Анализ разработки пласта А3 Сарбайско-Мочалеевского месторождения

курсовая работа

1.7 Физико-химические свойства нефти, газа, воды

Сарбайско-Мочалеевское месторождение изучено по данным исследований глубинных и поверхностных проб.

Пласт А3

Свойства нефти и газы приняты по данным исследований проб из скважины 40, 61, 65 (две пробы), 67.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 0,8573 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 3,5 МПа, газосодержание 17,1 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 10,58 мПа•с. После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,8654 г/см3, газовый фактор 14,5 м3/т, объемный коэффициент 1,034, динамическая вязкость разгазированной нефти 22,2 мПа•с.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,90%), смолистая (11,34%), высокопарафиновая (6,02%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300оС - 39%.

Таблица 1.1

Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности пласта А3.

Метод определения

Зона

Наименование

Проницаемость, мД

Пористость, %

Начальная нефтенасыщен-ность, доли ед.

Насыщенность связанной водой, %

Лабораторные исследования керна

нефтенасыщенная

Количество скважин, шт.

2

2

-

-

Количество определений, шт.

18

71

-

-

Среднее значение

175.5

18.6

-

-

Интервал изменения

8-456

14-24.5

-

-

водонасыщенная

Количество скважин, шт.

2

2

-

-

Количество определений, шт.

7

13

-

-

Среднее значение

13

15.3

-

-

Интервал изменения

7-17

12-17.6

-

-

в целом по пласту

Количество скважин, шт.

4

4

-

-

Количество определений, шт.

25

84

-

-

Среднее значение

130

18.1

-

-

Интервал изменения

7-456

12-24.5

-

-

Геофизические исследования скважин

Количество скважин, шт.

16

16

16

-

Количество определений, шт.

65

65

38

-

Среднее значение

272.1

19.3

0.736

-

Интервал изменения

121-459

13.9-25.5

0.612-0.879

-

Гидродинамические исследования скважин

Количество скважин, шт.

-

-

-

-

Количество определений, шт.

-

-

-

-

Среднее значение

-

-

-

-

Принятые при проектировании

190.9

19.3

0.74

22.3

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 0,41%, азота 21,02%, метана 22,52%, этана 26,96%, пропана 15,38%, высших углеводородов (пропан + высшие) 28,12%, гелия 0,029%. Относительная плотность газа по воздуху 1,133.

Таблица 1.2 - Компонентный состав разгазированной и пластовой нефти Сарбайско-Мочалеевского месторождения

Наименование

Пласт A3.

При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях

При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях

Пластовая нефть

выделившийся газ

нефть

выделившийся газ

нефть

- сероводород

0.35

0.01

0.41

0.02

0.07

- двуокись углерода

0.83

-

0.97

0.01

0.13

- азот+редкие

18.15

-

21.02

-

2.61

в т.ч. гелий

0.025

-

0.029

-

-

- метан

20.04

0.02

22.52

0.04

2.83

- этан

25.27

0.74

26.96

1.04

4.29

- пропан

19.88

2.26

15.38

3.13

4.75

- изобутан

3.75

0.74

6.76

3.8

1.16

- н.бутан

6.9

2.54

3.8

3.02

3.21

- изопентан

2.46

2.44

1.08

2.59

2.48

- н.пентан

0.73

1.05

0.37

1.05

1

- гексан

1.19

5.04

0.5

4.81

4.43

- гептан

0.45

5.38

0.17

5.1

4.65

остаток С8

-

79.78

0.06

75.39

68.39

Молекулярная масса, %

-

237

-

234

207

Плотность нефти, кг/м3

-

0.8723

-

0.869

0.8537

Как видно из таблицы плотность нефти составляет 0,869 кг/м3, молекулярная масса 234, в выделившемся газе большое содержание этана, пропана и метана.

Таблица 1.3 - Свойства пластовой нефти Сарбайско-Мочалеевского месторождения

Пласт

Участок

Пластовая температура, оС

Давление насыщения, МПа

В пластовых условиях

При дифференциальном разгазировании нефти в рабочих условиях

плотность, г/см3

вязкость, мПа*с

газосодержание, м3/т

объемный коэффициент

А3

Сарбайский

32

3.5

0.8537

10.58

14.5

1.038

Как видно из таблицы пластовая температура равна 32 оС, давление насыщения 3,5 МПа.

Таблица 1.4 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование

Пласт А3

Количество

исследованных

Диапазон

Среднее

скв.

проб

изменения

Значение

Вязкость динамическая, мПас:

при

20С

6

15

7,32 - 14,87

9,08

50С

-

-

-

-

Вязкость кинематическая, м2/с

при

20С

6

15

(6,55 - 17,22) х10-6

10,65 х10-6

50С

-

-

-

-

Температура застывания, С

4

12

-2 - (-13)

-6,0

Температура насыщения парафином, С

-

-

-

-

Массовое содержание, %

Серы

8

18

1,25 - 2,05

1,62

Смол силикагелевых

8

18

4,77 - 10,37

6,54

Асфальтенов

8

18

1,43 - 4,09

2,61

Парафинов

8

18

3,99 - 7,84

5,63

Солей

-

-

-

-

Мех. примесей

-

-

-

-

Содержание воды, % об

7

17

0,0 - 36,0

8,3

Температура плавления парафина, С

8

18

48,0 - 69,5

62,0

н.к.-100С

8

18

4,0 - 12,0

7,0

Объемный

до 150С

8

18

13,0 - 22,0

17,0

выход фракций, %

до 200С

8

18

23,0 - 33,0

27,0

до 250С

8

18

33,0 - 44,0

38,0

до 300С

8

18

41,5 - 56,0

49,0

Классификация нефти

сернистая, смолистая, парафиновая

Таблица 1.5 - Результаты анализа пластовой воды

Содержание

Мг-экв/л

HCO3

3,3

Cl

4100

SO4

29,3

Ca

260

Mg + К

3600

Содержание нефти, мг/л

40 - 50

Содержание мех. примесей, мг/л

40

Как видно из таблицы по данным анализа пластовой воды содержание нефти в воде составляет 40-50 мг/л, содержание мех. примесей 40 мг/л.

Делись добром ;)