2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
2.3.1 Физико-химические свойства и состав пластовых жидкостей и газов
Нефть продуктивного горизонта БС10 представляет собой тёмно-коричневую, маслянистую, достаточно подвижную жидкость. Характеризующуюся средним газосодержанием, значительной степенью пережатия (пластовое давление в 2 и более раза выше давления насыщения), вязкость нефти в пластовых условиях 3,22 мПа с. Молекулярная масса пластовой нефти 165 кг/моль. Количество растворённого метана в нефти составляет 27,4%. Молекулярная масса разгазированной нефти равна 259, суммарная доля углеводородов СH4 - С5Н12 составляет 5,97%.
Таблица 2.3
Свойства пластовой нефти горизонта БС10.
Пластовое давление, МПа |
23,1 |
|
Пластовая температура, С |
73 |
|
Давление насыщения, МПа |
8,8 |
|
Газосодержание, м3/т |
57,2 |
|
Газовый фактор, м3/т |
53,3 |
|
Объёмный коэффициент |
1,147 |
|
Плотность нефти, кг/м3 |
815 |
|
Объёмный коэффициент при условиях сепарации |
1,130 |
|
Вязкость нефти, мПа с |
3,22 |
|
Коэффициент сжимаемости 1/мПа 10-4 |
10,02 |
Таблица 2.4
Физико-химические свойства разгазированной нефти горизонта БС10.
Плотность, кг/м3 |
879,8 |
|
Вязкость, мПа с, при 20С |
27,0 |
|
При 50С |
9,3 |
|
Температура застывания, С |
-5 |
|
Температура насыщения нефти парафином, С |
30,6 |
|
Температура плавления парафинов, С |
54 |
|
Температура начала кипения нефти, С |
72 |
2.3.2 Физико-химические свойства воды
Вода всех пластов хлоркальциевого типа, плотность колеблется в небольших пределах 1010 - 1011 кг/м3. Общая минерализация вод 15,6 г/л - 19,6 г/л. Содержание гидрокарбонатов увеличивается с глубиной. Сульфат-ионы отсутствуют. При нарушении начальных условий эксплуатации месторождения в системе пласт - скважина - сборный трубопровод возможно отложение солей.
Таблица 2.5.
Свойства и ионный состав пластовой воды.
Газосодержание, Rг, м3/т |
2,62 |
|
В т.ч. сероводорода, м3/т |
||
Объёмный коэффициент bв |
1,015 |
|
Вязкость в, мПас |
0,43 |
|
Общая минерализация, г/л |
15,6 |
|
Cl |
8720,3/245,8 |
|
SO4 |
||
HCO3 |
908,9/14,9 |
|
Ca |
120,2/6,0 |
|
Mg |
6,2/0,51 |
|
Na + K |
5842/254 |
Таблица 2.6.
Компонентный состав пластовой нефти
Компоненты |
Содержание компонентов, % |
|
СО2 |
0,1 |
|
N2 |
0,63 |
|
C1H4 |
26,8 |
|
C2H6 |
2,39 |
|
C3H8 |
4,99 |
|
i-C4H10 |
1,15 |
|
n-C4H10 |
3,43 |
|
i-C5H12 |
1,28 |
|
n-C5H12 |
2,05 |
|
C6+ |
57,18 |
|
Молекулярная масса, г/моль |
166,3 |
- ВВЕДЕНИЕ
- 1.1 Характеристика района работ
- 1.2 История освоения месторождения
- 2. ГЕОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
- 2.1 Краткая геологическая характеристика месторождения
- 2.2 Характеристика продуктивных пластов
- 2.3 Свойства пластовых жидкостей и газов
- 3. ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ
- 3.1 Основные проектные решения по разработке месторождения
- 3.2. Состояние разработки месторождения и фонда скважин
- 20. Анализ эффективности гидравлических разрывов пласта с целью интенсификации добычи нефти на _______________ месторождении.
- 1.7. Нефтеносность залежей Мало-Балыкского месторождения.
- 2.3.Особенности геолого-физического строения горизонта бс101-3
- 2.1 Общие сведения о Мамонтовском месторождении
- Анализ технологий грп
- 43. Методика определения технологической эффективности какого - либо гтм на месторождениях нефти
- 5.1.6. Оценка технологической эффективности проведения грп
- Западно – Сургутское месторождение (1962).
- Среднеобская нго.
- 4.2. Расчет экономической эффективности от проведения грп на Когалымском месторождении