Физико-химические свойства и состав нефти и воды

↑

▷ Содержание

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 5Следующая ⇒

Пласт Д1

Нефть пласта ДI Сологаевского купола исследовалась по пяти поверхностным и глубинным пробам. Нефть хаpактеpизуется, как легкая, с плотностью 0,892г/см³, маловязкая с динамической вязкостью 1,41мПа×с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 9,75МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 85,0 м³/т, по товаpным качествам - нефть сернистая массовое содержание серы - 0,88-1,09%, паpафиновая - 4-4,2%, смолистая - 5,34%. Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300⁰С – 46%.

Свойства нефти и газа пласта ДI Подбельского купола приняты по исследованиям двух глубинным и двух поверхностных проб из скважин 40 и 41. Плотность пластовой нефти 0,739г/см³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 9,77МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 104,6м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 1,31мПа×с. После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 822,0кг/м³, газосодержание 90,3м³/т, объемный коэффициент 1,235; динамическая вязкость разгазированной нефти 7,43мПа×с. По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 0,95 %), малосмолистая (3,50 %), парафиновая (4,25 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300°С – 50 %. Физико-химические свойства и фракционный состав нефти пласта ДI Сологаевского месторождения приведен в табл.1.1.

Таблица 1.1 Физико-химические свойства и фракционный состав нефти пласта ДI

Газ, выделившийся после ступенчатой сепарации, имеет плотность – 0,915г/см³. Нефтяной газ пласта ДI характеризуется отсутствием сероводорода и незначительным содержанием углекислого газа.

Пласт ДI Сологаевского купола - мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 4,97%, метана 56,19%, этана 16,72%, пропана 13,86%, высших углеводородов (пропан+высшие) 21,64%, гелия 0,072%. Относительная плотность газа по воздуху 0,923.

Сведения получены при проведении структурного бурения, а также по данным анализа вод, отбиравшихся из источников питьевого и хозяйственного водоснабжения. Из терригенных отложений девона, приуроченных к третьей зоне застойного режима, к которой относится продуктивный пласт ДI. было отобрано и исследовано пять проб воды. Одна – при совместном опробовании пластов Дк, ДI' и ДI с помощью пластоиспытателя в скважине №1 на Сологаевском куполе, остальные – с устья скважин 6, 8, 11 и 104 в процессе пробной эксплуатации на этом же куполе. нефть скважина сологаевский

Плотность воды в стандартных условиях составляет 1,193-1,200 г/см³, минерализация в среднем равна 265 г/л. В составе воды содержится 40,0-44,0 г/л ионов кальция, 5,0-5,5 г/л магния. Первая соленость не превышает 50,0 %.экв. Вода практически бессульфатна, концентрация сульфатов не превышает 0,12 г/л. Вязкость в пластовых условиях в среднем по определениям составляет 0,95 мПа×с, объемный коэффициент равен 1,017. Попутная вода, отобранная из скважин, эксплуатирующих пласт ДI на Сологаевском куполе и не испытывающих влияние от заводнения, по своим физико-химическим свойствам и компонентному составу ничем не отличаются от воды этого пласта, полученной ранее при опробовании скважин.

Пластовые воды нефтяного пласта ДI по содержанию брома превышают минимальные промышленные концентрации в 5-7 раз, по стронцию в 3-5 раз. Содержание калия и йода в этих водах приближается к минимальному промышленному. По всем остальным микрокомпонентам (бор, литий, рубидий, цезий, германий) воды некондиционны. Температура составляет 64-65^оС, а на устье скважины за счет теплопотерь, она снижается почти вдвое. Сведения о химическом составе и физических свойствах нефти, газа и воды пласта ДI представлены в табл. 1.2-1.4.[1].

Пласт Д II

Свойства нефти и газа определены по пяти глубинным пробам из скважин 12, 14, 106, 121, 154 и по пяти поверхностным пробам из этих же скважин, расположенных на Сологаевском куполе.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 782,0 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 10,01 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 82,2 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 1,55 мПа×с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 846,0 кг/м³, газосодержание 71,7 м³/т, объемный коэффициент 1,182, динамическая вязкость разгазированной нефти 11,41 мПа×с.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,08 %), малосмолистая (3,34 %), парафиновая (4,72 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 47 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 3,56 %, метана 45,45 %, этана 18,20 %, пропана 18,10 %, высших углеводородов (пропан+высшие) 32,17 %, гелия 0,072 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,076.

Таблица 1.2 Свойства пластовой нефти и воды

Таблица 1.3 Химический состав и физические свойства пластовой воды Пласт ДI

Таблица.1.4 Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти. Пласт ДI

Таблица 1.5 Свойства пластовой нефти и воды

Наименование

Пласт ДII Сологаевский, Подбельский купола

Количество исследованных

Диапазон изменения

Среднее значение

Наименование

При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях

При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях

Пластовая нефть

выделившийся газ

нефть

выделившийся газ

нефть

масс.%

мольн.%

206,00

31,16

200,00

137,00

1,488

1,296

1,235

1,076

851,00

846,00

782,00