Анализ применения установок электроцентробежных насосов на Ново-Покурском нефтяном месторождении (Тюменская область)

дипломная работа

2.4 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Физико-химические характеристики пластовых и разгазированных нефтей изучены на образцах проб, отобранных из горизонтов Ач, ЮВ11, ЮВ12.

Пласт Ач представлен двумя поверхностными пробами по одной скважине, глубинные пробы нефти по пласту в период разведки не отбирались. По пласту ЮВ11 пластовые флюиды исследованы по трем скважинам, по пласту ЮВ12 - по семи скважинам[2].

Методическое обеспечение отбора и исследования проб нефти соответствовало требованиям отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 «Нефть. Типовое исследование пластовой нефти».

Ввиду отсутствия исследований пластовых нефтей на стадии разведки и действующих эксплуатационных скважин по пластам Ач проведен подбор аналогов. Аналоги по данному пласту подбирались по физико-химическим характеристикам поверхностных проб нефти (давление насыщения нефти газом, плотность однофазной пластовой нефти при давлении и температуре пласта, газосодержание, характеристики дегазированной нефти и нефтяного газа и т.д.) и условиям залегания. Исходя из основных физико-химических характеристик пластовых нефтей в качестве аналога принята группа скважин пласта БС16-17 и БС16-20 Быстринского месторождения.

Дифференциальное разгазирование глубинных проб при ступенчатой сепарации пластовой смеси проводилось по схеме, моделирующей условия сбора, подготовки и транспорта продукции скважин на промысле. Условия подготовки нефти на Ново-Покурском месторождении представлены службами НГДУ:

I ступень - давление 0.1 МПа, температура 18оС,

II ступень - давление 0.03 МПа, температура 38оС.

В данном случае давление на первой ступени сепарации соответствует давлению на дожимной насосной станции (ДНС), а термические условия концевой ступени сепарации учитывают необходимость термохимической подготовки нефти до товарных кондиций.

Дифференциальное разгазирование пластовой смеси отражает реальный промысловый процесс, в отличие от однократного разгазирования, результаты которого следует использовать преимущественно для сопоставительной характеристики нефтей.

Порядок изложения результатов исследования и перечень необходимых параметров выполнен в соответствии с регламентом «Инструкции о содержании, оформлении и порядке представления в ГКЗ материалов по подсчету запасов нефти и горючих газов» и РД 153-39-007-96. Основная информация о свойствах нефтей и воды и попутного газа в условиях пласта представлена в таблицах 2.3 - 2.6.

Пластовые нефти Ново-Покурского месторождения пласта ЮВ11 и ЮВ12 незначительно отличаются между собой по составу. Молярная доля метана составляет 29.3% по пласту ЮВ11 и 27.2% по пласту ЮВ12. Суммарное количество углеводородов состава С2Н6-С5Н12 равно 9.5% мол. По пласту ЮВ11 и 11.4% мол. По пласту ЮВ12 характерно преобладание нормальных бутана и пентана над изомерами. Молярная масса пластовых нефтей -151 г/моль для пласта ЮВ11 и 168 г/мол для пласта ЮВ12.

Нефтяной газ жирный, молярная доля метана составляет 77.0% в пласте ЮВ12 и 80.6% в пласте ЮВ11. Отношение этана к пропану меньше единицы, что типично для газов нефтяных залежей.

Содержание диоксида углерода 1.5% мол. по пласту ЮВ11 и 1.7% мол. по пласту ЮВ12, азота 2.5% мол. по пласту ЮВ11 и1.3% мол. по пласту ЮВ12.

Проведен анализ физико-химических свойств нефтей Ново-Покурского месторождения по 55 скважинам и 73 пробам:

- пласт Ач, 1 скв. (2 пробы);

- пласт ЮВ11 , 16 скв. (23 проб);

- пласт ЮВ12, 38 скв. (48 пробы);

Нефть пласта Ач скв. 245 - сернистая: содержание серы 1.56 % весовых, смолистая: смол силикагелевых - 8.48 %, асфальтенов - 1.31 %, малопарафинистая, с содержанием парафина менее 1.50 %, сравнительно легкая: плотность при 20°С - 871 кг/м3, маловязкая: вязкость в стандартных условиях 14.79 мПас.

Технологический шифр нефти II П1.

Нефти пласта ЮВ11 сернистые: содержание серы - 1.69 %, смолистые: с содержанием смол силикагелевых 8.10 %, парафинистые: с содержанием парафина 2.17 %, сравнительно легкие: средняя плотность при 20°С - 882 кг/м3, вязкие: вязкость в стандартных условиях - 26.64 мПас, с выходом светлых фракций до 350°С менее 55.0 % весовых.

Технологический шифр нефти II Т2 П2.

Нефти пласта ЮВ12 сернистые: содержание серы - 1.70 %, смолистые: смол силикагелевых 8.23 %, парафинистые: парафинов 2.00 %, средней плотности: плотность при 20°С 888 кг/м3, вязкие: вязкость при 20°С - 33.35 мПас, с выходом светлых фракций до 350°С 46% весовых.

Технологический шифр нефти II Т2 П2[3].

Таблица 2.3 - Свойства нефти и воды Ново-Покурского месторождения. Пласт ЮВ11

Пласт ЮВ11

 

Количество

Диапа-

Сред-

Наименование

исследованных

зон

нее

 

сква-

проб

изме-

значе-

 

жин

 

нения

ние

Нефть

 

 

 

 

Давление насыщения газом, МПа

3

3

10.6 - 14.6

12.3

Газосодержание при однократном

 

 

 

 

разгазировании, м3/т

3

3

49 - 69

58

Объёмный коэффициент при

 

 

 

 

однократном разгазировании

3

3

1.150 - 1.181

1.161

Плотность пластовой нефти, кг/м3

2

2

779 - 787

783

Вязкость пластовой нефти, мПа.с

2

2

1.45 - 1.46

1.46

Температура насыщения парафином, оС

11

16

16 - 29

23

Газосодержание при дифференциальном

 

 

 

 

разгазировании в рабочих условиях, м3/т

 

 

 

 

Р1= 0.1 МПа Т1= 18 оС

2

2

49.2 - 61.0

55.4

Р2= 0.03 МПа Т2= 38 оС

2

2

2.5 - 2.7

2.6

Суммарное газосодержание, м3/т

2

2

52 - 64

58

Объёмный коэффициент при

 

 

 

 

дифференциальном разгазировании

 

 

в рабочих условиях, доли ед.

2

2

1.096 - 1.120

1.108

Плотность сепарированной нефти, кг/м3

2

2

846 - 847

846

Пластовая вода

 

 

 

 

Газосодержание, м3/т

3

7

2.85 - 2.87

2.86

- в т.ч. сероводорода, м3/т

 

 

-

Объёмный коэффициент, доли ед.

3

7

1.027 - 1.027

1.027

Общая минерализация, г/дм3

3

7

27.11 - 28.41

27.73

Плотность, кг/м3:

- в стандартных условиях после разгазирования

3

7

1016 - 1019

1017

- в условиях пласта

3

7

991 - 992

991

Таблица 2.4 - Свойства нефти и воды Ново-Покурского месторождения. Пласт ЮВ12

Пласт ЮВ12

 

Количество

Диапа-

Сред-

Наименование

исследованных

зон

нее

 

сква-

проб

изме-

значе-

 

жин

 

нения

ние

Нефть

 

 

 

 

Давление насыщения газом, МПа

7

13

10.6 - 14.4

12.1

Газосодержание при однократном

 

 

 

 

разгазировании, м3/т

7

13

50 - 68

55

Объёмный коэффициент при

 

 

 

 

однократном разгазировании

7

13

1.119 - 1.180

1.148

Плотность пластовой нефти, кг/м3

7

13

792 - 833

809

Вязкость пластовой нефти, мПа.с

7

11

1.75 - 2.86

2.34

Температура насыщения парафином, оС

23

28

0 - 36

21

Газосодержание при дифференциальном

 

 

 

 

разгазировании в рабочих условиях, м3/т

 

 

 

 

Р1= 0.1 МПа Т1= 18 оС

7

12

42.6 - 60.2

47.2

Р2= 0.03 МПа Т2= 38 оС

Делись добром ;)

Похожие главы из других работ:

Анализ добывных возможностей скважин Озерного месторождения, оборудованных УЭЦН

1.5 Физико-химические свойства флюидов и коллекторов

Физико-химические свойства нефти на месторождении изучены по 33 поверхностным пробам, 30 из которых кондиционны. Наиболее полно поверхностными пробами охарактеризован пласт Фм - отбрана 21 проба из 10 скважин...

Анализ полноты извлечения нефти при разработке Средне–Асомкинского месторождения

1.3 Физико-химические свойства нефти, пластовых вод, газа

Наиболее изучены глубинным и поверхностными пробами Асомкинская и Средне-Асомкинская площади. Плотность нефти изменяется от 0,829 тонн/м3 до 0,843 тонн/м3, газовый фактор изменяется от 54 м3/тонну до 80 м3/тонну, объемный коэффициент изменяется от 1...

Анализ применения установок электроцентробежных насосов на Ново-Покурском нефтяном месторождении (Тюменская область)

2.4 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Физико-химические характеристики пластовых и разгазированных нефтей изучены на образцах проб, отобранных из горизонтов Ач, ЮВ11, ЮВ12. Пласт Ач представлен двумя поверхностными пробами по одной скважине...

Анализ работы технологии "Тандем" на Покамасовском месторождении НГДУ "Лангепаснефть"

2.8 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

По углеводородному составу нефть относится к смешанному типу с преобладанием метановых углеводородов, к классу сернистых, малосмолистых (суммарное содержание парафино-смолистых веществ по площади залежи изменяется от 6,7 до 8,5 %)...

Анализ эффективности применения гидроразрыва пласта для интенсификации притока жидкости на Майском нефтяном месторождении Томской области

2.5 Физико-химические свойства пластовых вод

Исследование химического состава и физических свойств пластовой воды также не проводились. В подсчете запасов минерализация принята равной 36 г/л как максимум по горизонту Ю1...

Анализ эффективности применения мун пластов на Мыхпайском месторождении

1.6 Физико-химические свойства флюидов

Физико-химические характеристики нефти, газа и воды изучались по поверхностным и глубинным пробам, отобранным из скважин в процессе их опробования и эксплуатации. Результаты исследования показали, что нефти продуктивных пластов легкие...

Анализ эффективности эксплуатации скважин в условиях формирования асфальтосмолопарафиновых отложений и высоковязких эмульсий на скважинах, оборудованных штангововыми насосными установками на примере Манчаровской площади Игметского месторождения

3. Состав и физико-химические свойства пластовых флюидов и АСПО

Физико-химические свойства нефтей и пластовых флюидов изучены в лабараториях ТатНИПИнефти, в ЛХА ЦКППН НГДУ «АзН». Значения параметров пластовой нефти (пласта Д1), поверхностной нефти и газа представлено в таблицах 3.1,3.2)...

Газогидродинамические методы исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации

2. КРАТКАЯ ГЕОЛОГО-ПРОМЫСЛОВАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ И ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДОВ ЯМБУРГСКОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

...

Гидравлический разрыв пласта на Когалымском месторождении ЗАО "ЛУКОЙЛ АИК"

2.3 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Физико_химические свойства нефти и растворенного газа Когалымского нефтяного месторождения изучались по данным исследований глубинных и поверхностных (устьевых) проб нефти...

Оптимизация работы установок электроцентробежных насосов на Первомайском нефтяном месторождении

2.4.3 Физико-химические свойства и состав пластовых флюидов

...

Разработка Арланского нефтяного месторождения

1.5 Физико-химические свойства пластовых нефтей и газов

Нефти ТТНК тяжелые (плотность при давлении насыщения - 875 кг/м3), сернистые (до 3%), с низким выходом светлых фракций, парафинистые (до 3%), высокосмолистые. Нефти всех пластов практически идентичны. На Новохазинской площади они тяжелее, более вязкие...

Разработка технологии исследования многопластовых месторождений нефти на примере Приобского месторождения

2.5 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС10, АС11 и АС12 не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой...

Технология добычи нефти

1.1 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов.

Свойства и состав нефти изучены по глубинным и поверхностным пробам. Свойства пластовой нефти пласта DIII оценивались по результатам исследования поверхностных проб. Оцененное значение вязкости составило 3,4 мПа•с, плотности - 0,806 т/м3...

Характеристика Приобского месторождения, методы его разработки

1.7 Физико-химические свойства пластовых флюидов

Пластовые нефти по продуктивным пластам АС10, АС11 и АС12 не имеют значительных различий по своим свойствам. Характер изменения физических свойств нефтей является типичным для залежей, не имеющих выхода на поверхность и окружённых краевой водой...

Эффективность гидроразрыва пласта по Сабанчинскому месторождению

2.4 Физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

...

^