2.6 Состав и свойства нефти, растворенного газа и воды
Физико-химическая характеристика пластовых нефтей Равенского месторождения изучена на образцах поверхностных (устьевых) проб и на образцах глубинных проб. Пробы исследовались в ОАО Тюменской Центральной лаборатории, Центре ис-следования керна и пластовых флюидов (ЦИКПФ) г.Когалым и ТОО Реагент АООТ СибНИИНП по методикам, предусмотренным Государственным отраслевым стандар-том.
Поверхностные пробы нефти и газа отбирались из выкидной линии при работе скважин на определенном режиме и соответствующем штуцере.
Глубинные пробы отбирались при испытании скважин. Анализ глубинных проб нефти производился однократным и ступенчатым способами сепарации. Анализ газа производился хромотографическим методом.
Всего на месторождении проанализировано 15 поверхностных и 25 глубинных проб нефти, 6 поверхностных и 25 глубинных проб растворенного газа. Кроме того, в скважине 163 (пласт ЮС2) проведен анализ углеводородного состава нефти. Нефти горизонта Ач3 охарактеризованы 9 поверхностными пробами (1проба забракована) и 20 глубинными пробами (12 проб нефти забракованы).
По результатам анализов поверхностных проб нефть горизонта Ач3 сернистая (0,68-0,87%), смолистая (5,43-8,73%), парафиновая (1,82-3,8%). Плотность нефти изменяется от 830 до 852 кг/м3 и в среднем составляет 837,5 кг/м3. По качественным пробам нефти однократного и ступенчатого разгазирования получены соответственно следующие параметры: плотность сепарированной нефти составила 839,7 и 831,3 кг/м3, содержание газа 120,78?м3/т (101,44 м3/м3) и 105,91 м3/т (88,05 м3/м3), объемный коэффициент 1,283 и 1,213. Давление насыщения определено равным 13.22 МПа (таблица 4). Состав нефтяного газа изучен по одной устьевой пробе и 8 качественным пробам газа, выделившегося при ступенчатом разгазировании нефти. Газ высокожирный, содержание этана+высшие составили 54,1% по поверхностным пробам и 24,6% по глубинным пробам (парафиновая (2,29%), плотность нефти составляет 838,5 кг/м3 (таблица 5).Пласты горизонта ЮС0 пробами нефти и растворенного газа не охарактеризованы. Нефти горизонта ЮС1 охарактеризованы 2 поверхностными и 5 глубинными пробами (из них 3 - качественные), 5 пробами газа, полученными при разгазировании глубинных проб нефти.
Таблица 4
Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пластов Равенского месторождения
|
Ач3 |
ЮС1 |
ЮС2 |
||||||||||
Наименование параметра |
Кол-во исследованных |
Диапазон значений |
Среднее значение |
Кол-во исследованных |
Диапазон значений |
Среднее значение |
Кол-во исследованных |
Диапазон значений |
Среднее значение |
||||
скважин |
проб |
скважин |
скважин |
проб |
скважин |
скважин |
проб |
скважин |
|||||
Плотность при 200С, кг/м3 |
4 |
8 |
830.4-852 |
837.5 |
2 |
2 |
834.9-842 |
838.5 |
4 |
4 |
891-899 |
894 |
|
Вязкость, мПа.с |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
при 20ОС |
4 |
7 |
4.36-7.59 |
5.55 |
1 |
1 |
4.66 |
4.66 |
4 |
4 |
49.20-83.13 |
65.67 |
|
при 50ОС |
4 |
7 |
2.66-3.97 |
2.83 |
1 |
1 |
2.43 |
2.43 |
4 |
4 |
15.04-20.93 |
18.01 |
|
Молярная масса, г/ моль |
4 |
7 |
180.7-200 |
186.9 |
2 |
2 |
180.5-196 |
188.3 |
4 |
4 |
282-306 |
293.5 |
|
Температура застывания, °С |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
Массовое содержание, % |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
серы |
4 |
7 |
0.68-0.87 |
0.78 |
2 |
2 |
0.74-0.86 |
0.80 |
4 |
4 |
1.76-1.86 |
1.79 |
|
смол силикагелевых |
4 |
7 |
6.06-8.73 |
6.8 |
2 |
2 |
5.96-7.16 |
6.56 |
4 |
4 |
7.69-9.36 |
8.63 |
|
асфальтенов |
4 |
7 |
0.53-0.83 |
0.66 |
2 |
2 |
0.68-1.63 |
1.16 |
4 |
4 |
1.23-2.59 |
1.90 |
|
парафинов |
4 |
7 |
1.82-3.80 |
2.72 |
2 |
2 |
2.12-2.46 |
2.29 |
4 |
4 |
2.35-3.54 |
3.10 |
|
воды |
4 |
7 |
52.5-55.5 |
54.6 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
механических примесей |
4 |
7 |
35-78 |
49.8 |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
Содержание микрокомпонентов, г/т |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
||||
ванадий |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
никель |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
||
Температура плавления парафина, °С |
- |
- |
- |
- |
2 |
2 |
54.5-57.4 |
56 |
4 |
4 |
50-59 |
55.6 |
|
Температура начала кипения, °С |
- |
- |
- |
- |
2 |
2 |
51-74 |
62.5 |
4 |
4 |
100-124 |
109.3 |
|
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих ), % |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
|
до 100°С |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
||
до 150°С |
4 |
7 |
15.5-22.9 |
20.2 |
2 |
2 |
19.05.2021 |
20.3 |
4 |
4 |
2.5-6 |
4.8 |
|
до 200°С |
4 |
7 |
28-33.5 |
31.6 |
2 |
2 |
30.05.1932 |
31.3 |
4 |
4 |
7.8-12.5 |
10.7 |
|
до 250°С |
4 |
7 |
38.5-43.1 |
42.1 |
2 |
2 |
42.5-43 |
42.8 |
4 |
4 |
16-21 |
18.9 |
|
до 300°С |
4 |
7 |
53.2-58 |
54.7 |
2 |
2 |
55-56.5 |
55.8 |
4 |
4 |
27-33 |
30.8 |
|
Шифр технологической классификации (по ГОСТ, ОСТ) |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
- |
Таблица 5.
Свойства пластовой нефти пластов Ач3 и ЮС1 Равенского месторождения
Наименование параметра |
Численные значения Ач3 |
Численные значения ЮС1 |
|||
диапазон значений |
принятые значения |
диапазон значений |
принятые значения |
||
Пластовое давление, МПа |
24.5-26.2 |
25.35 |
26.3 |
26.3 |
|
Пластовая температура, °С |
83 |
83 |
83 |
83 |
|
Давление насыщения, МПа |
10.21-15.8 |
13 |
9.06-9.33 |
9.13 |
|
Газосодержание, м3 /т |
90.05-130.5 |
110.2 |
79.7-81.74 |
80.98 |
|
Плотность в условиях пласта, кг/м3 |
745.7-772.9 |
759.3 |
750-659 |
704.5 |
|
Вязкость в условиях пласта, мПа с |
- |
- |
- |
- |
|
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4 |
15.34-28.55 |
21.94 |
12.98-13.71 |
13.41 |
|
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°C: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
1.29-1.355 0.954-1.074 |
1.315 |
1.298-1.342 1.031-1.041 |
1.313 1.037 |
|
Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании |
836.2-842.6 824.9-834.2 |
839.7 831.3 |
836.9-837.1 828.9-829.3 |
837.0 829.1 |
Таблица 6.
Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти пласта Ач3 Равенского месторождения
Наименование параметра |
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях |
при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях |
пластовая нефть |
|||
выделившийся газ |
нефть |
выделившийся газ |
нефть |
|||
Молярная концентрация компонентов:, % |
||||||
- сероводород |
н/обн |
- |
н/обн |
- |
- |
|
- двуокись углерода |
0.118 |
- |
0.741 |
- |
- |
|
- азот+редкие |
1.553 |
- |
1.854 |
- |
- |
|
в т.ч. гелий |
Следы |
- |
н/опр |
- |
- |
|
- метан |
44.221 |
- |
73.140 |
- |
- |
|
- этан |
8.518 |
- |
7.823 |
- |
- |
|
- пропан |
24.008 |
- |
8.550 |
- |
- |
|
- изобутан |
4.483 |
- |
1.711 |
- |
- |
|
- норм, бутан |
11.518 |
- |
3.657 |
- |
- |
|
- изопентан |
2.310 |
- |
0.600 |
- |
- |
|
- норм. пентан |
2.294 |
- |
0.931 |
- |
- |
|
- гексаны |
0.968 |
- |
0.126 |
- |
- |
|
- гептаны |
- |
- |
- |
- |
- |
|
- октаны |
- |
- |
- |
- |
- |
|
- остаток С9+ |
- |
- |
1.200 |
- |
- |
|
Молекулярная масса |
- |
- |
- |
- |
- |
|
Плотность: |
||||||
- газа, кг/м3 |
1.315 |
- |
1.315 |
- |
- |
|
- газа относительная (по воздуху), доли ед. |
1.2076 |
- |
0.991 |
- |
- |
|
- нефти, кг/м3 |
- |
836.2-842.6 |
- |
824.9-834.2 |
- |
месторождение пласт нефть газ
По результатам исследований качественных проб методом однократного разгазирования нефть плотностью 837 кг/м3 содержит 94.98 м3/т растворенного в ней газа.
По данным ступенчатой сепарации в нефти плотностью 829,1 кг/м3 растворено 80,9 м3/т нефтяного газа.
По результатам анализов газа, полученного при разгазировании глубинных проб нефти, нефтяной газ - жирный с содержанием С2 + высшие - 26,5%. Относительная плотность по воздуху составила 1,039.
Пласт ЮС2 охарактеризован 4 поверхностными пробами нефти.
Нефти горизонта тяжелые (плотность составила 891-899 кг/м3), смолистые (7,69-9,36%), сернистые (1,76-1,86%), парафиновые (2,35-3,54%).
Растворенный газ изучался по 5 поверхностным пробам, одна из которых забракована. Нефтяной газ преимущественно полужирный, содержание С2 + высшие колеблется от 2,02 до 16,1%. Газ характеризуется высоким содержанием азота (4,7-21,5%).
- Введение
- 1. Общие сведения о месторождении
- 2. Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов
- 2.1 Геологическое строение месторождения и залежей нефти
- 2.2 Краткая литолого-стратиграфическая характеристика разреза
- 2.3 Краткие сведения о тектонике месторождения
- 2.4 Характеристика продуктивных пластов и строения залежей
- 2.5 Фильтрационно-емкостные свойства пород по результатам интерпретации ГИС
- 2.6 Состав и свойства нефти, растворенного газа и воды
- 2.7 Запасы углеводородов
- 3. Состояние разработки Равенского месторождения
- 3.1 Утвержденные технологические решения и показатели разработки
- 1.3. Тематика курсового проекта
- «Разработка и проектирование нефтяных месторождений»
- 16. Анализ разработки нефтяных и газовых месторождений: цель и задачи анализа.
- 7.4. Измерение, регистрация и анализ показателей разработки месторождения
- 4.1. История разработки месторождения
- 42. Разработка нг и нгк месторождений с воздействием на пласт
- 28. Задачи анализа разработки месторождений природных газов
- 42. Разработка нг и нгк месторождений с воздействием на пласт
- 1. По разработке нефтяных месторождений