Физико-химические свойства и состав нефти и воды

 

Пласт Д1

Нефть пласта ДI Сологаевского купола исследовалась по пяти поверхностным и глубинным пробам. Нефть хаpактеpизуется, как легкая, с плотностью 0,892г/см³, маловязкая с динамической вязкостью 1,41мПа×с. Давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 9,75МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 85,0 м³/т, по товаpным качествам - нефть сернистая массовое содержание серы - 0,88-1,09%, паpафиновая - 4-4,2%, смолистая - 5,34%. Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300⁰С – 46%.

Свойства нефти и газа пласта ДI Подбельского купола приняты по исследованиям двух глубинным и двух поверхностных проб из скважин 40 и 41. Плотность пластовой нефти 0,739г/см³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 9,77МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 104,6м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 1,31мПа×с. После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 822,0кг/м³, газосодержание 90,3м³/т, объемный коэффициент 1,235; динамическая вязкость разгазированной нефти 7,43мПа×с. По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 0,95 %), малосмолистая (3,50 %), парафиновая (4,25 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300°С – 50 %. Физико-химические свойства и фракционный состав нефти пласта ДI Сологаевского месторождения приведен в табл.1.1.

Таблица 1.1 Физико-химические свойства и фракционный состав нефти пласта ДI

Пласт ДI
Наименование		Количество исследованных			Диапазон изменения	Среднее значение
		скв.	проб
Вязкость:
динамическая при 20°С, мПа×с		2	3		8,46-17,07	11,73
кинематическая при 20°С, мм2/с		2	3		10,00-19,83	13,70
Температура, °С:
застывания		2		3	-6-(-10)	-8
плавления парафинов		2		3	63-70	67
Массовое содержание, %	серы	2		3	1,00-1,09	1,05
	смол силикагелевых	2		3	3,10-7,30	5,34
	асфальтенов	2		3	0,92-2,35	1,84
	парафинов	2		3	3,40-4,50	3,97

 

Газ, выделившийся после ступенчатой сепарации, имеет плотность – 0,915г/см³. Нефтяной газ пласта ДI характеризуется отсутствием сероводорода и незначительным содержанием углекислого газа.

Пласт ДI Сологаевского купола - мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 4,97%, метана 56,19%, этана 16,72%, пропана 13,86%, высших углеводородов (пропан+высшие) 21,64%, гелия 0,072%. Относительная плотность газа по воздуху 0,923.

Сведения получены при проведении структурного бурения, а также по данным анализа вод, отбиравшихся из источников питьевого и хозяйственного водоснабжения. Из терригенных отложений девона, приуроченных к третьей зоне застойного режима, к которой относится продуктивный пласт ДI. было отобрано и исследовано пять проб воды. Одна – при совместном опробовании пластов Дк, ДI' и ДI с помощью пластоиспытателя в скважине №1 на Сологаевском куполе, остальные – с устья скважин 6, 8, 11 и 104 в процессе пробной эксплуатации на этом же куполе. нефть скважина сологаевский

Плотность воды в стандартных условиях составляет 1,193-1,200 г/см³, минерализация в среднем равна 265 г/л. В составе воды содержится 40,0-44,0 г/л ионов кальция, 5,0-5,5 г/л магния. Первая соленость не превышает 50,0 %.экв. Вода практически бессульфатна, концентрация сульфатов не превышает 0,12 г/л. Вязкость в пластовых условиях в среднем по определениям составляет 0,95 мПа×с, объемный коэффициент равен 1,017. Попутная вода, отобранная из скважин, эксплуатирующих пласт ДI на Сологаевском куполе и не испытывающих влияние от заводнения, по своим физико-химическим свойствам и компонентному составу ничем не отличаются от воды этого пласта, полученной ранее при опробовании скважин.

Пластовые воды нефтяного пласта ДI по содержанию брома превышают минимальные промышленные концентрации в 5-7 раз, по стронцию в 3-5 раз. Содержание калия и йода в этих водах приближается к минимальному промышленному. По всем остальным микрокомпонентам (бор, литий, рубидий, цезий, германий) воды некондиционны. Температура составляет 64-65^оС, а на устье скважины за счет теплопотерь, она снижается почти вдвое. Сведения о химическом составе и физических свойствах нефти, газа и воды пласта ДI представлены в табл. 1.2-1.4.[1].

Пласт Д II

Свойства нефти и газа определены по пяти глубинным пробам из скважин 12, 14, 106, 121, 154 и по пяти поверхностным пробам из этих же скважин, расположенных на Сологаевском куполе.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 782,0 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 10,01 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 82,2 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 1,55 мПа×с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 846,0 кг/м³, газосодержание 71,7 м³/т, объемный коэффициент 1,182, динамическая вязкость разгазированной нефти 11,41 мПа×с.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,08 %), малосмолистая (3,34 %), парафиновая (4,72 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 47 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 3,56 %, метана 45,45 %, этана 18,20 %, пропана 18,10 %, высших углеводородов (пропан+высшие) 32,17 %, гелия 0,072 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,076.

 

Таблица 1.2 Свойства пластовой нефти и воды

Наименование	Пласт ДI и ДII
	Кол-во исследованных		Диапазон изменения	Среднеезначение
	скв.	проб
нефть
Давление насыщения газом, МПа	2	3	8,99-10,13	9,75
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т	2	3	79,7-87,8	85,0
Суммарное газосодержание, м3/т	2	3	-	72,3
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазирован в раб. условиях	2	3	-	1,196
Плотность, кг/м3	2	3	742,0-770,0	757,0
Вязкость, мПа×с	2	3	1,24-1,55	1,41
Пластовая температура, 0С	2	3	60-67	65
вода
Объемный коэффициент	2	2	1,017	1,017
Общая минерализация, г/л	4	13	247,1-276,3	264,9
Плотность, кг/м3: поверхностных условиях/ пластовых условиях	4	13	1193/1173 1200/1180	1196/1176

 

Таблица 1.3 Химический состав и физические свойства пластовой воды Пласт ДI

№ скважины	Интервал опробования, м	Плотность воды, г/см3		Температура пластовая, 0С	Вязкость пласт. условия	Уд. Сопротивление при тем-ре пласта	Общая Мине-рализация, г/л	содержание ионов (мг/л, мг.экв/л, % экв.)
		пластовые	стандарт					Na++K+	Ca++	Mg++	Cl-	SO4--	HCO3-
6	2600-2610	1,173	1,193	64,6	0,95	0,019	276,26	56700,0 2465,25 25,11	40080,0 2004,00 20,41	5350,0 439,8 4,48	173950,0 4905,39 49,96	120,0 2,57 0,03	60,0 1,10 0,01
102	2667-2671 2675-2681	1,178	1,198	64,6	0,95	0,019	268,68	51170,0 2224,91 23,53	41880,0 2094,18 22,14	4980,0 409,81 4,33	167560,0 4725,19 49,96	90,0 1,91 0,02	100,0 1,80 0,02
125	2660-2668	1,177	1,197	64,6	0,95	0,019	267,82	53286,0 2314,43 24,47	44370,0 2214,64 23,42	2430,0 199,84 2,11	167540,0 4725,13 49,96	150, 3,12 0,03	40,0 0,66 0,01
143	2599-2597	1,176	1,196	64,6	0,95	0,019	247,11	45303,0 1967,68 22,32	40280,0 2010,50 22,81	5220,0 429,29 4,87	156200,0 4405,31 49,98	80,0 1,67 0,02	30,0 0,49 0,06

 

Таблица.1.4 Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти. Пласт ДI

Наименование	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях					При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях				Пластовая нефть
	выделившийся газ		нефть			выделившийся газ		нефть		масс.%	мольн.%
	масс.%	мольн.%		масс.%	мольн.%	масс.%	мольн.%	масс.%	мольн.%
Сероводород	0,00	0,00		0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00	0,00
Углекислый газ	0,59	0,43		0,00	0,00	0,79	0,48	0,00	0,00	0,06	0,18
Азот + редкие	3,81	4,35		0,00	0,00	5,20	4,97	0,00	0,00	0,39	1,84
Метан	24,48	48,82		0,02	0,25	33,66	56,19	0,00	0,01	2,51	20,80
Этан	13,53	14,39		0,09	0,62	18,77	16,72	0,07	0,43	1,46	6,46
Пропан	19,92	14,45		0,45	2,11	22,82	13,86	0,82	3,62	2,46	7,41
Изобутан	4,43	2,44		0,20	0,70	3,44	1,58	0,41	1,39	0,64	1,46
Н.бутан	11,65	6,41		0,85	3,02	8,36	3,85	1,46	4,90	1,97	4,51
Изопентан	6,05	2,68		0,90	2,60	2,19	0,81	1,39	3,76	1,45	2,67
Непентан	5,73	2,54		1,10	3,16	2,34	0,87	1,54	4,16	1,60	2,94
Гексаны	6,87	2,55		2,97	7,16	1,61	0,50	3,51	7,95	3,36	5,19
Гептаны	2,94	0,94		3,18	6,59	0,82	0,17	3,36	6,55	3,14	4,17
Остаток	0,00	0,00		90,24	73,79	0,00	0,00	87,44	67,23	80,96	42,37
Молекулярная масса				208,00		26,73		195,00		133,00
газа, кг/м3	1,351					1,112
газа относительная (по воздуху)	1,121					0,923
нефти, кг/м3				848,00				838,00		757,00

Таблица 1.5 Свойства пластовой нефти и воды

Наименование