Физико-химические свойства пластовой нефти и газа

Изучение физико-химических свойств пластовых и дегазированных нефтей, попутных газов Северо-Альметьевской площади по кыновскому и пашийскому горизонтов проводился в течении I967-I982 г.г. Все глубинные пробы были отобраны из скважин при пластовом давлении, т.е. выше давления насыщения.

Нефти в пластовых условиях исследовались на ртутной аппаратуре с применением (в качестве рабочей жидкости) водного раствора хлористого натрия на установках УИПН-2, АСМ-300. Свойства поверхностных нефтей исследованы по существующим ГОСТам.

Газ, выделенный из нефти, при ее разгазировании анализировался на хроматографах типа УХ-2, ЛХМ - 8МД. В настоящее время исследование пластовых нефтей проведено по 62 скважинам или по 73 пробам.

Анализы выполнены силами лаборатории пластовых нефтей “TaтНИПИ нефть”, НГДУ "Альметьевнефть" и ЦНИПРа объединения “Татнефть”. Bce пробы нефти, как пластовые, так и поверхностные являются представительными.

В табл.5 приведены средние значения свойств пластовой нефти и их диапазон изменения: давления насыщения, газовый фактор I и П ступеней сепарации, пластовый газовый фактор, объемный коэффициент, плотность, вязкость.

Газовый фактор I и П ступеней сепарации определён при среднегодовой температуре на промыслах Татарстана равной +90 С.

Давление насыщения нефти газом изменяется от 6,8МПа до 9,8МПа, пластовый газовый фактор колеблется от 37,2 м3/т до 72,6 м3/т, объемный коэффициент от 1,077-1,196, вязкость от 2,34мПа·с до 3,55мПа·с.

В табл.6 приведены средние значения состава газа, разгазированной и пластовой нефти. Азота в газе содержится 8,34% объемных, метана 33,14% объемных, пропано-бутановых фракций- 39,78% объемных.

Данные по фракционному составу разгазированной нефти сведены в табл.7, из которой видно, что содержание серы, согласно ГОСТа 912-66, составило - 1,68% вес, парафина - 5,11% вес, асфальтенов - 4,22% вес, смол селикагелевых 15,49% вес. Следовательно, нефти Северо-Альметьевской площади (горизонт кыновский+пашийский) сернистые, парафиновые.

Таблица 6

Среднее значения свойств пластовой нефти и их диапазон изменения

Наименование показателя

Диапазон, изменение

Среднее значение

Давление насыщения газом, (МПа)

7,6-9,8

8,8

Газосодержание, Rн (м3/ т),

37,2-72,6

63,6

Газовый фактор при условии сепарации,

(м3/ т), приТ=90

при P1=0,5 МПа

при P2=0,1 МПа

21,4-48,1

6,9-11,6

39,9

9,6

Объемный коэф, Вн

1,077-1,196

1,1607

Плотность, ?н г/см3

0,783-0,870

0,808

Вязкость ?н , мПа ·с

2,34-3,55

3,05

Температура насыщения парафином, С0

8,3-13,4

11,3

Таблица 7

Средние значения состава газа в разгазированной и пластовой нефти

Углекислый газ

0,42

0,72

0,07

Азот

8,34

8,67

0,51

Метан

33,14

44,56

1,52

Этан

23,79

24,97

1,84

Пропан

20,52

15,41

2,6

Изобутан

2,57

1,49

0,66

Н-бутан

6,69

2,91

1,69

Изопентан

1,78

0,54

0,98

Н-пентан

1,58

0,41

0,96

С6 + высшие

1,17

0,31

89,17

Физико-химические свойства пластовой воды

Подземные воды горизонта Д1 Северо-Альметьевской площади по своим физико-химическим свойствам относятся к хлоркальциевому типу с минерализацией 254-276 г/л (в среднем 265 г/л). Вязкость подземных вод в среднем составляет 1,89 мПа•с. Газонасыщенность вод в среднем не превышает 0,312 м3/м3, а объемный коэффициент 4,4•10-5 . Физико-химический и ионно-солевой состав подземных вод приведен в табл.8

Таблица 8. Физико-химический и ионно-солевой состав подземных вод

Наименование

Диапазон изменения

Среднее значение

Газосодержание, м3/т

0,280-0,418

0,312

Объемный коэф.,

4,4·10-5

4,4·10-5

Вязкость, мПа·с

1,38-1,195

1,89

Общая минерализация, г/л

254,2682-276,0721

265,1701

Плотность, г/см3

1,1754-1,1879

1,1816

Содержание ионов

Cl-, мг/л

158468-171785

165127

SO 2-4, мг/л

13,1-20,0

16,5

HCO-3, мг/л

0-9,4

4,7

Ca2+, мг/л

21894-21950

21922

Mg2+, мг/л

4252-4408

4330

K+, Na+, мг/л

69567-77970

73768

 
< Пред   СОДЕРЖАНИЕ   Скачать   След >