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). Диапазон изменения давления насыщения изменяется от 6.5 до 9,6 МПа, в среднем равняется 8.2 МПа; газовый фактор равен 49.6 м3/т; объёмный коэффициент от 1,112 до 1,250, среднее - 1,136; средняя плотность пластовой нефти равна 809,2 кг/м3; вязкость изменяется от 2,4 до 6,9 мПа·с, среднее - 3.9 мПа·с; плотность дегазированой нефти при дифразгазировании равна 858.8 кг/м3.
Таблица 3.1
Параметры нефтей в пластовых и поверхностных условиях горизонта D1
Показатели |
Восточно-Лениногорская площадь |
Ромашкинское месторождение |
|
1 |
2 |
3 |
|
Давление насыщения, МПа |
7.8 |
8,3 |
|
Давление опыта, МПа |
17.5 |
17.5 |
|
Объёмный коэффициент, доли ед. |
1.154 |
1.1519 |
|
Пластовый газовый фактор, м3/т |
47.2 |
59.2 |
|
Плотность пластовой нефти, кг/м3 |
808.7 |
806.4 |
|
Плотность поверхностной нефти, кг/м3 |
862.4 |
862.2 |
|
Вязкость пластовой нефти, мПа · с |
3.9 |
3.8 |
|
Вязкость поверхностной нефти при t = 20 єС, мПа·с |
22,9 |
18,9 |
|
Коэффициент сжимаемости, 105 ·1/ат |
9,2 |
9,5 |
|
Температура застывания, є С |
ниже 18 |
ниже 18 |
|
Содержание весовых |
|||
асфальтенов, % |
1,87 |
3,7 |
|
парафина, % |
2,6 |
3,9 |
|
серы, % |
1,5 |
1,6 |
|
смол, % |
14,5 |
16,4 |
Содержание серы изменяется от 1,2 до 3 %, среднее значение - 1,7 % асфальтенов от 1,0 до 6,6 %, среднее 1,9 % [2].
Выход светллых фракций составил - 7.5% при разгонке до 100 0С , 26.3 до 200 0С , 49.0 до 300 0С. Нефти Восточно-Лениногорской площади относятся к группе малосмолистых, парафинистых и сернистых. Состав газа по площади измеряется незначительно.
Таблица 3.2
Компонентный состав попутного газа горизонта D1
Показатели содержания компонентов |
Восточно-Лениногорская площадь, % |
Ромашкинское месторождение, % |
|
1 |
2 |
3 |
|
CO2 |
0,32 |
0,47 |
|
H2S |
0,03 |
0,03 |
|
N2 |
9,23 |
9,19 |
|
C1 |
38,99 |
38,43 |
|
C2 |
20,77 |
21,8 |
|
C3 |
17,5 |
17,94 |
|
Изо-С4 |
2,49 |
2,28 |
|
Изо-С5 |
1,75 |
1,62 |
|
Н-С5 |
1,66 |
1,45 |
|
С6 - С13 |
0,98 |
0,9 |
|
Не |
2,4 |
0,0432 |
Физико-химические свойства и состав пластовых вод в разрезе горизонта Д1 Восточно-Лениногорской площади водоносными являются песчано-алевролитовые породы. Дебиты скважин в этих отложениях колеблются от 1 - 5 м3/сут до 280 - 410 м3/сут при динамических уровнях 500 -1300м от устья. Статический уровень устанавливается на абсолютных отметках 25-33м[2].
Подземные воды пашийского горизонта (пласта D1) представлены хлоркальциевыми рассолами (по В.А.Сулину), общая минерализация которых изменяется от 249.6 до 281.5 г/л. Плотность вод изменяется от 1.17 до 1.19 г/см3. Из растворенных газов в пластовых водах преобладает метан. Газонасыщенность вод колеблется от300 до 700 см3/л. температура пластовой воды составляет 35.5 0С. Вязкость пластовой воды 1.98 мПа*с.
По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу. Общая минерализация составила 260,7 - 272,3 г/л, плотность 1178,7-1191,0 кг/м3, вязкость 1,80-1,98 мПа-с, рН = 5,7 (табл. 3.3-3.4). Пластовое давление равно 18,6 - 19,2 МПа, температура пластовых вод 37-40°С.
скважина отложение насосная установка
Таблица 3.3
Физические свойства пластовых вод пашийских отложений
Наименование |
Количество исследованных |
Диапазон изменения |
Средне значение |
||
скважин |
проб |
||||
Газосодержание, м3/т |
20 |
20 |
0,31-0,36 |
0,34 |
|
Объемный коэффициент, доли ед. |
20 |
20 |
0,958-1,001 |
1,0013 |
|
Вязкость, мПа-с |
20 |
20 |
1,80-1,97 |
1,87 |
|
Общая минерализация,г/л |
20 |
20 |
260,71-272,33 |
267,7 |
|
Плотность, кг/м |
20 |
20 |
1178,7-1191 |
1185 |
Газовый состав подземных вод азотно-метановый. Газонасыщенность составляет 0,31-0,36 м3/т, упругость газа 20-60 МПа. Объемный коэффициент равен 1,0013. [1]
Таблица 3.4
Химические свойства пластовых вод пашийских отложений
Наименование |
Кол-во исследований |
Диапаон изменения |
Среднее значение |
||
скважин |
проб |
||||
Сl- |
20 |
20 |
4575,26-4823,6 |
4700,03 |
|
S024 |
20 |
20 |
0,01-0,54 |
0,06 |
|
НСОз |
20 |
20 |
0,1-1,2 |
0,4 |
|
Са2+ |
20 |
20 |
549,45-597,4 |
568,4 |
|
Mg2- |
20 |
20 |
167,62-200,85 |
177,63 |
|
K++Na+ |
20 |
20 |
3095,97-3254,2 |
3215,83 |
|
примеси |
20 |
20 |
не определены |
не определены |
|
рН |
20 |
20 |
5,1-6,8 |
5,7 |
Среднее значение взято по скважине 6102 Восточно-Лениногорской площади.
Нефти Восточно-Лениногорской площади относятся к категории высокосернистых с большим содержанием АСПО. Параметры поверхностных нефтей изменяются в следующих пределах: содержание серы в нефти от 1,23 до 2,34% вес, в среднем 1,79% вес; асфальтенов от 3,4 до 6,3% вес, в среднем 4,87% вес; парафинов от 2,3 до 3,8% вес, в среднем 4,61% вес.