчет показывает возможность изменения данной методики
без использования адаптационных коэффициентов.
Приведен расчет подбора УЭЦН по Каробобому месторождению

ОГЛАВЛЕНИЕ
ВВЕДЕНИЕ_________________________________________________________________________7
ОСНОВНЫЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ПРОВИНЦИИ В БОЛИВАРИАНСКОЙ РЕСПУБЛИКЕ
ВЕНЕСУЭЛА ______________________________________________________________________10
1.1. Крупнейшие нефтяные секторы Венесуэлы_____________________________________13
1.1.1. Сектор Бояка ____________________________________________________________13
1.1.2. Сектор Аякучо __________________________________________________________13
1.1.3. Сектор Карабобо_________________________________________________________14
1.1.4. Сектор Xунин ___________________________________________________________15
1.1.5. Месторождение Pirital ____________________________________________________17
1.2. Способы добычи нефти в Венесуэле __________________________________________20
ОСНОВНЫЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ПРОВИНЦИИ С НЕФТЬЮ ВЫСОКОЙ ВЯЗКОСТИ В
БЫВШЕМ CОВЕТСКОМ СОЮЗЕ ____________________________________________________24
2.1. Бывшая Украинская CСР (западная часть и Крымская область, бывшая Молдавская
СCР) 22
Рассмотрим некоторые месторождения с нефтями повышенной вязкости.________________24
2.1.1. Месторождение Кохановка __________________________________________________24
2.1.2. Месторождение Валены ____________________________________________________25
2.2. Некоторые месторождения Республики Казахстан ________________________________27
2.2.1. Месторождение Кара-Арна__________________________________________________28
2.2.2. Месторождение Тажигали___________________________________________________30
2.2.3. Месторождение Усинское ___________________________________________________31
МЕТОДИКА И. И. ДУНЮШКИНА И И.Т. МИЩЕНКО РАСЧЕТА ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ
НЕФТИ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ __________________________33
3.1.1 Изменение свойств нефти в процессе ее однократного разгазирования при 20 о
С _____34
3.1.2 Изменение свойств нефти в процессе ее однократного разгазирования при пластовой
температуре______________________________________________________________________35
3.2. Подбор нефтяных месторождений-аналог ______________________________________37
РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ОСНОВНЫХ СВОЙСТВ НЕФТЕЙ НЕКОТОРЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
__________________________________________________________________________________42
4.1. Месторждение Рirital _______________________________________________________42
4.1.1. Расчет основных свойств при t=20о
С ________________________________________42
4.1.2. Расчет основных свойств при =145о
С ____________________________________43
4.1.3. Исходные данные ________________________________________________________46
4.1.4. Результаты расчета процесса изменения свойств нефти в процессе ее однократного
разгазирования при 20О
С_________________________________________________________46
4.1.5. Расчет свойств нефти при tпл=145o
С ________________________________________50

6
4.2. Кохановка Месторждение ___________________________________________________57
4.2.1 Исходные данные ________________________________________________________57
4.2.2 Результаты расчета процесса изменеиия свойств нефти в процессе ее однократного
С_________________________________________________________57
4.2.3. Расчет свойств нефти при tпл=60О
С_________________________________________61
4.3.1. Валены Месторждение______________________________________________________68
4.3.1 Исходные данные ________________________________________________________68
4.3.2. Результаты расчета процесса изменеиия свойств нефти в процессе ее однократного
разгазирования при 20о
С _________________________________________________________68
4.3.3. Расчет свойств нефти при tпл=28о
С _________________________________________72
4.4. Усинское Месторждение ____________________________________________________79
4.4.1. Исходные данные ________________________________________________________79
4.4.2.. Результаты расчета процесса измениея свойств нефти в процессе ее однократного
С_________________________________________________________79
4.4.3. Расчет свойств нефти при tпл=24О
С_________________________________________83
4.5. Каробобо Месторждение ____________________________________________________89
4.5.1. Исходные данные ________________________________________________________89
1.2 Результаты расчета процесса изменения свойств нефти в процессе ее однократного
С_________________________________________________________89
4.5.3 Расчет свойств нефти при tпл=56,1О
С _______________________________________93
4.6. Подбор установки ЭЦН для эксплуатации скважины_____________________________99
4.7 Паспортные и скорректирование характеристики погружного центробежного
электронасосы___________________________________________________________________106
ЛИТЕРАТУРА ____________________________________________________________________110

ВВЕДЕНИЕ
Венесуэла и Россия- страны обладатели нефти и газа, обе находятся в
постоянных исследованиях и инновациях технологий в области разработки и
эксплуатации месторождений углеводородов. Между Венесуэлой и Россией
существует много соглашений двухстороннего сотрудничества в различных
областях, особенно в области энергетики с усилением двухсторонних связей.
Венесуэла обладает Нефтяным Поясом Ориноко (НПО). НПО является
крупнейшим в мире месторождением углеводородного сырья,
расположенном на юге штатов Гуарико, Анзоатеги и Монагас, которые
находятся в центральной и серево-восточной части страни. Российским
нефтяным консорциумом и венесуэльской госкомпанией “Петролеос де
Венесуэла” (PDVSA) создано совместное предприятие (СП «Петромиранда»)
по добыче нефти в бассейне реки Ориноко.
Основная проблема нефтедобычи в бассейне Ориноко - высокая
вязкость нефти. Тяжелая нефть отличается от обычных нефтей не только
повышенной плотностью, но и компонентным составом. Кроме
углеводородов, тяжелая нефть содержит нафтеновые кислоты,
сульфокислоты, простые и сложные эфиры, редкие цветные металлы в
кондиционных концентрациях.
Кроме того, в Венесуэле открыто нефтяное месторождение Pirital с
маловязкой нефтью.
Очевидно, эффективная разработка этих месторождений может быть
реализована только в том случае, когда имеется полная информация об
основных свойствах нефти и газа. Получение этой информации связано с
проведением большого количества экспериментальнных исследований при
рачничных термобарических условиях (РVT-исследования). Эти
исследования являются достаточно дорогостоящими.

8
В последнее время в нефтегазовом комплексе мира для оценки
основных свойств нефти и газа широкое применение получили различные
расчетные методы, одним из которых является метод РГУ нефти и газа
имнени И. М. Губкина [1], который и используется в данной работе.
Актуальность исследования
В условиях отсутствия достоверной и полной исходной информации по
свойствам нефтей и газов некоторых нефтяных месторождений Венесуэлы
актуальным становится анализ имеющейся информации, оценка её
достоверности и возможность расчета свойств при ограниченной исходной
информации.
Решение данной задачи возможно при наличии месторождения
аналогов, разрабатываемых в бывшем СССР. На основе анализа
разрабатываемых месторождений с высокой вязкостью нефти для
дальнейшей работы подобрано несколько месторождений-аналогов с
известными исходными свойствами нефти и газа.
Анализ полученных результатов позволяет оценить возможность
применения данной методики расчета для нефтяных месторождений
Венесуэлы, что существенно сократит материальные затраты.
Цель и задачи исследования
Основной целью работы является оценка возможности использование
полуэмпирической методики расчета основных свойств нефтей для
месторождений Нефтяного Пояса Ориноко (НПО), пластовые нефти которых
представлены нефтями высокой вязкости; методика РГУ нефти и газа
построена, в основном, на материалах нефтей невысокой вязкости.
Основными задачами работы являются:

9
1. Оценка возможности использования методики расчета для нефти
невысокой вязкости месторождения Pirital.
2. В условиях отсутствия данных по свойствам нефтей месторождений
НПО подбор месторождений-аналогов (по вязкости нефти) бывшего
СССР, для которых имеются экспериментальные исследования в
достаточном объеме и с широким диапазонам изменения этих свойств
в зависимости от давления и температуры.
3. Выполнение расчетов по месторождением аналогам, аналгиз
полученных результатов и их сравнение с фактическими данными по
имеющимся свойствам нефтей реальных месторождений Републики
Венесуэлы (НПО).
4. При необходимости нахождение адаптационных коэффициентов для
некоторых свойств нефтей высокой вязкости с целью повышения
точности их расчета.
5. Одной из задач является, связанная с расчетом распределения давления
как в обсадной колонне, так и в НКТ с учетом изменяющихся свойств
жидкой и газовой фаз в процессе движения продукции от забоя на
дневную поверхность, что является главным при выборе добывающего
обознования, например, установкп ЭЦН, УЭВН, УСШН и т.д.

10
ГЛАВА 1
ОСНОВНЫЕ НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ПРОВИНЦИИ В
БОЛИВАРИАНСКОЙ РЕСПУБЛИКЕ ВЕНЕСУЭЛА
Венесуэла - одна из стран с самыми большими резервами нефти в мире,
позиционируя её в качестве одного из крупнейших поставщиков нефти в США и
другие страны Латинской Америки и всего мира. Со временем Венесуэла стала
мировой державой не только по запасам углеводородов, но и по производству и
переработке углеводородногосырья набольшихкомплексах.
На территории Боливарианской Республики Венесуэла месторождения
углеводородов находятся в Нефтеносном Поясе Ориноко. Этот пояс шириной
до 90 и длиной более 600 км ограничен на юге р. Ориноко, по которой
проходит северная граница Гвианского щита, простирается по левому берегу
этой реки верх по течению от ее устья и является моноклинальным (угол
наклона 0,5-3° на север) бортом Восточно-Венесуэльского осадочного
бассейна. Нефтеносные пески здесь имеют пористость от 11 до 35%,
проницаемость от 70 до 6000 мД, эффективную нефтенасыщенную толщину
одного пласта от 4,5 до 40 м, но причисление этих нефтей к смолам,
гудронам или битумам не соответствуют действительности, поскольку нефть
существенно подвижна в пластовых условиях (давления 8,4 – 9,85 МПа и
более, температура 48-66 °С); при этом каждая, даже неглубокая (183-915 м)
типичная скважина, стабильно дает несколько десятков тонн нефти в сутки с
помощью штанговых глубинных насосов [1-2, 3, 4, 5].
Нефть насыщает песчаную толщу вниз по разрезу до водонефтяного
контакта (ВНК), глубина залегания которого контролируется дизъюнктивной
тектоникой; моноклиналь или гомоклиналь Оринокского нефтяного пояса
осложнена системой крупных вертикальных сбросов восток-северо-
восточного простирания и более молодой системой правосторонных сбросов

11
север-северо-западного простирания. Нефтенакопление имело место там, где
сбросы, идущие из докембрийского фундамента, рассекают толщу
флювиально-дельтовых песков. Вертикальные щиты имеют амплитуды
смещения до 61 м по кровле КФ. Плоскости этих продольных сбросов
волнистые и скошенные. Их падения в сторону Гвианского щита и
отсутствие утолщения осадочных пород на опущенных крыльях сбросов
свидетельствуют в пользу постседиментационных подвижек. Закартированы
горизонтальные дизъюнктивные смещения до 500 м и вертикальные до 12 м.
Сбросы достигают земной поверхности, так что многочисленные реки, речки
(притоки Ориноко) и элементы земного рельефа либо совпадают с линиями
сбросов, либо пересекают их, указывая тем самым, на действие нынешних
тектонических движений [6-9].
В нефтяном поясе Ориноко для добычи нефти выделены в направлении
с востока на запад четыре главных сектора--- Карабобо (раньше-Серро
Негро), Аякучо (раньше-Aмака), Xунин (раньше-Cуата) и Бояка (раньше -
Mачете)-см. рисунок 1, таблицу 1.
Подсчитанные геологические запасы нефти в секторе Карабобо равны
34 млрд м3
, Аякучо —35 млрд м3
, Xунин –80 млрд м3
и Бояка—39,9 [4].

12
Таблица 1: Характеристики нефтяного пояса Ориноко [8]
Характеристики Величина
Глубина 3000-4000 pies 914,4 – 1219,2 м
Пластовая температура 100-140 F 37.77 – 60 о
С
Содержание металлов
никель 11-150 ppm
ванадий 40-2000 ppm
Плотность 5000 - 10000кг/м3
Вязкость нефти
100 cPs- 140 F 0,1 Па.с- 60 o
C
5000 cPs - 100 F 5 Па.с - 37,778 o
C
Пористость 11 – 35 %
Нефтенасыщенность 42.5 – 85%
Проницаемость 70 – 6000 ( mД)
Содержание асфальтенов 10%
Воды 0.5 – 20%
Пластовые давления 5,52 – 11,03 МПа
Сера 2-8 %
Рисунок 1: Запасы месторождений ПНО (представлены в таблицах 2 и 3)

13
Таблица 2: Подсчитанные геологические запасы нефти в нефтяном поясе Ориноко [8]
Бояка Xунин Аякучо Карабобо Всего MMMBLS
POES MMMBLS
(тысячи миллионов баррелей)
489 557 87 227 1360
Подсчитанные геологические
запасы MMMBLS
1 15 6 15 37
Таблица 3: Величина запасов тяжелых нефтей и нефтяного ванадия в основных нефтедобывающих
районах «Пояса Ориноко» [9]
Район
Геологические
запасы, млрд. м3
Извлекаемые
запасы тяжелых
нефтей, млрд. м3
Сутоиная добыча
тяжелых нефтей,
м3
/сут
Извлекаемые
запасы ванадия,
тыс. т
Количество ванадия
в суточном объёме
добычи нефти, т
Бояка 39,9 9,0 3600
Xунин 80,1 17,7 55687 7080 22,3
Аякучо 35,1 7,6 15625 3040 6,2
Карабобо 39,6 7,5 18750 3000 7,5
Всего 194,7 41,8 90062 16720 36,0
1.1. Крупнейшие нефтяные секторы Венесуэлы
1.1.1. Сектор Бояка
Самый западный сектор Бояка содержит нефть на большой глубине.
Другие данные по этому сектору отсутствуют.
1.1.2. Сектор Аякучо
В северной части сектора Аякучо нефть тяжелая (959-1030 кг/м3
) и
вязкая (100 – 2100 мПа.с); она добывается на участках Арекуна, Бар и
Мелонес. Здесь, на далеком северном погружении моноклинали, нефтяные
залежи находятся на глубине 183-1220 м, пористость нефтяных песков, в
среднем, 32 %, проницаемость—10 Дарси. В залежах Арекуна и Бар среднее
пластовое давление 8,4 – 9,85 МПа, пластовая температура – от 54 до 66 °С.
Бурение скважин с призабойным длинным горизонтальным стволом началось

14
здесь в 1993 г., некоторые из таких скважин дают по 318 м3
/сут нефти и
более. Суммарная текущая нефтедобыча нефти из Арекуны, Бара и Мелонеса
– около 15900 м3
/сут. Южнее Аякучо-Бара разрабатывается участок Аякучо
площадью 657 км2
, дающий пока 6520 м3
/сут нефти, а когда пробурят новые
скважины, то нефтедобыча на ее “плато” достигнет 26235 м3
/сут.
Геологические запасы нефти в Аякучо оцениваются от 4135 до 4295 млн м3
, а
извлекаемые – от 413,5 млн м3
до 429,5 м3
(коэффициент нефтеотдачи равен
0,1). Нефть добывается из формации Офисина, сложенной песчаниками
непостоянной толщины и алевролитами. Глубина залегания нефти—от 610
до 915 м, пористость песчаников –от 30 до 35 %, проницаемость—от 1.10-11
до 2.10-11 м2
, газовый фактор равен 18 м3
/ м3
. Режим пласта описывается как
“режим расторенного газа в вязком растворе”; не применяя термина
“пенистая (пенообразная) нефть”, поскольку пена не образуется. При режиме
растворенного газа критическая газонасыщенность, при которой газ начинает
течь в виде непрерывной фазы, порядка 9-10 %. Газ выходит из раствора в
выде пузырьков, а не пены. Скважины—насосные, но насосы установлены не
на забое. У скважин призабойные горизонтальные стволы длиной от 500 до
900 м; скважины пробурены (по сетке 1 скважина на 80 или 90 га) со
специальных “покушек”, чтобы свести до минимума вредное экологическое
воздействие на окружающую природную среду [4].
1.1.3. Сектор Карабобо
В секторе Карабобо добывается тяжелая 1015 кг/м3
и вязкая от 2 Па.с
до 5 Па.с нефть из 793 скважин. Уже добыто более 16 млн м3
. Принята новая
сетка расположения скважин, при которой одна скважина приходится на 54
га и имеет призабойный горизонтальный ствол длиной около 915 м. Запасы
нефти Карабобо составляют 36,9 MMMBsl [6, 4] и их фактор нефтеотдачи
оценивают 20%.

15
Характеристики нефти сектора Карабоба приведены в таблице 4:
Таблица 4: Характеристики запасов нефти Карабоба
Глубина залеганиа
пласта
1000-3500 pies 6,096- 91,44 м
Толщиной песка 20-300 pies 6,09-91,44 м
Проницаемость 8420 мД
Пористость 31%
Пластовое давление 900-145psi 6,21-10 МПа
Пластовая температура 108-132 oF 42,22-55,55 °C
Вязкость пластовой
нефти
2000-10000 cSt a T=122 °F 2000-10000 мПа a T=50 °C
Воданасыщенность 0.16
Нефтенасыщенность 0.88
1.1.4. Сектор Xунин
Сектор Xунин находится на южном борту Восточно-Венесуэльского
осадочного бассейна, примерно в 315 км юго-восточнее Каракаса и дает
нефтедобычу 19080 м3
/сут. Здесь на площади 14500 км2
в 1979-1983 гг.
пробурено 162 скважини, которые охватили геологические запасы 80 млрд м3
нефти плотностью 934-1022 кг/м3
и сернистостью 3-4%. Недра Xунина
сложены породами возраста от палеозойского до кайнозойского. Они
перекрывают изверженные и метаморфические кристаллические породы
Гвианского докембрийского щита. Гравные скопления нефти с природным
газом разрабатываются в базальных песках формации Темблядор,
залегающих под формацей Офисина. С применением радиально-лучевой
закачки пара в пласт средний дебит одной скважины равен 25 м3
/сут, но,
когда изменили метод закачки пара, дебит каждой скважины увеличился, в
среднем, до 200 м3
/сут. В южном направлении нефтяные пески фориации
Офисина олигоцена залегают на все более и более древних горных породах, а
на крайнем юге эти базальные пески лежат на докембрийских породах
погребеноого северного склона Гвианского щита. Пористость базальных

16
песков 33-34%, толщина от 7,6 до 42 м и эффективная нефтенасыщенная
толщина-от 4,5 до 11 м. Уплотнение песка является главным механизмом
добычи нефти из очень рыхлых песков; а дололнительно увеличить
коэффициент нефтеотдачи от 0,04 до 0,12 можно за счет циклической
задачки пара в нефтяной песок. В 2001 г. здесь установлен мировой рекорд
по наклонному бурению долотом диаметром 311 мм, когда в течение 14
месяцев бурение проводили семью буровыми станками. Длина токого ствола
была равной 3622 м. В северной части сектора Xунин залегает нефть
плотностью 934-986 кг/м3
в маломощных песках со множеством различных
ВНК, а в южной части скважины имеют плохую продуктивность вследствие
того, что нефти с плотностью более 1015 кг/м3
и низкой пластовой
температурой, обусловленной меньшей глубиной [6, 2, 10].
Южнее сектора Xунин, в шт. Ансуатеги на площади Сан-Диего
Оринокского нефтяного пояса разрабатываются нефтяные залежи, где
средняя мощность продуктивной толщи песков равна 60 м. Продуктивность
скважин высокая и прослоев водоносных песков нет. Здесь пока 12
наклонных скважин (семь эксплуатацинных на расстоянии по 300 м друг от
друга и пять наблюдательных), пробуренных с “куста” с целью изучения
нефтедебитности и характера уплотнения третичных песков. Для Сан-Диего
характерно следующее: глубина до кровли нефтяной залежи 427 м ниже
уровня моря, пористость песков 34%, проницаемость 5,5 Дарси толщина слоя
нефти 107 м, пластовая температура 48°С, давление, геологические запасы
нефти 5,2 млрд м3
. Западнее площади Сан-Диего, в штате Гуарико имеется
похожая мощная нефтепродуктивная зона, но высокая плотность нефти,
равная в среднем 1014 кг/м3
, низкая пластовая температура и прослойки
водоносного песка уменьшают продуктивность этой зоны [2].
Характеристика добычи нефти в секторе Хунин приведена в таблице 5.

17
Таблица 5: Добыча нефти по проекту Хунин-6 в Венесуэле, тыс барр/сут. (млн т/г)
Объем добычи
2014 год 50 (2,9)
2016 год 100 (5,9)
2017 год 200 (11,8)
2018 и далее 450 (26,5)
Мощность апгрейдера 11,8 мдн т/г
Объем повышенного качества 9 млн т
Коэффициент извлекаемости (в среднем за 25 лет) 5,80%
Геологические ресурсы блока 195 млрд т
из них сертифицировано 19 млрд т
Балансовые запасы нефти 52,8 млрд барр (8,479 млрд т)
1.1.5. Месторождение Pirital
Pirital месторождение расположено в Восточной части Венесуэлы в
Monagas, 40 км. к западу от города Матурин (рисунок 2). Это месторождение
производит 240 000 STB/D и их OOIP оценивается в около 6,5 MMMSTB.
Изменение вертикального распределения жидкости является
месторождением с маловязкой нефтью, с высокой пластовой температурой и
свободной водой на разных уровнях.
По имеющимся данным месторождение характеризуется следующими
параметрами:
- Пластовое давление -неизвестно,
- Пластовое температура ,
- Давление насыщения нефти газом ,
- Плотность дегазированной нефти ⁄ ,
- Плотность газа ⁄ ,
- Содержание в газе азота Уа=0,00214,
- Содержание в газе метана Ум=0,9142.
- Газонасыщенность пластовой нефти ⁄ ,

18
Достоверность некоторых параметров вызывает сомнение. В частности,
газонасыщенность и давление насыщения при такой высокой
пластовой температуре .
Если принять температуру пласта , то в соответствии с
корреляционными зависимостями И. Т. Мищенко , полученными
для нефтяных месторождений бывшего СССР, которые записаны в
следующем виде:
При
; ⁄
(1.1)
При
, ⁄
(1.2)
Вытекает, что наиболее вероятным значением Гм является значение
⁄
Если использовать корреляционную зависимость И. Т. Мищенко и В.
О. Палия (взаимосвязь , записанную в виде:
При ⁄
, ( 1.3)
то плотность пластовой нефти получается равной
⁄ ( 1.4)
Таким образом, наиболее вероятным значением плотности пластовой
нефти является величина ⁄ .
Исходя из взаимосвязи давления насыщения Рнас с
газоннасыщенностью нефти , для нефтей бывшего СССР для давления
насыщения при газонасыщенностьи ⁄ наиболее вероятным
значением является .

19
Наиболее вероятным значением объемного коэффициента нефти
является величина:
, ( 1.5)
Где: - газонасыщенность пластовой нефти, ⁄ ,
Рассчитываем :
при ⁄ ( 1.6)
⁄
Таким образом,
Принимаем для месторождения Pirital следующие согласованные параметры:
- Пластовое температура ,
- Давление насыщение ,
- Плотность дегазированной нефти ⁄ ,
- Плотность пластовой нефти ⁄ ,
- Плотность газа ⁄ ,
- Объемный коэффициент нефти ,
- Содержание азота уа=0,0214,
- Содержание метана ум=0,9142.
- Газонасыщенность пластовой нефти ⁄ , ⁄ ,

20
Рисунок 2: Схема расположения месторождений Monagas
1.2. Способы добычи нефти в Венесуэле
Основным способом добычи нефти в Венесуэле является
механизированная добыча, которая реализуется, например, в секторе
Карабобо, с использованием следующей техники, приведенной на рисунке 3.
Рисунок 3: Распределение техники использованной в секторе Карабобо
История бурения добывающих скважин в секторе Карабобо:
Сначала в 1980-1988 г. было применено вертикальное бурение с
обычным закачиваниям скважин. В 1989-1996 году начали бурение с
горизонтальным окончанием и длинной скважин 500, 1200 и 1500 м, что
увеличинло коэффициент нефтеотдачи.

21
С 1997 года в разработке углеводородов участвуют транснациональные
компании: Еххон Mobil, Bristish Petroleum. С 2007 года была создана новая
экономическая модель для FPО, в соответствии с которой Создавались
предприятия (смешанные предприятия), которые действуют в блоке
Carabobo: ПетроМонагас и Нефтяная компания Синовенса. В этом году
произошло увеличение добычи нефти более, чем на 300%; получены более
высокие коэффициенты извлечения нефти, что видно из рисунка 4 [10].
Один из недостатков добычи нефти в Венесуэле является
обводненность продукции и особенно её химический состав, что видно их
таблицы 6.
Рисунок 4: Увеличение добыча нефти в 1980-2010 годах
Вода характеризуется следующими составом
Таблица 6: Состав пластовой воды месторождений
Состав Наименование
NaHCO3 Бикарбонат натрия
NaSO4 Сульфат натрия.
NaCL Хлорид натрия.
CaCl2x2H2O Обезвоженный хлорид кальция.
MgCl2x6H2O Гексагидрат хлорида магния.
Na2CO3 Карбонат натрия.

22
ГЛАВА 2
2.1. Бывшая Украинская CСР (западная часть и Крымская область,
бывшая Молдавская СCР)
Месторождения Западной Украины расположены в пределах Предкар-
патского краевого прогиба–нефтегазоносная провинция Восточные Карпаты.
Предкарпатский прогиб прослеживается в виде сравнительно узкой
полосы полосы северо-западного простирания и отделяет область Русской
платформы от складчатой области Восточных Карпат. Прогиб
подразделяется на внутреннюю и внешнюю зоны. На внутреннюю зону
прогиба надвинуты Оровский и Береговой надвиги антиклинальной зоны
Восточных Карпат. Месторождения приурочены в основном к внутренней
зоне прогиба (рис. 5) и имеют очень сложное строение [12].
Промышленная нефтеносность месторождений, расположенных во
внутренней зоне Предкарпатского прогиба приурочена к коллекторам
эоценолигоценового и мелового возрастов отложений. Нефтеносность этих
отложений имеет региональный характер и установлена от Покустских
Карпат до границы с Польской Республикой. Промышленная нефтеносность
меловых отложений доказана лишь для Битковского газо-нефтяного
месторождения.
Экспериментальные исследования физических свойств пластовых
нефтей месторождений Предкарпатья проводились до 1959 г. на «ртутной»
аппаратуре.

23
Рисунок 5: Схема расположения месторождений Западной Украины: а-Границы тектонических зон: I
-Волынско-Подольское окончание Русской платоформы; II-III- соответственно внешняя и
внутренняя зоны Предкарпатского прогиба; IV- Скибовая зона; б-Месторождения: 1 Коха
Месторождения Предкарпатья характеризуются высокой степенью
насыщенности нефти газом и близостью давления насыщения к пластовому
давлению. Нефти, как правило, легкие и маловязкие. Растворенные в нефтях
газы месторождений Западной Украины, в среднем на 75%, состоят из метана
со значителыным содержанием его гомологов. Содержание азота в газах
изменяется незначительно и редко превышает 1%. Но имеются также
месторождения с нефтью высокой вязкости.
В целом дегазированные нефти могут быть охарактеризованы как
малосернистые, высокопарафиновые. Содержание смол меняется в широких
пределах. Большое содержание парафина в нефтях Западной Украины
обусловливает высокую температуру насыщения их парафином. Например,
для Битковского месторождения по данным исследовании, выполненных в
ЦНИЛ г. Ивано-Франковск и ВНИИ, пластовые нефти, особенно в зонах
водо-нефтяного контакта, находятся на линии насыщения нефти парафином,
т.е. температура насыщения нефти парафином близка к пластовой
температуре или равна ей.

24
ИССЕДОВАНИЕ ПЛАСТОВЫХ НЕФТЕЙ ОСНОВНЫЕ
НЕФТЕГАЗОНОСНЫЕ ПРОВИНЦИИ С НЕФТЬЮ ВЫСОКОЙ
ВЯЗКОСТИ В БЫВШЕМ CОВЕТСКОМ СОЮЗЕ
месторождений Западной Украины проводилось в следующих орга
низациях: б. ЦНИЛ г. Борислав, Укр НИГРИ, ЦНИЛ г. Ивано-Франковск, ВН
ИИ.
Рассмотрим некоторые месторождения с нефтями повышенной
вязкости.
2.1.1. Месторождение Кохановка
Месторождение Кохановка находится в Яворовском районе Львовской
области. Открыто в 1958 г. В тектоническом отношении оно расположено в
пределах северо-западной части внешней зоны Предкарпатского прогиба.
Поднятие в нижнесарматских отложениях было названо Свидницким, а
нижне ортонских отложениях — Кохановским. В структурном отношении
месторождение по юрским отложениям иредставляет собой антиклинальную
складку северо-западного простирания. В юго-восточном направлении
складка погружается.
Северо-западная периклиналь ее уходит на территорию Польши. По
отложениям, залегающим выше юрских, строение месторождения
представляется в виде брахиантиклинальной складки северо западного
простирания, асимметричной: пологое западное (2°) и сравнительно крутое
восточное крыло. Северо-западная часть складки переходит в Лобачевское
поднятие на территории Польши.
На Кохановской площади выявлена нефтяная залежь, приуроченная к
эрозионным выступам известняков верхнеюрского возраста. Известняки,
содержащие нефть, — кавернозные и трещинные.
Пластовая нефть месторождения Кохановка имеет невысокие значения
давления насыщения и газового фактора, высокую плотность, очень высокую
вязкость. Основные свойства нефти представлены в таблице 7.

25
Таблица 7:Характеристика пластовой нефти месторожднния Кохановка
Рпл, МПА tпл, o
С Рнас, МПа G м3
/м3
G’ м3
/т b ⁄ , мПас
11,1 60 4,9 24,8 25 1,11 915 200 13,2 0.51
Растворенный в нефти газ в основном состоит из метана с очень малым
количеством углекислого газа и азота (см. таблицу 8).
Таблица 8:Характеристика маса месторождения Кохановка
CH4 C2H6 C3H8 CO2 N2 + редкие
98,37 0,1 0,6 0,03 0,9 1,24
Дегазированная нефть месторождения Кохановка тяжелая, смолистая
не содержит серы. Температура застывания нефти высокая.
2.1.2. Месторождение Валены
Месторождение Валены расположено в пойменной части левого
берега р. Прут к юго-западу от села Вален. Северо-западная периклиналь
месторождения расположена на территории Румынии. В тектоническом
отношении месторождение представляет собой куполовидную складку
субмеридионального простирания, асимметричную. По кровле известняка
в понтическом ярусе свод складки смещен в сторону крутого крыла на северо
-восток.
На месторождении Валены нефтеносность обнаружена на глубине от
430 до 455 м в отложениях среднего сармата. Нефтеносными являются
известняки горизонтов от S1 до S5.
Пластовая нефть месторождения, залегающая на небольшой глубине,
имеет невысокую пластовую температуру, низкое давление насыщения и

26
низкое газосодержание.
Плотность и вязкость пластовой нефти очень высокие. Свойства
пластовой нефти этого месторождения представлены в таблице 9.
Таблица 9: Характеристика пластовой нефти месторождения ВАЛЕНЫ
Рпл, МПА tпл, o
С Рнас, МПа G м3
/м3
G’ м3
/т b ⁄ , мПас
4,4 28 0,9 6.3 6.7 1.03 0.924 150 1.09 0.70
Растворенный в нефти сарматских отложений газ метановый, с незначи
тельным содержанием более тяжелых углеводородов и значительным количе
ством азота (таблица 10).
Таблица 10: Характеристики запасы ВАЛЕНЫ
CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 + высшие + 0.5 CO2 N2 + редкие ⁄
89.9 1.2 0.2 0.6 0.5 0.8 6.8 0.909
Дегазированная нефть месторождения Валены относиться к типу
тяжелых масляных нефтей, имеющих высокую вязкость. Нефть не содержит
бензиновых фракций, является смолистой, малосернистой, малопарафиновой
(таблица 11).
Таблица 11: Характеристика дегазированной нефти месторождение ВАЛЕНЫ
Плотность, г/см3
0.945
Содержание, % вес.
парафинов 0.3
серы 0.5
Асфальтенов 0.5
смол силикагелевых 11.8
Температура застывания, °С от-19 до 34
» начала кипения, °С 243

27
Фракционный состав, % (300 °С) 13
2.2. Некоторые месторождения Республики Казахстан
Нефтяные месторождения Западного Казахстана, рассматриваемые в
данном разделе, расположены в основном в пределах Урало-Эмбинской
нефтегазоносной области (рис. 6).
Рисунок 6: Схема расположения нефтяных месторождений Западного Казахстана: 1 Мартыши; 2 Камышитовое;
3 Танатар; 4 Доссор; 5 Макат; 6 Сагиз; 7 Исктае; 8 Алтыкуль; 9 Корсак; 10 Кулсары; 11 косчагыл; 12 Тюлюс; 13
Терень-Узюк; 14 тажигали; 15 Каратон; 16 Кара-Арна;
Особенностью геологического строения этой области является
развитие соляной тектоники, охватывающей самую верхнюю часть
палеозойских отложений и всю толщу мезо-кайнозоя. На этой
территории известно более 2000 соляных куполов, отчего она получила
название соляно-купольной зоны Прикаспийской низменности. В
тектоническом отношении она является зоной глубокого погружения. Здесь
развит очень мощный комплекс мезо-кайнозойских отложений. Куполы
Эмбы отличаются большими размерами и масси-вностыо. Склоны куполов
пологие: 20—30°, иногда 15°. Только на отдельных участках этих склонов
появляются крутые углы падения вплоть до вертикальны. Форма

28
куполов самая различная. Характерно обязательное наличие крупных
сбросовых нарушений в покрывающих отложениях.
Нефтеносность имеется по всему разрезу мезозоя от пермотриаса до
кампанского яруса верхнего мела. Болышинство месторождений
многопластовые. Все залежи небольших размеров, часто находятся на неболь
шой глубине Коллекторами нефти являются терригенные отложения.
Свойства нефтей исследовались в основном в ЦНИЛ объединения
Эмбанефть, ЦЛ Западно-Казахстанского геологического управления в г.
Гурьеве и в КазНИПИнефть вначале на ртутной аппаратуре, а с 1960 г. на
установках УИПН-2.
В пластовых условиях свойства нефтей меняются в широких пределах.
С глубиной, как правило, увеличивается содержание растворенного газа,
уменьшаются плотность и вязкость.
Ниже рассмотрены некоторые нефтяные месторождение Республики
Казахстан с нефтями различных свойств [12].
2.2.1. Месторождение Кара-Арна
Месторождение Кара-Арна расположено на побережье Каспийского
моря южнее месторождения Каратон. Открыто в 1956 г. Оно представляет
собой солянокупольную структуру с глубоко погруженным куполом
(1800 м), который в плане имеет эллиптическое очертание и увенчан в своде
еще двумя небольшими куполам. Надсолевой комплекс отложений имеет
два крыла: западное и восточное, разделенные грабеном меридионального
простирания. Каждое крыло разбито поперечными сбросами на северное и
южное поля.
На месторождении Кара-Арна выявлено несколько залежей
промышленного значения, из которых три основных находятся на южном
поле западного- крыла: аптская, нижнеальбская и сеноманская.
Две залежи имеются на северном поле западного крыла: аптская и

29
сеноманская. Одна залежь - верхнеальбская -на южном поле восточного крыа
Коллекторами нефти являются мелкозернистые пески и алевролиты с
прослойками глин. Коллекторские свойства хорошие: пористость составляет
20— 25%, проницаемость колеблется от 100 до 1000 мД.
Свойства пластовых нефтей определялись по пробам из горизонтов
западного крыла (как южного, так и северного полей), всего по 12
скважинам. Нефти всех горизонтов в пластовых условиях имеют низкое
газосодержание и высокую вязкость (таблица 12).
Таблица 12:Характеристики пластовых нефтей месторождение Кара-Арна
Горизонт
Рпл,
МПА
tпл, o
С
Рнас,
МПа
G м3
/м3
G’ м3
/т B ⁄
,
мПас
Южное поле
Сеноманский 4,9 35 - - - 1 6,8 144 6 -
Аптский 10,0 41 3,0 8,4 8,7 1,04 6,3 57,5 5,5 0,28
Нижнеальбский 9,1 38 2,4 6,2 6,4 1,03 6,5 71,5 5,5 0,26
Северное поле
Аптский 9,5 37 2,1 6 6,2 1,02 5,9 89 5,5 0,29
Растворенный в нефти газ премущественно метановый, с высоким
содержантем азота. Состав газа приведен средний для описанных выше гориз
онтов (таблица 13).
Таблица 13: Состав газаметополождения Кара-Арна
CH4 CO2 N2 + редкие
87.5 0.5 12 0.733
Дегазированные нефти по физико-химическим свойствам можно отнест
и к тяжелым, смолистым и очень вязким (таблица 14).

30
Таблица 14: Характеристики дегазированых нефтей
Южное поле Северное поле
Сеноманский
Горизонт
Аптский
Горизонт
Нижнеальбский
Горизонт
Аптский
Горизонт
Плотность, г/см3
0.954 0.964 0.964 0.964 0.965
Содержание, % вес., смол серно-
кислотных
37.6 36 37 37 36
Кислотное число, мг КОН7г 0.3 0.4 0.3 0.3 0.2
Вязкость, сП, при 30 °С 275.9 236.2 217.9 217.9 262.5
Фракционный состав, % до 300 °С 20.5 19.8 21.9 21.9 20
2.2.2. Месторождение Тажигали
Месторождение Тажигали расположено в прибрежной зоне
Каспийского моря, южнее месторождения Терень-Узюк. Тажигали —
солянокупольная структура. Она относится к группе структур с глубоко
залегающими соляными куполами. По данным сейсмической съемки,
ядро купола вытянуто почти в меридиональном направлении, асимметричное
: восточный склон более крутой, чем западный. В надсолевом комплексе
пород выделяются два крыла: западное и восточное, разделенные грабеном,
протянувшимся с севера на юг. Западное крыло приподнято относительно
восточного и представляет собой обширную моноклиналь с падением пород
на запад, восточное крыло — брахиантиклинальную складку северо-
восточного простирания с погружением пород «на запад и восток под
углами 1—2°.
Промышленная нефтеносность на месторождении установлена в пяти
горизонтах: на западном крыле в I и II альбских и среднеюрском горизонтах,
на восточном — в сеноманском и неокомском горизонтах. Альбские и средне
юрский горизонты литологически представлены переслаиванием тонко- и
мелкозернистых песков с прослоями глин; сеноманский и неокомский

31
горизонты — переслаиванием мелкозернистого песка с глинами и крепкими
тонкозернистыми песчаниками. Пористость коллекторов изменяется по
горизонтам незначительно и в среднем равна 29% проницаемость колеблется
от 200 (сеноманский горизонт) до 850 (неокомский горизонт ) мД.
Свойства пластовых нефтей определялись по всем пяти горизонтам;
нефти трех горизонтов в пластовых условиях имеют высокую плотность и
вязкость и содержат очень малое количество растворенного газа (таблица 15)
Таблица 15: Характеристики пластовых месторождения Тажигали
Горизонт
Рпл,
МПА
tпл, o
С
Рнас,
МПа
G м3
/м3
G’ м3
/т b
⁄
,
мПас
Альбский
3,7 23 - 2.1 2.3 - - 185 6.1 5
4,0 23 - 1.9 2.1 - - 115 6.4 5.4
Среднеюрский 10,9 39 6,4 28 32.7 1.1 0.813 4 8.1 8.2
Сеноманский 3,7 23 - 0.6 0.7 299.2 5.2 4.7
Неокомский 11,2 34 1,3 6.3 7.2 1.03 0.834 6.5 7.2 8
Попутный газ сренедюрского горизонта жирный—содержит 25,2 %
гомолосов метана (таблица 16).
Таблица 16: Состав газа среднеюрского горизонта месторождение Тажигали
CH4 C2H6 C3H8 C4H10 C5H12 + высшие + 0.5 CO2
N2 +
редкие
⁄
67.4 7 5.2 2.3 10.7 1.9 5.5 1.103
2.2.3. Месторождение Усинское
Усинское месторождение находится в Республике Коми в России.
Залежь разрабатывается как на естественном режиме, так и с применением

32
термических методов повышения нефтеотдачи пластов. Величина пластового
давления изменяется на различных участках от первоначального (14 МПа) до
5-6 МПа. Обводненность продукции скважин от 0 до 99%, дебиты скважин от
5 до 300 т/сут, кривизна скважин от практически вертикальных до 35-40
градусов отконения от вертикали. Перечисленные особенности
пермокарбоновой залежи создают необходимое для изучения и решения
поставленной проблемы разнообразие скважинных условий и свойств
откачиваемой продукции (таблица 17,18).
Таблица 17: Характеристики пластовой нефти Усинского месторождения
tпл, o
С Рнас, МПа Г м3
/м3
G’ м3
/т B ⁄ , мПас ⁄ ⁄ Рпл, МПа
23 7,6 22,4 22,15 1,061 942 710 964 0,931 13
Таблица 18: Состав газа среднеюрского горизонта Усинского месторождения
CH4 Остаток C7 + высшие CO2 N2 + редкие Другие
1,3 98,3 0,05 0,05 0,2
Далле в диссертации выполнены расчеты основных физико-
химических свойств нефтей и газов некоторых вышеприведенных
месторождений с нефтями по вышенной вязкости с целью оценки
возможности применения месторождений НПО в Венесуэле, которая
рассмотрела в главе 3.

33
ГЛАВА 3
МЕТОДИКА И. И. ДУНЮШКИНА И И.Т. МИЩЕНКО РАСЧЕТА
ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ НЕФТИ В ЗАВИСИМОСТИ ОТ
ДАВЛЕНИЯ И ТЕМПЕРАТУРЫ
Рассмотрим методику расчета отдельных физических свойств
нефти при различных давлениях и температурах, чтобы
рекомендовать её для расчетной оценку следующих свойств:
- Относительного объема выделившегося газа,
- Относительной (по воздуху) плотности газа выделившегося из
нефти газа,
- Газонасыщенности нефти,
- Относительной (по воздуху) плотности газа,оставшегося в
нефти,
- Обьемного коэффициента нефти,
- Плотности газонасыщенной нефти.
В качестве исходной информации для проведения расчетов
зависимостей необходимо использовать:
Рпл- пластовое довление, МПА,
tпл-пластувую температуру, o
С,
Рs-давление насыщения пластовой нефти газом при пластовой
температуре, МПа,
̅ - относительную (по воде) плотность дегазированной нефти при 20
о
С и атмосферном давлении,

34
Гм-газонасыщенность пластовой нефти, м3
/т (обьем газа приведен к 0о
С
и 0,101325 МПа), при разгазировании нефти при 20 о
С до атмосферного
давления,
Nа и N1- мольные концентрации, соответственно, азота и метана в
выделившемся из нефти газе, моль. доли.
3.1.1 Изменение свойств нефти в процессе ее однократного
разгазирования при 20 о
С
Методика построения расчетных зависимостей однократного
разгазирования нефти при 20С заключается в следующем:
3.1.1.1 Задаются рядом значений отношения давлений к давлению
насыщения, который рекомендуется принять, если нет каких-либо
специальных требований, таким:
. ( 3. 1)
3.1.1.2 Определяют функцию ШБП:
. ( 3. 2)
3.1.1.3 Определяют ряд давлений в соответствии с рекомендацией (3.1)
по уравнению
. ( 3.3)
3.1.1.4 Рассчитивают вспомогательные коэффициенты, зависящие от
давления:
. ( 3.4)
3.1.1.5 Рассчитывают вспомогательные коэффициенты, не зависящие от
давления:

35
̅ ̅ , ( 3.5)
̅ . ( 3. 6)
3.1.1.6 Расчет объема выделившегося газа :
. [м3/т] ( 3.7)
3.1.1.7 Расчет относительной плотности выделившегося газа ̅ :
̅ ̅ . ( 3. 8)
3.1.1.8 Газонасыщенность пластовой нефти :
[м3/т]. ( 3. 9)
3.1.1.9 Расчет относительнойплотности газа, остающегося в нефти в
растоворенном состояний ̅ :
̅ ̅ ̅ . ( 3. 10)
3.1.2 Изменение свойств нефти в процессе ее однократного
разгазирования при пластовой температуре
Методика построения расчетных зависимостей однократного
разгазирования нефти при пластовой температуре заключается в следующем:
3.1.2.1 Задаются рядом значений отношения давлений к давлению
насыщения, который рекомендуется принять, если нет каких-либо
специальных требований, таким:
. ( 3. 1)
3.1.2.2 Определяют ряд давлений в соответствии с рекомендацией (3.1)
по уравнению
( 3. 2)
3.1.2.3 Рассчительные вспомотывают коэффициенты, зависящие от
давления:
. ( 3..3)

36
3.1.2.4 Рассчительные вспомотывают коэффициенты, не зависящие от
давления:
̅ ̅ , ( 3.4)
̅ ̅ , ( 35)
, ( 3.6)
̅ . ( 3. 7)
{
( ̅ ) ̅
( ̅ ) ̅
( 3. 8)
3.1.2.5 Расчет объема выделившегося газа :
[ ] [м3/т] ( 3.9)
̅ ̅ ( 3. 10)
3.1.2.7 Газонасыщенность пластовой нефти :
. ( 3.11)
̅ ̅ ̅ . ( 3. 12)
3.1.2.9 Расчет безразмерного параметра :
( ̅ ) ̅ ̅ . ( 3.13)
3.1.2.10 Расчет обьемного коэффициента нефти :
̅ . ( 3. 14)
3.1.2.11 Расчет плотность газонасыщенной нефти ̅ :
̅
̅
̅ . ( 3.15)
По результатам расчета строятся таблицы (при t=20o
С и t=tпл), которые
служат для построения графических зависимостей.

37
Изложеная методика проверена при определенных исходных данных,
но проверки её адекватности для расчета свойств нефтей высокой вязкости
не выполнялось.
В частности, необходимо оценить возможность применения этиго
методов не только для расчета нефтей высокой вязкости, что представляет
интерес для месторождений нефтяного Пояса Ориноко (Венесуэла), но и для
нефтей с низкой газонасыщенностю, с низким давлением насыщения и
повышенной вязкостью нефти.
Проблема осложняется тем, что для основных нефтяных
месторождений Венесуэлы свойства нефтей и газов в фукнции давления и
температуры недоступны для широкого использования в силу отсутствия
публикации этих материалов.
Именно поэтому в дальнейшей работе проводится анализ результатов
расчетов по вышеизложенной методикем для некоторых нефтяных
месторождений бывшего СССР [13], для которых имеется достаточная
информация и которые могут служить в качестве месторождений-аналогов.
Из всей совокупности разрабатываемых нефтяных месторождений бывшего
СССР выбраны те, которые в определенной степени соответствуют
нефтяным месторождением НПО.
3.2. Подбор нефтяных месторождений-аналог
К нефтяным месторождениям с повышенной вязкостю нефти в пластовых
условиях будем относить те, у которых вязкость превышает 30 мПас. В
соответствии с [13] месторождения с следующие:

38
1. Ленсюское-Коми Республикая: , , ,
⁄ , ⁄ ;
2. Чермозское-Пермская область: , , ,
⁄ , ⁄ ;
3. Сивинское-Перская область: , , ,
⁄ , ⁄ ;
4. Киенгопское-Удмуртия: , , ,
⁄ , ⁄ ;
5. Мишкинское-Удмуртия: , , ,
⁄ , ⁄ ;
6. Гремихинское-Удмуртия: , ,
, ⁄ , ⁄ ;
7. Москудьинское-Пермская область: , ,
, ⁄ , ⁄ ;
8. Черемшанское-Татарстан: , , ,
⁄ , ⁄ ;
9. Верхне-Уратьминское-Татарстан: , , ,
⁄ , ⁄ ;
10. Озерное-Татарстан: , , , ⁄ ,
⁄ ;
11. Радаевское-Куйбышевская область: , ,
, ⁄ , ⁄ ;

39
12. Жирновск-Бахметьевка-Волгоградская область: , ,
, ⁄ , ⁄ ;
13. Танатар-Казахстан: , , ,
⁄ , ⁄ ;
14. Терень-Узюк-Казахстан: , , ,
⁄ , ⁄ ;
15.Кара-Арна-Казахстан:
Сеноман: , , , ⁄ ,
⁄ ;
Аптский: , , , ⁄ ,
⁄ ;
Нижнеальбский: , , , ⁄ ,
⁄ ;
16. Усинское-Коми Республика (пермо-карбон): , ,
, ⁄ , ⁄ ;
17. Ярегское-Коми Республика: , ,
, ⁄ , ⁄ ;
18. Кохановка-Львовская область: , , ,
⁄ , ⁄ ;
19. Валены-Украна: , , , ⁄ ,
⁄ ;
20.Тажигали-Казахстан:

40
I альбский: , , ⁄ , ⁄ ;
II альбский: , , ⁄ , ⁄ ;
Сеноман: , , ⁄ , ⁄ ;
Таким образом, отобрано 24 объекта с нефтяным повышенной вязкости:
- 16 объектов- с вязкостью нефти в пластовых условиях от 30 до
74,2мПас,
- 8 объектов- с вязкостью нефти в пластовых условиях от (500-22500)
мПас.
Для дальнейшего анализа использовали данные по следующим
месторождениям: Валены, Кохановка и Усинское, которые представлены в
таблице 19:
Таблица 19: Основные свойства нефтей и газов
Параметри
Месторождение
Валены Кохановка Усинское (пермо-карбон)
4,4 11,1 13
28 60 24
0,9 4,9 7
⁄ 6,7 25 22
1,03 1,1 -
⁄ 924 915 931
150 300 500
89,9 98,37 50,3
6,8 0,9 3,4
⁄ 0,909 1,24 1,017
⁄ 945 992 962
- - 1520
- 300 -
В следующей главе представлены результаты расчета основных
свойств нефтей, во первых, месторождение Pirital, которое отличается по

41
свойствам нефти от преобладающего количества нефтяных месторождений
Венесуэлы, а также результаты расчета основных свойств нефти
месторождений-аналогов бывшего СССР и, во вторых, результатов расчета
нефти месторождение Карабобо.

42
ГЛАВА 4
РЕЗУЛЬТАТЫ РАСЧЕТА ОСНОВНЫХ СВОЙСТВ НЕФТЕЙ
НЕКОТОРЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
4.1. Месторждение Рirital
4.1.1. Расчет основных свойств при t=20о
С
Коэффициент :
,
.
Давление насыщения :
,
.
Матрица :
.
Матрица давлений :
,
{ }.
Расчет коэффициентов :
,
{ }
Расчет коэффициентов и :
̅ ̅ ,
.
̅ ,
.

43
Расчет объема выделившегося газа :
[м3/т],
{ }.
Расчет относительной плотности выделившегося газа ̅ :
̅ ̅ ,
̅ { }.
Газонасыщенность пластовой нефти :
[м3/т],
{ }.
Расчет относительной плотности газа, оставшегося в нефти в растоворенном
состоянии ̅ :
̅ ̅ ̅ ,
̅ { }.
Расчет безразмерногопараметра :
( ̅ ) ̅ ̅ ̅ ,
{ }.
Расчет объемного коэффициента нефти :
̅ ,
{ }.
Расчет плотности газонасыщенной нефти ̅ :
̅
̅
̅ ,
̅ { }.
4.1.2. Расчет основных свойств при =145о
С
Матрица :
.
Расчет коэффициентов :
,
{ }.

44
Расчет коэффициентов , , , и :
̅ ̅ ,
.
̅ ̅ ,
.
,
.
̅ ,
.
{
( ̅ ) ̅
( ̅ ) ̅
Расчет объема выделившегося газа :
[ ] [м3/т],
{ }.
̅ ̅ ,
̅ { } .
Газонасыщенность пластовой нефти :
,
{ }.
̅ ̅ ̅ ,
̅ { }.

45
Расчет безразмерного параметра :
( ̅ ) ̅ ̅ ,
{ }.
Расчет объемного коэффициента нефти :
̅ ,
{ }.
Расчет плотности газонасыщенной нефти ̅ :
̅
̅
̅ ,
̅ { }.
Точно таким же образом рассчитывается изменение свойств нефти в
процессе ее однократного разгазирования при =20о
С и для остальных
месторождений.
Далее представлены расчетные зависимости основных свойств нефти
месторождения Pirital при и , которые могут быть
рекомендаваны для практического месторождения.
В условиях месторождений, когда недостоточно количества исходных
данных для месторождений типа месторождение Pirital, можно использовать
вышеприведенную расчетную методику, базирующуюся на методике РГУ
нефти и газа имени И.М Губкина и исследованиях професора Мищенко И. Т.

46
4.1.3. Исходные данные
Таблица 20: Исходные данные Пиритальского месторождения
, , МПа ̅ ⁄ ̅ , ⁄
Азот, Метан,
145 10 1,0945 1,1152 885 0,885 35,6 0,00214 0,9142
4.1.4. Результаты расчета процесса изменения свойств нефти в процессе ее однократного разгазирования при 20О
С
Таблица 21: Результаты расчета основных параметров для условий при 20О
С
1 21,6041 5,9364 1,00 -0,2357 0 0 5,94 -154,4940 0,7347 35,6000 1,1152 2,4868 1,0802 0,8613
2 0,75 -0,0704 3,0573 4,45 0,7251 32,5427 1,1519 2,5111 1,0747 0,8634
3 0,50 -0,1697 7,2249 2,97 0,7209 28,3751 1,2156 2,5582 1,0670 0,8664
4 0,25 -0,3395 13,9665 1,48 0,7391 21,6335 1,3580 2,6744 1,0540 0,8716
5 0,10 -0,5638 22,1363 0,59 0,8125 13,4637 1,6130 2,8997 1,0367 0,8776
6 0,05 -0,7336 27,7553 0,30 0,9051 7,8447 1,8585 3,1266 1,0231 0,8813
7 0,02 -1,0000 35,6000 0,10 1,1152 0 2,4131 3,6616 0,9999 0,8851
Графические зависимости рассчитанных свойств представлены на рисунках 7-12.

47
Рисунок 7: Плотность выделившегося газа при t=20 о
C (Pirital Месторождение)
Рисунок 8: Плотность газа в растворенном состоянии t=20 о
Рисунок 9: Плотность газанасыщенной нефти при t=20 о
С (Pirital Месторождение)
Рисунок 10: Объем выделившегося газа при t=20 о
y = -0,088ln(x) + 0,8309
R² = 0,8454
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
0 2 4 6 8
𝜌̅г
Р, МПа
Плотность выделившегося газа при t=20 оC
y = -0,305ln(x) + 1,5635
R² = 0,9568
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
0 2 4 6 8
𝜌̅гр
Р, МПа
Плотность газа в растворенномсостоянии t=20 оC
y = -0,006ln(x) + 0,873
R² = 0,9828
0,860
0,865
0,870
0,875
0,880
0,885
0,890
0 2 4 6 8
𝜌̅нг
Р, МПа
Плотность газанасыщенной нефти при t=20 оC

48
Рисунок 11: Газонасыщенность пластовой нефти при t=20 о
Рисунок 12: Объемный коэффициент нефти при t=20 о
y = -8,788ln(x) + 16,579
R² = 0,9958
0,0000
10,0000
20,0000
30,0000
40,0000
0 2 4 6 8G,м3/т
Р, МПа
Объем выделившегосягаза при t=20 оC
y = 8,7882ln(x) + 19,021
R² = 0,9958
-10,0000
0,0000
10,0000
20,0000
30,0000
40,0000
0 2 4 6 8
Г,м3/м3
Р, МПа
Газонасыщенность пластовой нефти при t=20 оC
y = 0,0195ln(x) + 1,046
R² = 0,9994
0,9800
1,0000
1,0200
1,0400
1,0600
1,0800
1,1000
0 1 2 3 4 5 6 7
bн
Р, МПа
Объем коэффициент нефти при t=20 оC

49
Графические иллюстрации изменения физико-химических свойств нефти Пиритальского
месторождения при 20о
С в зависимости от давления представлены на рис. 13 и 14.
Рисунок 13: Зависимости измения основных свойств нефти пиритальского месторождения от давления при t=
20о
C
Рисунок 14: Зависимости измения основных свойств нефти Пиритаолского месторождения от давления при t= 20 о
C
0,8600
0,8650
0,8700
0,8750
0,8800
0,8850
0,8900
0,0000
0,5000
1,0000
1,5000
2,0000
2,5000
3,0000
0 1 2 3 4 5 6 7
𝜌 нг
𝜌 г
𝜌 гр
Р, МПа
Зависимости измения основных свойств нефти Пиритолькосго
месторождения от давления при 20 оC
𝜌 г 𝜌 гр 𝜌 нг
0,9800
1,0000
1,0200
1,0400
1,0600
1,0800
1,1000
0,0000
10,0000
20,0000
30,0000
40,0000
0 1 2 3 4 5 6 7
bнГм
Go
Р, МПа
Зависимости измения основных свойств нефти Пиритолькосго
Go Гм bн

50
4.1.5. Расчет свойств нефти при tпл=145o
С
Таблица 22: Результаты расчета основных параметров для условий при 145о
С
1 1 10 0 -0,71999145 1,690026 1,675 -154,494 0,00076433 0,0000 1,2306 60,1649 1,8680 2,6269 1,1779 0,8350
2 0,75 7,5 -0,0624 6,2955 1,2158 53,8694 1,9442 2,6445 1,1707 0,8380
3 0,5 5 -0,15051 14,5944 1,2074 45,5705 2,0795 2,6883 1,1611 0,8427
4 0,25 2,5 -0,3010 27,2261 1,2264 32,9388 2,3982 2,8224 1,1462 0,8503
5 0,1 1 -0,5 40,9120 1,3164 19,2529 3,0401 3,1478 1,1290 0,8547
6 0,05 0,5 -0,6505 48,9864 1,4334 11,1785 3,7722 3,5565 1,1176 0,8574
7 0,01 0,1 -1 60,1649 1,8680 0,0000 4,7835 4,1192 1,0955 0,8596

51
Рисунок 15:Плотность выделившегося газа при t=145 о
Рисунок 16:Плотность газа в растворенном сстоянии при t=145о
Рисунок 17: Плотность газанасыщенной нефти при t=145о
y = -0,132ln(x) + 1,4292
R² = 0,828
0
0,5
1
1,5
2
0 2 4 6 8 10 12
𝜌̅г
Р, МПа
y = -0,656ln(x) + 3,2013
R² = 0,9826
0
1
2
3
4
5
6
0 2 4 6 8 10 12
𝜌̅гр
Р, МПа
Плотность газа в растворенном сстоянии при t=145оC
y = -0,0025x + 0,8578
R² = 0,9661
0,83
0,835
0,84
0,845
0,85
0,855
0,86
0,865
0 2 4 6 8 10 12
𝜌̅нг
Р, МПа
Плотность газанасыщенной нефти при t=145оC

52
Рисунок 18: Объем выделившегося газа при t=145 о
Рисунок 19: Газонасыщенность пластовой нефти при t=145 о
Рисунок 20:Объем коэффициент нефти при t=145 о
y = -13,38ln(x) + 35,668
R² = 0,9584
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
0 2 4 6 8 10 12
G,м3/т
Р, МПа
Объем выделившегося газа при t=145оC
y = 13,384ln(x) + 24,497
R² = 0,9584
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
0 2 4 6 8 10 12
Г,м3/v3
Р, МПа
Газонасыщенность пластовой нефти при t=145оC
y = 0,018ln(x) + 1,1326
R² = 0,988
1,0800
1,1000
1,1200
1,1400
1,1600
1,1800
1,2000
0 2 4 6 8 10 12
bн
Р, МПа
Объем коэффициентнефти при t=145оC

53
Графические иллюстрации изменения физико-химических свойств нефти Пиритальского
месторождения при 145о
С в зависимости о давления представлены на рис. 14 и 15.
Рисунок 21: Зависимости измения основных свойств нефти Пиритальского Месторождения от давления при
145о
C
Рисунок 22: Зависимости измения основных свойств нефти Пиритальского Месторождения от давления при
145о
C
На рис. 23-27 представлены результаты расчета изменения свойств
нефти Пиритальского месторождения от давления при температурах 20о
С и
пластовой-145о
С.
0,8300
0,8350
0,8400
0,8450
0,8500
0,8550
0,8600
0,8650
0,00
1,00
2,00
3,00
4,00
5,00
6,00
0 2 4 6 8 10 12
𝜌 ̅нг
𝜌 ̅г
𝜌 ̅гр
Р, МПа
Зависимости измения основных свойств нефти Пиритоьского
𝜌 г 𝜌 гр 𝜌 нг
1,0800
1,1000
1,1200
1,1400
1,1600
1,1800
1,2000
0,0000
10,0000
20,0000
30,0000
40,0000
50,0000
60,0000
70,0000
0 2 4 6 8 10 12
bн
Гм
Go
Р, МПа
Зависимости измения основных свойств нефти Пиритоьского
Go Гм bн

54
Рисунок 23: Зависимости относительной плотности выделившегося из нефти газа от давления и температуры
(Pirital Месторождение)
Рисунок 24: Зависимости относительной плотность газа в растворенном из нефти газа от давления и
температуры (Pirital Месторождение)
Рисунок 25: Зависимости относительной Плотность нефти с растворенным газом от давления и температуры
(Pirital Месторождение)
0,0000
0,5000
1,0000
1,5000
2,0000
0 2 4 6 8 10 12
𝜌̅г
Р, МПа
Зависимости относительной плотности выделившегося из
нефти газа от давления и температуры
при t=145 С при t=20 C
0,0000
1,0000
2,0000
3,0000
4,0000
5,0000
6,0000
0 2 4 6 8 10 12
𝜌̅гр
Р, МПа
Зависимости относительной плотность газа в
растворенномиз нефти газа от давления и температуры
При t=20 При t=145
0,8300
0,8400
0,8500
0,8600
0,8700
0,8800
0,8900
0 2 4 6 8 10 12
𝜌̅нг
Р, МПа
Зависимости относительной Плотность нефти с растворенным
газом от давления и температуры
При t=145 С При t=20 С

55
Рисунок 26: Зависимости газосодержания от давления и температуры для нефти Пиритальского месторождения
Рисунок 27: зависимости гасонасыщенности пластовой нефти от давления и температуры для Пиритальского
месторождения
Рисунок 28: Зависимости объемного коэффициент нефти Пириталского месторождения от давления и
температуры
0,0
20,0
40,0
60,0
80,0
0 2 4 6 8 10 12
G,м3/т
Р, МПа
Зависимости газосодержания от давления и температуры
При t=145 C При t=20 С
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
70,0
0 2 4 6 8 10 12
Г,м3/м3
Р, МПа
Гасонасыщенностпластовой нефти от давления и температуры
При t=145 C При t=20 C
0,9500
1,0000
1,0500
1,1000
1,1500
1,2000
0 2 4 6 8 10 12
bн
Р, МПа
Зависимости объемного коэффициентнефти от давления и
температуры
При t=145 C При t=20 C

56
Анализ представленных результатов расчетов изменения от давления
физико-химических свойств нефти Пиритальского месторождения при 20о
С и
145о
С показывает, что температура процесса оказывает существенное
влияние на количественные характеристики рассматриваемых параметров.
Таким образом, для месторождений с маловязкой нефтью (типа
Месторождения Пиритал) можно использовать вышеприведенную методику.
Для месторождений с высоковязкой нефтью НПО отобраны
месторождения-аналоги, результаты расчета основных свойств которых,
приведены ниже.

57
4.2. Кохановка Месторждение
4.2.1 Исходные данные
Таблица 23: Исходные данные Кохановкого месторождения
, МПа , , МПа , ⁄ , мПас , ⁄ ⁄ ̅ ⁄ ̅ , ⁄
Азот, Метан,
11,1 60 4,9 25 1,11 200 915 1,24 0,959 992 0,992 25 0,009 0,9837
4.2.2 Результаты расчета процесса изменеиия свойств нефти в процессе ее однократного разгазирования при 20О
С
Таблица 24: Результаты расчета основных параметров для условий при 20О
С
1 28,7476 3,8447 1,00 -0,3803 0,0000 0,0000 3,84 -161,2000 0,5785 25,0000 0,9590 1,9126 1,0484 0,9755
2 0,75 -0,0788 2,6612 2,88 0,5663 22,3388 1,0058 1,9473 1,0444 0,9774
3 0,50 -0,1899 6,2114 1,92 0,5615 18,7886 1,0904 2,0164 1,0391 0,9800
4 0,25 -0,3799 11,7368 0,96 0,5863 13,2632 1,2888 2,1924 1,0303 0,9841
5 0,10 -0,6310 17,9881 0,38 0,6835 7,0119 1,6659 2,5488 1,0188 0,9884
6 0,05 -0,8209 21,9205 0,19 0,8055 3,0795 2,0514 2,9259 1,0095 0,9907
7 0,03 -1,0000 25,0000 0,10 0,9590 0,0000 2,4000 3,2692 0,9999 0,9921

58
Рисунок 29: Плотность выделившегося газа при t=20 о
С (Кохановка Месторждение)
Рисунок 30: Плотность газа в растворенном сстоянии t=20 о
C (Кохановка Месторждение)
Рисунок 31: Плотность газанасыщенной нефти при t=20 о
C (Кохановка Месторждение)
y = -0,101ln(x) + 0,65
R² = 0,8586
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
0 1 2 3 4 5
𝜌̅г
Р, МПа
y = -0,395ln(x) + 1,3878
R² = 0,975
0,00
0,50
1,00
1,50
2,00
2,50
3,00
0 1 2 3 4 5
𝜌̅гр
Р, МПа
Плотность газа в растворенномсостоянии t=20 оC
y = -0,005ln(x) + 0,9828
R² = 0,977
0,9700
0,9750
0,9800
0,9850
0,9900
0,9950
0 1 2 3 4 5
𝜌̅нг
Р, МПа
Плотность газанасыщенной нефти при t=20 оC

Дисc_Экмари_Суарес

Дисc_Экмари_Суарес

Recommended

Recommended

More Related Content

Featured

Featured (20)

Дисc_Экмари_Суарес