Свойства и состав нефти, газа, воды в пластовых условиях
Характеристика свойств нефти и растворенного газа месторождения приводится по результатам исследований, проведенных в лабораториях ГГП «Удмуртгеология», института «УдмуртНИПИнефть».
Результаты изученности месторождения по пробам нефти, газа и воды приводятся в таблице 1.2.
Таблица 1.2 Свойства нефти, газа, воды в пластовых условиях
| Наименование параметра | Количество исследованных | Диапазон изменения | Среднее значение | |||
| скв. | проб | |||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | ||
| Пластовое давление, МПа | 2 | 6 | 11,40-12,40 | 11,90 | ||
| Пластовая температура, °С | 2 | 6 | 28,0-28,0 | 28,0 | ||
| Давление насыщения, МПа | 2 | 6 | 9,00-12,00 | 9,92 | ||
| Газосодержание, м3 /т | 2 | 6 | 29,65-32,30 | 31,14 | ||
| Объемный коэффициент пластовой нефти, д .ед. | 2 | 6 | 1,057-1,068 | 1,060 | ||
| Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т | ||||||
| Р1= МПа; t1=...°С | ||||||
| Р2= МПа; t2=...°С | ||||||
| Р3= МПа; t3=...°С | ||||||
| Р4= МПа; t4=...°С | ||||||
| Плотность в условиях пласта, кг/м3 | 2 | 6 | 844,7-857,5 | 852,1 | ||
| Вязкость в условиях пласта, мПа с | 2 | 6 | 8,05-9,10 | 8,59 | ||
| Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4 | ||||||
| Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°C: | 1,532-1,645 | 1,599 | ||||
| - при однократном (стандартном) разгазировании | 2 | 6 | ||||
| - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании | ||||||
| Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С: | 857,4-864,7
| 860,2 | ||||
| - при однократном (стандартном) разгазировании | 2 | 6 | ||||
| - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании | ||||||
Свойства нефти в поверхностных условиях
Поверхностная нефть верейских отложений в целом характеризуется как нефть тяжелая по плотности: плотность изменяется в диапазоне от 856,9 до 883,6 кг/м3, составляя в среднем 876,6 кг/м3; сернистая: содержание серы колеблется от 1,21 до 1,48 %, составляя в среднем 1,34 %; смолистая: содержание силикагелевых смол варьирует от 10,1 до 16,1 %, что в среднем составляет 12,55 %; парафинистая: содержание парафина изменяется от 3,9 до 6,64 %, что в среднем составляет 5,31 %.
Нефть нефть башкирских отложений характеризуется как нефть средняя по плотности: плотность изменяется в диапазоне от 860 до 883 кг/м3, составляя в среднем 867,5 кг/м3; сернистая: содержание серы колеблется от 1,23 до 1,85 %, составляя в среднем 1,4 %; смолистая: содержание силикагелевых смол варьирует от 10,8 до 17,44 %, что в среднем составляет 13,53 %; парафинистая: содержание парафина изменяется от 3,11 до 6 %, что в среднем составляет 5 %.
Результаты изученности месторождения по пробам нефти, газа и воды приводятся в таблице 1.3.
|
|
|
Таблица 1.3 Свойства нефти, газа, воды в пластовых условиях
| Наименование параметра | Кол-во исследованных | Диапазон значений | Среднее значение | |
| скв. | проб | |||
| Плотность при 200С, кг/м3 | 2 | 6 | 857,4-864,7 | 860,2 |
| Вязкость, мПа.с |
|
|
|
|
| при 20ОС | 2 | 6 | 10,42-13,29 | 12,12 |
| при 50ОС |
|
|
|
|
| Молярная масса, г/ моль |
|
|
|
|
| Температура застывания, °С | 2 | 5 | -22,0--6,0 | -15,5 |
| Массовое содержание, % |
|
|
|
|
| серы | 2 | 6 | 1,21-1,37 | 1,28 |
| смол силикагелевых | 2 | 6 | 13,53-17,47 | 15,73 |
| асфальтенов | 2 | 6 | 1,96-3,71 | 2,54 |
| парафинов | 2 | 6 | 3,73-6,92 | 5,06 |
| воды |
|
|
|
|
| механических примесей |
|
|
|
|
| Содержание микрокомпонентов, г/т |
|
|
|
|
| ванадий |
|
|
|
|
| никель |
|
|
|
|
| Температура плавления парафина, °С |
|
|
|
|
| Температура начала кипения, °С | 2 | 6 | 54,0-83,0 | 70,0 |
| Фракционный состав (объемное содержание выкипающих ), % |
|
|
|
|
| до 100°С | 2 | 6 | 2,0-4,5 | 3,2 |
| до 150°С | 2 | 6 | 10,0-18,0 | 14,8 |
| до 200°С | 2 | 6 | 20,0-30,0 | 24,7 |
| до 250°С |
|
|
|
|
| до 300°С | 2 | 6 | 40,0-53,0 | 46,5 |
|
|
|
Состав газа
Состав свободного газа изучен по 4 пробам, отобранным из верейско-башкирских залежей Кезского месторождения.
Попутный газ, сепарированный из проб нефти, отобранных из верейско-башкирских отложений (табл.1.4), по своему составу является углеводородно-азотным. Относительный удельный вес газа по воздуху - 1,327, содержания метана - 10,04 %, этана - 15,41 %, пропана - 26,77 %, азота - 29,48 %.
Таблица 1.4 Компонентный состав нефтяного газа
| Наименование параметра | При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях | |
| выделившийся газ | нефть | |
| Молярная концентрация компонентов, % | ||
| - сероводород | ||
| - двуокись углерода | 0,14 | |
| - азот+редкие | 29,48 | |
| в т.ч. гелий | ||
| - метан | 10,04 | |
| - этан | 15,41 | |
| - пропан | 26,77 | |
| - изобутан | 3,86 | |
| - норм, бутан | 8,77 | |
| - изопентан | 2,30 | |
| - норм. пентан | 1,94 | |
| - остаток С6+ | 1,3 | |
| Молекулярная масса | ||
| Плотность | ||
| - газа, кг/м3 | 1,599 | |
| - газа относительная | ||
| (по воздуху), доли ед. | 1,327 | |
| - нефти, кг/м3 | 860,2 | |
Состав пластовых вод
На территории месторождения наиболее полно изучены гидрогеологические условия водоносных комплексов зоны пресных вод и продуктивных верейско-башкирских отложений. Нижележащие водоносные комплексы характеризует ограниченное число проб.
|
|
|
Начальные гидрохимические условия верейско–башкирских отложений представлены в первоначальном подсчете запасов. Согласно химическим анализам, пластовые воды имеют xлоркальциевый тип (по В. А. Сулину), общая минерализация вод 222,9-371,01 мг/дм3, плотность 1,151 - 1,190 г/см3, степень метаморфизации высокая - rNa / rCl = 0,69-0,76. Отчетливо выраженной тенденции изменения катионов и анионов по разрезу не наблюдается. Насыщение пластовых вод сульфатом кальция ниже предельного.
На этапе промышленной эксплуатации нефтяных залежей гидрогеологические исследования ограничивались одноразовым опробованием эксплуатационных скважин для оценки химического состава попутных вод. Отобранные пробы воды из продуктивных отложений, по всем характеристикам соответствуют фоновым региональным. В некоторых скважинах наблюдается разбавление пластовых вод пресной, используемой в системе ППД.
Из промышленно-ценных микрокомпонентов изучены йод, бром, бор. По содержанию йода (более 10 мг/л) и брома (более 200 мг/л), воды могут быть отнесены к категории "промышленных йодо-бромных ". Вместе с тем, использование в системе заводнения нефтяных залежей пресных вод приводит к снижению концентрации полезных компонентов в попутно извлекаемой воде. Учитывая малый объем добываемых попутных вод, запасы указанных компонентов не подсчитывались.
Дата добавления: 2019-11-16; просмотров: 367; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!