Анализ эффективности проведения соляно-кислотных обработок ПЗП на Югомашевском месторождении

отчет по практике

1.4 Свойства и состав нефти и газа

Нефти среднего карбона в пластовых условиях близки по своим свойствам. Из них наиболее легкие, менее вязкие нефти из продуктивной пачки Св3, плотность разгазированной нефти по ней равна 0,867 г/см3, тогда как по остальным пачкам она меняется от 0,877 до 0,885 г/см3, по пачке Св4 нефть не отобрана.

Наиболее вязкие и более тяжелые нефти среди продуктивных пачек среднего карбона в пачке Сбш (плотность равна 0,885 г/см3), давление насыщения равно 4,99 МПа, вязкость при давлении насыщения 11,37 мПас.

Нефти терригенной толщи нижнего карбона исследованы по 30 пробам глубинной нефти, 24 пробы отобраны при раздельной перфорации пластов. Нефти близки по физико-химической характеристике. Несколько тяжелее более вязкая нефть, с наименьшим выходом светлых фракций.

Плотность разгазировнной нефти по пластам ТТНК изменяется от 0,886 до 0,891 г/см3, а в пласте CVI плотность равна 0,911 г/см3. Вязкость нефти в атмосферных условиях изменяется от 26,16 до 38,80 мПас, а по пласту CVI составляет 85,25 мПас. Давление насыщения изменяется по пробам от 3,14 до 9,61 МПа.

Нефти турнейского яруса исследовались по одной пробе. Нефть тяжелая - плотность равна 0,926 г/см3, вязкая - 133,77 мПа.с, давление насыщения равно 7,5 МПа.

Нефти фаменского яруса тяжелые, плотность составляет 0,925-0,949 г/см3, очень вязкие (вязкость в атмосферных условиях составляет 143,73 - 270,0 мПас). Давление насыщения изменяется от 4,12 до 7,19 МПа, газосодержание - от 11,3 до 26,77 м3/т.

Нефти терригенного девона изучены по 13 пробам, в основном изучены нефти пласта DI (8 проб). Плотность разгазированной нефти изменяется от 0,878 до 0,897 г/см3. Давление насыщения равно 7,18 - 8,63 МПа, газосодержание 32,4-35,93 м3/т, вязкость сепарированной нефти равно 23,1-38,6 мПас.

Попутные газы Югомашевского месторождения имеют плотность 1,204-1,511 кг/м3, содержание метана - 9,87-45,14 %, этана - 8,45-34,62 %, пропана - 9,73-25,41 %, бутанов - 6,09-8,71 %.

Газы жирные, тяжелые, азота содержится до 23,15%, углекислого газа - 0,17 - 2,4%.

Содержание гелия по имеющимся анализам некондиционно и равно 0,011 - 0,025 % моль (Св3 - 0,025 %, Сбш - 0,0125 %, CII - 0,011 %).

Нефти в поверхностных условиях имеют среднюю плотность (0,882-0,896 г/см3), вязкость равна 19,96-43,46 мм2/с, содержание серы равно 1,91-3,14 %, смол 18,1-27,14 %, парафина 2,4-4,66 %, фракции до 150С изменяются от 10,3 до 18 %.

Плотность нефтей по пластам ТТНК изменяется от 0,893-0,913 г/см3, более тяжелые нефти пластов CV и CVI. Вязкость изменяется по пластам от 51,85 до 159,1 мм2/с, содержание серы изменяется от 2,22 до 3,17 %, смол - от 18,17 до 29,83 %, парафина от 2,82 до 4,52 %, фракции до 150С изменяются от 4,5 до 13,0 %.

Нефти турнейского яруса изучены по 12 пробам. Плотность высокая (0,935 г/см3), содержание серы - 3,31 %, смол - 25,93 %, парафина - 2,51 %, фракции до 150 С равны 11,3 %.

Нефти фаменского яруса тяжелые (0,928 - 0,930 г/см3), высоковязкие (250,13 - 363,0 мм2/с), высокосернистые (3,39 - 4,0 %), парафинистые (2,68 - 4,05 %), фракции до 150С равны 9,7-18,1%.

По аскынскому горизонту из продуктивной пачки отобрана одна проба нефти в поверхностных условиях. Плотность нефти равна 0,901 г/см3, вязкость равна 222,3 мм2/с, содержание серы - 4,08 %, смол - 13,26 %, парафина - 2,39 %, фракции до 150С - отсутствуют.

Нефти терригенных отложений девона тяжелые (0,872 - 0,902 г/см3), вязкие и высоковязкие (до 274,3 мм2/с), высокосернистые (до 4,3 %), парафинистые (2,64 - 4,92 %). Нефти пласта DI более легкие - 0,893 г/см3.

Делись добром ;)