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



Информация о работе «Анализ режима работы скважин оборудованных УЭЦН на примере ОАО "Сибнефть"»
Раздел: Промышленность, производство
Количество знаков с пробелами: 71295
Количество таблиц: 9
Количество изображений: 1

Похожие работы

Скачать
50103
2
0

... . 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


Наверх