Коллекторские свойства продуктивных горизонтов
Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
Режим залежи
Основные критерии установившееся оптимального режима работы УЭЦН
Пример расчета и подбора глубинно-насосного оборудования УЭЦН к скважине
Анализ режимов работы по группе скважин оборудованных УЭЦН
Основные факторы осложняющие работу скважин оборудованных УЭЦН
Охрана труда и противопожарная безопасность
Охрана недр и окружающей среды
Навигация
Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН на примере ОАО "Сибнефть"
71295
знаков
9
таблиц
1
изображение
1.5 Физико-химические свойства нефти, газа и пластовой воды
На Муравленковском месторождении глубинные пробы нефти отобраны из пластов БС10 (4 скв.), БС11 (15 скв.); поверхностные пробы из пласта БС10 (14 скв.), и БС11 (38 скв.). Отбор и исследования нефтей проведены институтом СибНИИНП, ЦЛ Главтюменьгеологии и службами ОАО «Сибнефть-ННГ».
Свойства пластовых нефтей приведены в таблице 1.5.1. Пласты БС10 и БС11 по своим физическим свойствам близки между собой, находятся при повышенных пластовых давлениях (до 26 МПа) и температурах (до 84°С). Нефть недонасыщена газом давление насыщения в два раза ниже пластового. Залежам свойственна закономерность изменения свойств пластовых нефтей. Так давление насыщения, газосодержание, усадка нефти от сводовых частей к зонам водонефтяного контакта закономерно уменьшаются Соответственно увеличиваются плотность и вязкость нефти.
Таблица 3. Свойства пластовой нефти Муравленковского месторождения
| Наименование | Индекс пласта | |
| БС10 1-2 | БС11 | |
| 1 | 2 | 3 |
| 1. Пластовое давление, МПа | 18,2 | 19,3 |
| 2. Пл. температура, °С | 40 | 53 |
| 3. Давление насыщения, МПа | 8,6 | 9,1 |
| 4. Газосодержание, м3/т | 50 | 50 |
| 5. Газовый фактор при усл. сепарации, м3/т | 59 | 54 |
| 6. Объемный коэффициент | 1,10 | 1,12 |
| 7. Плотность нефти, кг/м3 | 860 | 855 |
| 8. Объемный коэффициент при усл. сепарации | 1,152 | 1,130 |
| 9. Вязкость нефти, мПа*с | 1,27 | 1,25 |
| 10. Коэффициент объемной упругости, (1/МПа)*10-4 | 13,90 | 13,63 |
| 11. Плотность нефти при усл. сепарации, кг/м3 | 890 | 910 |
Таблица 4 Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Муравленковского месторождения
| Наименование | Пласт |
| ||||
| БС10-1 | БС10-2 | БС11 |
| |||
| 1 | 2 | 3 | 4 |
| ||
| Плотность, кг/м3 Вязкость динамическая, мПа*с при 20°С при 50°С Вязкость кинематическая, мм2/с при 20°С при 50°С | 860 11,53 4,53 13,41 5,27 | 855 9,37 4,11 10,95 4,80 | 856 10,50 4,3 12,26 5,02 | |||
| Температура застывания, °С Температура насыщения парафином, °С | 1 - | - - | 1 - | |||
| Массовое содержание, % | Серы | 0,47 | 0,47 | 0,41 | ||
| Смол селикагелевых | 6,19 | 5,67 | 5,75 | |||
| Асфальтенов | 2,71 | 1,44 | 2,62 | |||
| Парафинов | 3,90 | 3,27 | 3,62 | |||
| Воды | 8,20 | - | 1,50 | |||
| Мех. примесей | - | - | - | |||
| Солей, мг/л | - | 2 | 43 | |||
| Температура плавления парафина, °С Температура начала кипения, °С | 57 84 | 53 80 | - 80 | |||
| Объемный выход фракций, % | н.к. - 100°С | 2,4 | - | 2,6 | ||
| до - 150°С | 12,8 | 11,5 | 13,2 | |||
| до - 200°С | 23,3 | 22,0 | 23,9 | |||
| до - 250°С | - | - | - | |||
| до - 300°С | 45,2 | 45,5 | 45,9 | |||
| до - 350°С | 59,2 | - | 59,4 | |||
В таблице 5 представлены данные компонентного состава нефтяного газа, пластовой и разгазированной нефти. По компонентному составу пластовые нефти залежей БС10 и БС11 близки между собой: содержание метана в них в диапазоне 22-24%, легких углеводородов состава С2Н6 – С5Н12 – 16-17%.
Характерно преобладание нормальных углеводородов над их изомерами.
Содержание легких углеводородов в разгазированных нефтях изменяется в пределах 7-11%.
Нефтяной газ высокожирный. Поверхностные нефти пластов БС10 и БС11 малосернистые, с выходом фракций до 350°С больше 45%, парафинистые, малосмолистые, маловязкие, легкие.
Технологический шифр нефтей Муравленковского месторождения – IТ1П2.
Таблица 5. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) Муравленковского месторождения.
| Наименование | Пласт БС10 | |||||
| При однократном разгазировании пластовой нефти в ст. усл. | При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в раб. усл. | Пластовая нефть | ||||
| Выделившийся газ | Нефть | Выделившийся газ | Нефть | |||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | |
| 1. Углекислый газ | 0,25 | - | 0,31 | 0,01 | 0,09 | |
| 2. Азот+редкие в т.ч. гелий | 1,27 | - | 1,48 | 0,00 | 0,45 | |
| 3. Метан | 66,61 | 0,08 | 78,23 | 0,09 | 23,54 | |
| 4. Этан | 4,19 | 0,06 | 4,55 | 0,25 | 1,54 | |
| 5. Пропан | 9,07 | 0,52 | 6,96 | 2,24 | 3,66 | |
| 6. Изобутан | 5,91 | 0,94 | 3,01 | 2,91 | 2,97 | |
| 7. Нормальный бутан | 6,76 | 1,96 | 3,16 | 4,34 | 3,99 | |
| 8. Изопентан | 2,29 | 1,93 | 0,84 | 3,03 | 2,37 | |
| 9. Гексаны | 1,63 | 92,05 | 0,70 | 83,79 | 58,85 | |
| 10. Гептаны | ||||||
| 11. Остаток (С8+выше) | ||||||
| 12. Молекул. Масса | 28,32 | 201 | 22,90 | 176,10 | 130,20 | |
| 13. Плотность: | ||||||
| - газа, кг/м3 | 1,177 | - | 0,952 | - | - | |
| - нефти, кг/м3 | - | 856 | - | 850 | 781 | |
| Пласт БС11 | ||||||
| 1. Углекислый газ | 0,24 | - | 0,28 | 0,00 | 0,08 | |
| 2. Азот+редкие в т.ч. гелий | 1,05 | - | 1,20 | 0,00 | 0,34 | |
| 3. Метан | 68,37 | 0,22 | 78,91 | 0,10 | 22,23 | |
| 4. Этан | 4,47 | 0,12 | 4,74 | 0,27 | 1,52 | |
| 5. Пропан | 7,89 | 0,82 | 6,09 | 1,94 | 3,10 | |
| 6. Изобутан | 6,20 | 1,81 | 3,44 | 3,15 | 3,23 | |
| 7. Нормальный бутан | 5,90 | 2,57 | 2,96 | 3,95 | 3,66 | |
| 8. Изопентан | 2,19 | 2,62 | 0,89 | 3,12 | 2,50 | |
| 9. Нормальный пентан | 1,89 | 3,07 | 0,76 | 3,47 | 2,71 | |
| 10. Гексаны | 1,79 | 88,77 | 0,73 | 84,00 | 60,63 | |
| 11. Гептаны | ||||||
| 12. Остаток (С8+выше) | ||||||
| 13. Молекул. масса | - | - | - | - | - | |
| 14. Плотность: | ||||||
| - газа, кг/м3 | 1,155 | - | 0,947 | - | - | |
| - нефти, кг/м3 | - | 853 | - | 847 | 768 | |
Пластовые воды продуктивных горизонтов относятся к хлоркальциевому типу (см. таблицу 1.5.4). Минерализация воды пласта БС11 колеблется от 11,1 г/л до 21,7 г/л, общая минерализация составляет 13,72 г/л. Плотность равна 1009 кг/м3.
Общая минерализация воды пласта БС10-1 составляет14,68, а плотность 1009 кг/м3. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, кальция, хлора и бикарбоната. Вода продуктивных горизонтов несовместима с пресными водами.
Таблица 6. Свойства и состав пластовой воды Муравленковского месторождения.
| Пласт | Вязкость в пл. условиях, мПа*с | Плотность в пл.усл, кг/м3 | Содержание ионов, мг/л, мг-(экв/л) | ||||
| Cl- | SO42- | HCO3- | Ca2+ | Na++K+ | |||
| БС11 | 0,5 | 1007 |
|
|
|
|
|
Похожие работы
... . Пальяновское месторождение · строительство и ввод в эксплуатацию ДНС с УПСВ · проведение диагностики трубопровода УПСВ – ДНУ Д 325, длиной 18,5 км. 2.3 Система управления охраной окружающей природной средой на предприятии На территории хозяйственной деятельности предприятия и в пределах лицензионных участков нефтяных месторождений, организует свою работу отдел охраны ...
0 комментариев