Гази цих відкладів більш важкі ніж на Голіцинському родовищі. В них відмічено значний вміст важких фракцій і конденсату. На відміну від Голіцинського родовища гази Штормового характеризуються меншим вмістом метану ( 83-89 % ) і більшим вмістом метанових вуглеводнів.

З невуглеводневих компонентів в незначній кількості присутні вуглекислий газ і азот. Вміст СО2 з глибиною зростає. Сірководень відсутній. Відмічено невелику кількість інертного газу - гелію ( 0.007 % ). Аргон відсутній.

Треба відмітити також, що в палеоцен-датських відкладах Штормового родовища, як і на багатьох інших родовищах Криму, відмічено аномально високий пластовий тиск, який на 80 кгс/см2 вищий за гідростатичний. Коефіцієнт аномальності 1.45. Фізико-хімічна характеристика приведена в таблиці 2.5.

Промислові газоконденсатні дослідження проводились по свердловинах 1 і 3, а визначення параметрів газоконденсатної системи проводились в УкрНДІгаз, причому всі відомості базуються на результатах, отриманих в свердловині 1. Вихід стабільного конденсату по промислових дослідженнях змінюється від 89.2 см3/м3 до 227 см3/м3 при тисках сепарації 2.55-3.65 МПа і температурах 3-36

Тиск початку конденсації змінюється від 20.2 до 24.4 МПа, а тиск максимальної конденсації від 5.7 до 6.4 МПа. Фізико-хімічні властивості, фракційний і груповий склад конденсату приведені в таблицях 2.7.2, 2.7.3, а компонентний склад і фізико-хімічні властивості газоконденсатних систем, приведені - в таблиці 2.7.

Конденсат має полегшений фракційний склад, густина його в середньому дорівнює 730 кг/м3; кінець кипіння дорівнює 280С. Конденсат на 90 % складається з бензинової фракції, яка закипає до 200С.

Сірчані сполуки складають 0.04 %. По груповому хімічному складу він складається з 11 % ароматичних, 34 % нафтенових і 55 % парафінових вуглеводнів.

Зміна вмісту вуглеводнів С5+віщі в пластовому газі в процесі розробки прийнята на основі досліджень, проведених в УкрНДІгазі, по диференціальній конденсації пластової суміші на установці фазової рівноваги при початковому його вмісті 160 г/ст.м3. Тому вміст конденсату в пластовому газі в процесі розробки був перерахований при новому початковому значенні. Вміст конденсату в відсепарованому газі в процесі розробки був прийнятий по аналогії з Голіцінським ГКР. Ці данні в подальшому будуть використані для підрахунку видобутку конденсату. В зв`язку з прийняттям ряду припущень, ці розрахунки є орієнтовні і в подальшому їх необхідно уточнити по результатах додаткових досліджень газоконденсатних систем.

При досягненій вивченності на Штормовому родовищі запаси газу і конденсату враховані лише у відкладах нижнього палеоцену. Запаси газу в датських відкладах, не зважаючи на отримання тут промислових припливів газу в свердловині 3, не враховувались при підрахунку запасів через суперечливі результати випробовувань по площі покладу.

В об`ємі покладу включенні тільки запаси вуглеводнів нижньопалеоценових відкладів, обмежені покрівлею, підошвою цих відкладів і поверхнею умовно прийнятого ГВК на відмітці мінус 1868 м. Запаси в цьому об`ємі віднесені до категорії С1+С2. До категорії С1 віднесені запаси на площі, де пробурені свердловини 1, 3. Площа категорії С1 обмежена зовнішним контуром газоносності і двома прямими лініями.

Таблиця 2.5 - Характеристика вільного газу ( по свердловині 14)

Характеристика газу | Інтервал випробування 1834-1854 м | Інтервал випробуван-н 1860-1874 м | Серед-нє значен-ня

Умови відбору проб | гирло

Абсолютна питома вага, кг/м3 | 902 - 859 | 871

Відноснана питома вага по повітрю | 0.696 - 0.665 | 0.686 | 0.680

Пластовий тиск, МПа | 25.1

Пластова температура, К | 350

Критична температура, К | 208.9

Критичний тиск, МПа | 4.64

Приведений тиск | 5.41

Приведена температура | 1.68

Коефіцієнт надстисливості | 0.89

Поправки:

-відхілення від закону Бойля- Маріота

-на температуру |

1.12

0.84

Теплоутворююча здатність, ккал/м3 | 9209

Об`ємний коефіцієнт пластового газу | 0.001

Вміст, % об`ємних

метан

етан

пропан

бутан

ізобутан

пентан+вищі

гелій

вуглекислий газ

азот |

83.94 - 86.37

6.15 - 6.98

2.78 - 3.65

0.83 - 1.26

0.73 - 1.05

0.63 - 2.23

0.006

0.56 - 2.32

1.20 - 2.65 |

85.49 - 85.67

5.83 - 6.91

2.51 - 3.08

0.74 - 0.82

0.65 - 0.74

0.53 - 1.62

0.007

2.25 - 2.36

1.72 - 2.13 |

85.7

6.49

2.30

0.88

0.77

1.24

0.006

1.39

1.70

Одна з них проведена посередені між свердловинами 1, 2; інша на відстані 1 км на захід від свердловини 3. Проект Штормового родовища слід складати на всі запаси категорій С1+С2; газу - 11227 млн.м2; конденсату - 427.524 тис.т.

Для дорозвідки покладу в дат-палеоценових відкладах необхідно в зонах розміщення запасів категорії С2 пробурити дві розвідувальні свердловини. Випробовування розрізу покладу провести в обсадженному стовбурі свердловини поінтервально.

Таблиця 2.6 - Компонентний склад і фізико-хімічні властивості

газоконденсатних систем ( по свердловині 14 )

Назва компоненту, показника | % мольн. | г/м3 | % мольн. | г/м3

Інтервал перфорації, м | 1834 - 1854 | 1860 - 1874

Компонентний склад:

метан

етан

пропан

ізо-бутан

н-бутан

пентан+вищі

азот

вуглекислий газ

всього |

83.85

5.68

2.29

0.76

0.86

3.72

1.50

0.25

100 |

560.03

71.77

61.98

18.80

21.65

154.05

18.53

4.60

911.44 |

84.41

6.42

2.61

0.86

0.83

4.26

1.37

0.21

100 |

563.77

68.49

49.10

21.32

21.66

191.15

15.96

3.87

935.39

Фізико-хімічні властивості:

густина, кг/м3

густина по повітрю

молекулярна маса |

0.9114

0.7553

21.9108 |

0.9354

0.7763

22.4998

Таблиця 2.7 - Фізико-хімічні властивості і фракційний склад конденсату |

Інтервал перфорації, м

Показники |

1902-1970, Рс=4.4 МПа | 1834-1854, Рс=3.2 МПа | 1834-1854, Рс=4.0 МПа | 1860-1874, Рс=3.0 МПа

Густина конденсату, кг/м3 | 736 | 723 | 737 | 737

Молекулярна масса, г/моль | 104 | 99 | 108 | 107

В`язкість кінематична при 202 |

0.756 |

0.682 |

0.743 |

0.782

Вміст сірки, % | 0.047 | 0.036 | 0.049

Фракційний склад,

початок кипіння

5 %

10 %

15 %

20 %

25 %

30 %

35 %

40 %

50 %

60 %

70 %

80 %

90 %

кінець кипіння |

39

62

74

82

90

96

102

106

112

122

138

153

190

252

293 |

39

54

66

79

86

92

98

102

108

113

129

146

170

220

240 |

41

60

72

80

87

93

98

103

108

118

130

148

176

235

300 |

36

53

70

83

90

96

102

106

112

122

137

176

186

240

263

Вихід фракцій, % мольн.

п.к. - 150С

150 - 200С

200 - 300С

вище 300С |

69.1

16.8

14.1

0.0 |

76.6

16.0

7.4

0.0 |

75.6

14.8

9.6

0.0 |

69.8

16.7

13.5

0.0

3. Проектування морської нафтогазової споруди

3.1 Вибір типу споруди

Вибір типу і розмірів споруди для освоєння родовищ визначається природними умовами залягання нафти і газу і стратегії їх освоєння.

Розміри і конструкція платформ,