1.4 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

Свойства нефти в пластовых условиях

Средние значения основных параметров, определенных по результатам анализа глубинных проб нефти, приведены в таблице 3.

Таблица № 3. Свойства нефти в пластовых условиях.

Наименование параметра Верейские отложения Башкирские отложения Визейские отложения Турнейские отложения
Пластовое давление, МПа 11,80 11,5 13,76 15,41
Пластовая температура, °С 24,0 25,0 30,1 29,8
Давление насыщения, МПа 7,81 7,11 8,37 8,27

Газосодержание, м3

19,94 15,85 12,50 6,39

Плотность в условиях пласта, кг/м3

879,3 880,6 893,2 916,6
Вязкость в условиях пласта, мПа с 16,60 17,36 25,77 65,4

Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4

1,044 1,032 1,028 1,013

Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°C:

1,559 1,541 1,453 1,270

Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С

892,1 891,7 904,8 920,9

Нефти верейских отложений характеризуются по принятой классификации как средние по плотности и с повышенной вязкостью. Сравнение физико-химических свойств нефти показывает, что плотность нефти в пластовых условиях по пласту B-II выше (0,8828 г/см3), чем по пласту B‑IIIa (0,8783 г/см3), что связано с ее более низким газосодержанием (17,49 м3/т). Нефть пласта B‑IIIa характеризуется более низкой динамической вязкостью (16,02 мПа·с). Нефть, отобранная в пробах из совместных пластов B-II, B-IIIa и B-IIIб верейского горизонта (скв. 194R, 1985 и 2016) , по своим свойствам близка к нефти из пласта B-IIIa, поэтому параметры нефти для пласта B-IIIб рекомендуется брать по аналогии с пластом B-IIIa. Диапазон изменения физических свойств нефти по пластам месторождения не велик, что позволяет отметить их однотипность.

В башкирском ярусе большая часть представительных проб (восемь из десяти) отобрана из совместных пластов, поэтому пласты охарактеризованы по средним значениям параметров нефти по всем пробам. Большинство параметров нефти, отобранной в скв. 131, 252 и 253 (на Черепановском поднятии) меняется значительно: диапазон изменения динамической вязкости: 10,19-22,04 мПа∙с, плотности нефти в пластовых условиях: 0,8541-0,8950 г/см3, объемного коэффициента: 1,016-1,065, газонасыщенности: 11,60-24,76 м3/т; различия между давлениями насыщения значительно ниже, 4,60-6,10 МПа. Такое же изменение в значениях динамической вязкости, объемного коэффициента и газонасыщенности прослеживается и на Воткинском поднятии, соответственно: 13,6-28,73 мПа∙с, 1,025-1,040 и 10,8-18,0 м3/т. По месторождению в отложениях среднего карбона не наблюдается хорошо выраженной зависимости изменения параметров пластовой нефти с глубиной залегания и по площади.

Нефти башкирских отложений характеризуются как нефти с повышенной вязкостью (более 10,0 мПа∙с).

В визейском ярусе выделены семь продуктивных пластов с C-II по C-VII. Из-за недостатка проб отдельно по пластам, средние значения параметров нефти рассчитаны в целом для визейского объекта по всем имеющимся пробам. Нефти визейских отложений также характеризуются как нефти с повышенной вязкостью.

В турнейском ярусе выделены продуктивные пласты Ct-III, Ct-IV. Нефть малевско-упинского возраста (пласт Ct-IV) изучена по девяти представительным пробам, отобранным в скв. 131R, 180R, 306R, 1319, 1445 и 1811. Она характеризуется как тяжелая (0,9166 г/см3), высоковязкая (более 30 мПа∙с).По пластам Ct-III черепетского горизонта турнейского яруса и D3-zv заволжского надгоризонта фаменского яруса пробы не отбирались.


Таблица № 4. Физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях

Наименование параметра Верейские отложения Башкирские отложения Визейские отложения Турнейские отложения

Плотность при 200С, кг/м3

892,1 891,7 904,8 920,9

Вязкость, мПа.с при 20ОС

37,67 31,87 65,16 128,13
Молярная масса, г/ моль
Температура застывания, °С -8,0 -12,7 -8,6 -7,0
Массовое содержание, %
серы 2,91 2,74 3,19 3,55
смол силикагелевых 17,84 17,26 18,40 21,40
асфальтенов 4,70 4,45 5,06 4,17
парафинов 4,35 4,70 4,28 4,80

Растворенный в нефти газ

Газ, растворенный в нефти продуктивных отложений среднего и нижнего карбона, изучен при сепарации глубинных проб. Средние значения основных параметров газа приведены в таблице 4.8. Газ верейских и башкирских залежей по своему составу является углеводородно-азотным (содержание азота < 50%), визейских - азотно-углеводородным (содержание азота > 50%) , турнейских - азотным (содержание азота > 80%).

Таблица №5. Компонентный состав нефтяного газа.

Наименование параметра Верейские отложения Башкирские отложения Визейские отложения Турнейские отложения
Молярная концентрация, %
- сероводород
- двуокись углерода 0,88 0,14 0,31 1,35
- азот+редкие 35,72 40,00 57,05 87,20
в т.ч. гелий 0,016 0,019 0,047 0,059
- метан 11,76 9,65 6,63 1,94
- этан 13,56 13,21 7,87 2,67
- пропан 20,48 19,91 14,45 2,59
- изобутан 4,02 4,09 3,50 1,49
- норм, бутан 8,03 7,18 5,96 1,75
- изопентан 2,65 2,59 2,05 1,18
- норм. пентан 2,07 1,78 1,37 0,74
- гексаны
- октаны

- остаток С9+

1,10 1,48 0,95 0,94
Плотность

- газа, кг/м3

1,559 1,541 1,453 1,270
- газа (по воздуху), доли ед. 1,294 1,279 1,206 1,054

- нефти, кг/м3

894,3 891,7 904,8 920,9

Пластовые воды

Результаты анализа проб пластовой воды приведены в таблице 6. Воды исследованных гидростратиграфических подразделений являются высокоминерализованными рассолами хлор-кальциевого типа с промышленным содержанием йода и брома, плотностью 1.17 г/см3, с очень низким содержанием гидрокарбонатов и сульфатов. Замеры концентрации водородных ионов pH единичные, значения близки к нейтральным, сдвинуты в сторону кислой среды.

 

Таблица 6.Характеристика пластовой воды

Наименование параметра Верейские отложения Башкирские отложения Визейские отложения Турнейские отложения

Плотность при 20оС, г/см3

1.171 1.172 1.173 1.172
рН 6.8 7.0 6.4 5.93
Минерализация  г/л 254.5 256.6 254.3 251.2
мг-экв/л 8981 8988 8892 8792
Темпер расч. град 26 27 31 32
Давл. расч МПа 11.42 11.72 14.69 15.20
Вязкость расчетная* (m в) мПа*с 1.35 1.34 1.26 1.24
Концентрации ионов, г/л Эквивалентная конц NaCl (для опред Rв) 259 260 257 254

НСО3-

0.2 0.0 0.0 0.1

% НСО3-

0.1 0.0 0.0 0.0

Cl-

158.8 158.9 157.4 155.4

% Cl-

63.3 63.4 62.8 62.0

SO42-

0.5 0.6 0.4 0.5

% SO42-

0.2 0.2 0.1 0.2

Ca2+

17.1 14.9 15.6 15.9

% Ca2+

6.8 5.9 6.2 6.3

Mg2+

5.2 4.5 3.7 4.0

% Mg2+

2.1 1.8 1.5 1.6

Na+ K+

73.6 77.7 77.2 75.1

% (Na+ K+)

29.3 31.0 30.8 30.0
Концентрации ионов, мг-экв/л

НСО3-

3 1 0 1

Cl-

4478 4481 4439 4383

SO42-

9 12 7 11

Ca2+

855 743 780 793

Mg2+

431 371 308 332

K+ Na+

3205 3380 3358 3271
Микроэлементы, мг/л Br (бром) 663 614 616 569
J (йод) 13 12 11 12

Бор (B2O3)

89 109 131 180

 


Информация о работе «Применение технологии солянокислотной обработки установок ЭЦН на Мишкинском месторождении»
Раздел: Геология
Количество знаков с пробелами: 42503
Количество таблиц: 11
Количество изображений: 9

Похожие работы

Скачать
153417
32
10

... скважин по жидкости выше плановых показателей. 2.4.   Выбор и обоснование применения предлагаемых технических решений 2.4.1. Анализ применяемых на Мишкинском месторождении мероприятий по интенсификации добычи нефти Эксплуатация нефтяных месторождений сопровождается ухудшением проницаемости пород коллекторов в призабойной зоне скважин. Одной из причин такого ухудшения является отложение ...

0 комментариев


Наверх