Особенности применения ЭЦНУ для условий высокотемпературных карбонатных Мордовоозерского месторождения

курсовая работа

1.4 Состав и физико-химические свойства пластовых жидкостей и газов

Физико-химические свойства пластовых флюидов Мордовоозерского месторождения изучены по 6 поверхностным и 26 глубинным пробам, отобранным в 10 скважинах из верейских, башкирских и бобриковских отложений. Количество отобранных проб приведено в таблице №4.

Таблица №4 Свойства пластовой нефти

Наименование параметра

пласт

А2+А3

А4

Б0+Б1+Б2

Пластовое давление, Мпа

11.9

11.9

15.4

Пластовая температура, °С

37

37

39

Давление насыщения, Мпа

1.0

1.0

1.4

Газосодержание, м3/т

4.04

3.80

3.34

Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1= 0.4 МПа; t1= 20°С Р2= 0.0 МПа; t2= 20°С

2.76

2.52

2.58

Плотность в условиях пласта, кг/м3

876.0

910.0

922.0

Вязкость в условиях пласта, мПа с

29.88

125.0

149.3

Коэффициент объемной упругости, 1/МПа·10-4

6.07

5.5

5.5

Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20 °C: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании

-

-

-

Плотность дегазированной нефти, кг/м3 , при 20 °С: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании

888.0

922.0

937.0

Нефти Мордовоозерского месторождения высоковязкие (от 29.88 до 149,3 мПа*с), высокозастывающие (+3Со без термообработки), высокосернистые (содержание серы в нефтях - от 3.11 до 4.32%), высокосмолистые (от 21 до 25% смол и от 11 до 24% асфальтенов), высокопарафинистые (2-3% твердого парафина). Нефти сравнительно бедные светлыми фракциями и в соответствии с химическим составом относятся к метановому типу.

Таблица №5 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта А2+А3

Наименование параметра

Кол-во исследованных

Диапазон значений

Среднее значение

скважин

проб

Плотность при 20°С, кг/м3

4

18

884.0-891.0

888.0

Вязкость, мПа.с

при 20 °С

1

3

29.88

при 50 °С

Молярная масса, г/ моль

1

3

242.5-292.0

273.8

Температура застывания, °С

+3

Массовое содержание, %

4

18

серы

3.11

смол силикагелевых

21.09

асфальтенов

24.29

парафинов

2.02

воды

механических примесей

Содержание микрокомпонентов, г/т

ванадий

-

-

-

-

никель

-

-

-

-

Температура плавления парафина, °С

-

-

-

-

Температура начала кипения, °С

1

3

50-63

54.3

Шифр технологической классификации (по ГОСТ, ОСТ)

-

-

-

-

На основании результатов анализов поверхностных проб нефтей, отобранных в 2002 году, приняты следующие значения плотностей по пластам: А2+А3 - 0,888 г/см3, по А4 - 0,922 г/см3, по Б0+Б1+Б2 - 0,937 г/см3. В соответствии с результатами определений, полученные в 2001 г., значение газосодержания составляет для пластов А2+А3 - 4,04 м3/т, А4 - 3,8 м3/т, Б0+Б1+Б2 - 3,34 м3/т.

Таблица №6 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта А4

Наименование параметра

Кол-во исследованных

Диапазон значений

Среднее значение

скважин

проб

Плотность при 20°С, кг/м3

4

17

914.0-929.0

922.0

Вязкость, мПа.с

при 20 °С

1

2

125.0

при 50 °С

Молярная масса, г/ моль

2

3

294.9-313.5

302.8

Температура застывания, °С

+3

Массовое содержание, %

4

17

серы

4.04

смол силикагелевых

24.45

асфальтенов

10.85

парафинов

2.15

воды

механических примесей

Содержание микрокомпонентов, г/т

ванадий

-

-

-

-

никель

-

-

-

-

Температура плавления парафина, °С

-

-

-

-

Температура начала кипения, °С

1

3

50-70

58.3

Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %

до 100 °С

1

3

2.0-3.5

2.8

до 150 °С

-

-

-

-

до 200 °С

1

3

13.0-13.5

13.3

до 250 °С

-

-

-

-

до 300 °С

1

3

30.0-35.5

32.5

Шифр технологической кссификации (по ГОСТ, ОСТ)

-

-

-

-

Таблица №7 Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта Б0+Б1+Б2 (средние значения по результатам анализа дегазированных глубинных и поверхностных проб)

Наименование параметра

Кол-во исследованных

Диапазон значений

Среднее значение

скважин

проб

Плотность при 20°С, кг/м3

7

31

917.0-975.0

937.0

Вязкость, мПа.с

при 20 °С

1

3

149.3

при 50 °С

Молярная масса, г/ моль

2

3

328.9-394.1

369.3

Температура застывания, °С

+3

Массовое содержание, %

7

31

серы

4.32

смол силикагелевых

24.66

асфальтенов

10.42

парафинов

2.72

воды

механических примесей

Содержание микрокомпонентов, г/т

ванадий

-

-

-

-

никель

-

-

-

-

Температура плавления парафина, °С

-

-

-

-

Температура начала кипения, °С

2

3

55-75

63.3

Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %

до 100 °С

2

3

2.4-4.2

3.2

до 150 °С

-

-

-

-

до 200 °С

2

3

11.5-33.0

18.8

до 250 °С

-

-

-

-

до 300 °С

2

3

29.0-30.0

29.35

Шифр технологической классификации (по ГОСТ, ОСТ)

-

-

-

-

Таблица №8 Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

Наименование параметра

при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях

пластовая нефть

при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях

пластовая нефть

при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях

пластовая нефть

выделившийся газ

нефть

выделившийся газ

нефть

выделившийся газ

нефть

пласт А2+А3

пласт А4

пласт Б0+Б1+Б2

Молярная концентрация компонентов, %

- сероводород

0.040

0.100

0.170

- двуокись углерода

1.257

0.533

1.074

- азот+редкие

15.05

12.447

13.434

в т.ч. гелий

- метан

13.771

0.01

60.395

0.01

48.367

0.01

- этан

17.235

0.01

12.051

0.01

15.724

0.01

- пропан

25.985

0.09

9.947

0.10

10.501

0.04

- изобутан

-

0.08

-

0.06

-

0.02

- норм. бутан

18.12

0.36

3.312

0.21

6.5

0.13

- изопентан

-

0.53

-

0.27

-

0.14

- норм. пентан

6.814

0.75

1.214

0.29

3.145

0.27

- гексаны+высшие

98.17

99.05

99.38

Молекулярная масса

292.03

299.91

384.9

Плотность

- газа, кг/м3

1.685

1.024

1.172

- газа относительная (по воздуху), доли ед.

- нефти, кг/м3

888.0

876.0

922.0

910.0

937.0

922.0

Таблица №9 Свойства и состав пластовых вод

Наименование параметра

Количество исследованных

Диапазон изменения

Средние значения

Количество исследованных

Диапазон изменения

Средние значениея

скважин

проб

скважин

проб

пласт C2b

пласт C1bb+C1t

Газосодержание, м3/м3

Плотность воды, кг/м3

7

1137-1152

1145

- в стандартных условиях

- в условиях пласта

Вязкость в условиях пласта, мПа.с

Коэффициент сжимаемости,

1/МПа Ч 10-4

Объемный коэффициент, доли ед.

Химический состав вод, (мг/л)/(мг-экв/л)

Na+ + K+

2

3

940.7-2897.6

2076.2

9

7

984.4-2910.9

1344.5

Ca+2

2

3

208.2-245.9

229.9

9

7

276.5-400.8

319.8

Mg+2

2

3

110.0-132.6

120.9

9

6

137.6-199.2

167.4

Cl -

2

3

3052.2-3582.5

3283.5

9

6

3608.7-3983.1

3743.8

HCO3-

2

3

0.2-3.2

1.8

5

7

0.1-2.8

0.9

CO3-2

SO4-2

2

3

12.1-14.7

13.6

9

6

0.7-11.7

7.9

NH4 +

Br -

249.4

J -

28.56

В +3

Li +

Sr +2

Rb +

Cs +

Общая минерализация, г/л

7

209.2-1137.0

349.8

Водородный показатель, рН

Жесткость общая,

(мг-экв/л)

Химический тип воды, преимущественный

(по В.А.Сулину)

Сводная таблица подсчетных параметров и запасов нефти и растворенного газа

Сводная таблица запасов попутных компонентов растворенного газа

Делись добром ;)