Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
Физико-химические свойства нефтей и газов девонского горизонта были исследованы в отделе ТатНИПИнефть и лабораторий Альметьевской ГПК. Исследования проведены по 128 пластовым пробам из 88 скважин и 3 поверхностным пробам из 3 скважин (учтены только качественные пробы).
Анализы пластовых нефтей проводились на установках УИПН и АСМ-30 по общепринятой методике и в соответствии с государственными стандартами. Свойства поверхностных нефтей и пластовой воды исследованы по существующим ГОСТам и представлены в таблицах 4 и 5.
На основании экспериментальных исследований были определены свойства нефти и газа. Газовый фактор, объёмный коэффициент и плотность дегазированной нефти взяты при дифференциальном разгазировании.
Диапазон изменения газового фактора от 39,0 до 69,4 м3/т, а среднее его значение равно 51,8 м3/т, плотность изменяется от 852,0 до 877,0 кг/м3, объёмный коэффициент изменяется от 1,127 до 1,181 при среднем значении 1,1370.
Поверхностные нефти Южно-Ромашкинской площади девонского горизонта по своему составу относится к группе сернистых, а по содержанию парафинов к группе парафиновых.
Ввиду совместного сбора, транспорта и подготовки нефтей всех продуктивных отложений для расчёта был взят средневзвешенный пластовый газовый фактор, который равняется 61,6 м3/т, а рабочий 51,8 м3/т. потери от испарения лёгких фракций нефти в процессе подготовки составили 3,70 м3/т, а потери от растворения этих фракций в сточных водах составили порядка 0,007 м3/т.
|
|
|
В разрезе пашийского горизонта водонасыщенными являются песчаные алевролитовые породы. Дебит скважин в этих отложениях колеблется от 3 до 5.
Рассмотрим таблицу №4, где описываются физико-химические свойства нефти и воды на Южно - Ромашкинской площади.
Таблица 4. Физико-химические свойства нефти и воды Южно - Ромашкинской площади.
| Наименование | Количество исследованных | Пласт | |||
| Диапазон изменений | Среднее значение | ||||
| Скважин | Проб | ||||
| Нефть | |||||
| Давление насыщения газом, Мпа | 88 | 128 | 2,2 - 9,5 | 8,29 | |
| Газосодержание, м3/т | 21 | 40 | 60,2 - 66,3 | 63,8 | |
| Р1=0,5 Мпа Т1=90С | 38,3 | ||||
| Р2=0,1 Мпа Т2=90С | 13,5 | ||||
| Плотность, кг/м3 | 88 | 122 | 780,0 - 837,6 | 853,7 | |
| Вязкость, мПа*с | 42 | 55 | 2,5 - 5,0 | 3,67 | |
| Вода | |||||
| Газосодержание, м3/т | 0,25 - 0,45 | 0,33 | |||
| Объёмный коэффициент, доли ед. | 0,9998 | ||||
| Общая минерализация, г/л | 253,100-283,357 | 269,975 | |||
| Плотность, кг/м3 | 94 | 97 | 1170,0 - 1192,7 | 1164 | |
| Вязкость, мПа*с | 94 | 97 | 1,75 - 2,0 | 1,94 |
Согласно результатам таблицы видно, что, из 55 взятых проб нефти на вязкость среднее значение составляет 3, 67 мПа*с, из 122 взятых проб нефти на плотность среднее значение равно 853,7 кг/м3, а среднее значение газосодержания составляет 63,8 м3. Из 97 взятых проб воды на вязкость среднее значение составляет 1, 94 мПа*с, из 97 взятых проб воды на плотность среднее значение равно 1164 кг/м3, а среднее значение газосодержания составляет 0,33 м3.
|
|
|
Дата добавления: 2015-12-16; просмотров: 31; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!