Студопедия

КАТЕГОРИИ:

АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника



Свойства нефти, газа и конденсата




Читайте также:
  1. II.4. Классификация нефтей и газов по их химическим и физическим свойствам
  2. V. ОСНОВНЫЕ СВОЙСТВА ДЕЙСТВИЯ ВРЕМЕНИ
  3. А. Свойства и виды рецепторов. Взаимодействие рецепторов с ферментами и ионными каналами
  4. Алгоритм. Свойства алгоритма. Способы описания алгоритма. Примеры.
  5. Алгоритмы, их свойства и средства описания
  6. Аналитические свойства степенных рядов (непрерывность, интегрируемость, дифференцируемость)
  7. Анизотропия горных пород по электрическим свойствам
  8. БИЛЕТ 24. Понятие и свойства надежности
  9. Билет №8. Закон распределения системы случайных величин. Функция и плотность двумерной случайной величины и их свойства.
  10. Биомеханические свойства и особенности строения ОДА человека

На месторождении исследовано 199 глубинных проб нефти, из них 73 представительных, 134 поверхностных, из них качественных 127, 85 проб свободного газа и 3 пробы конденсата. Параметры нефти и газа, в соответствии с требованиями ГКЗ, приняты по результатам исследования их методом дифференциального дегазирования.

Физико-химические свойства пластовой нефти приведены в табличном приложении П. 2.6 разд. 7 [20], физико-химические свойства поверхностной нефти – П. 2.19, состав газа, растворенного в нефти (ступенчатое дегазирование) – П. 2.20, характеристика свободного газа – П. 2.21, компонентный состав пластового газа – П. 2.22. Ссылка на зависимости физических свойств от давления по пластам и поднятиям (Пересчет запасов [20], разд.7, рис. 7.1 - 7.15).

Пласт В3В4

Отсепарированный газ из залежей Веслянского и Губановского поднятий легкий, обогащен метаном (от 68.1 до 78.4%), среднеазотный (11.5 -20.4%), жирный (С2+высш. до 13%), количество сероводорода в нем превышает санитарные нормы (0.1%).

Свободный газ на Кокуйском поднятии был исследован в 27 скважинах, содержание метана в газе колеблется от 74.51 до 84.76%. Пластовый газ содержит конденсат, в 1972 г. ВНИИГазом на установке ЛПГ-1 исследовались на газоконденсатность пробы из скв. 71. В результате установлено, что выход сырого конденсата колеблется в пределах 32 - 38 г/м3, плотность его составляет 0.665 г/см3, пределы кипения – от 34 до 168 0С, т.е. он целиком состоит из бензиновых фракций. Суммируя компоненты сырого конденсата и отсепарированного газа, рассчитан состав газа в пластовых условиях: среднеметановый (76.8%), среднеазотный (11.05%), жирный (12.10% гомологов метана).

Пласты Бш1, Бш2, Бш3

По характеру пластовых флюидов башкирские залежи являются газоконденсатнонефтяными. Особенностью их является наличие газовых шапок, что затрудняет отбор глубинных проб нефти и объясняет незначительное количество качественных (15 из 44) проб.

По результатам исследований поверхностных и пластовых проб по всем основным параметрам нефти близки. Несколько отличается нефть Макаровского поднятия – она легче (0.832 - 0.840 г/см3 против 0.839 -
0.856 г/см3), имеет меньший объемный коэффициент (1.160-1.183 против 1.201-1.221). С учетом этого для башкирских пластов Лужковского и Макаровского поднятий приняты параметры по результатам исследования пластовых проб из скв. 96 и 98 Макаровского поднятия. Для Кокуйского, Веслянского, Губановского, Ясыльского поднятий физико-химические свойства приняты как среднее от суммы башкирских проб, отобранных на Кокуйском, Веслянском, Ясыльском поднятиях.



На Макаровском поднятии тонна нефти содержит 109.6 м3 малометанового, малоазотного, высокожирного, сернистого газа. Нефть легкая, маловязкая как в пластовых (плотность 0.792 г/см3, вязкость 1.53 мПа×с), так и в стандартных условиях (0.840 г/см3 и 5.14 мм2/с, соответственно). Давление насыщения в них изменяется от 9.7 до 10.35 МПа и значительно отличается от пластового (12.95 МПа), т.е. отобраны частично дегазированные пробы. Достоверные параметры можно получить по графику изменения свойств нефти от давления.

Усредненные физико-химические характеристики следующие:

- газонасыщенность – 96.5 м3/т;

- объемный коэффициент – 1.171;

- плотность пластовой нефти – 0,785 г/см3;

- вязкость – 1.32 мПа×с.

После дегазирования:

- плотность – 0.836 г/см3;

- вязкость – 5.10 мм2/с.



На Веслянском, Кокуйском, Ясыльском поднятиях по представительным глубинным пробам нефти в скв. 82 давление насыщения нефти газом составило 11.9 МПа, в пробах смешанной нефти в скв. 83 (Веслянское) Рнас изменяется незначительно (12.30 - 12.70 МПа), в среднем равно 12.50 МПа.

На Кокуйском поднятии из скв. 27 (пласт Бш2) исследованы 6 представительных проб из 7, все из скв. 81 (пласт Бш3). Имеются некоторые различия в параметрах пластовой нефти из этих скважин, что объясняется расположением их на структуре, т.к. сепарированные нефти в целом пластов Бш2 и Бш3 близки по качеству.

На Ясыльском поднятии в скв. 77 (пласт Бш1) получены 4 пробы, по соотношению давлений характеризующие нефть на стадии разгазирования (Рнас от 9.05 до 9.30 МПа, Рпл=12.95 МПа), т. к. в пласте есть газовая шапка. Истинные параметры нефти получены по графику разгазирования при давлении насыщения, равном 12.20 МПа и близком пластовому.

Из пласта Бш2 на Ясыльском поднятии в представительной глубинной пробе нефти давление насыщения равно 9.25 МПа, плотность и вязкость пластовой нефти составляют соответственно 0.786 г/см3 и 1.33 мПа×с. По расчетным данным при дифференциальном дегазировании из нефти выделяется 88.6 м3/т газа, плотность ее возрастает до 0.855 г/см3, вязкость – до 9.42 мм2/с, объем уменьшается в 1.201 раза.

Усредненные данные дифференциального дегазирования нефти, полученные по всем представительным пробам экспериментальным и расчетным путем, приняты в качестве исходных для каждого пласта башкирской залежи Веслянского, Кокуйского, Ясыльского и Губановского поднятий. Эти параметры следующие:

- давление насыщения – 11.24 МПа;



- газосодержание – 103.5 м3/т;

- объемный коэффициент – 1.211;

- плотность пластовой нефти – 0.778 г/см3;

- плотность разгазированной нефти – 0.850 г/см3;

- динамическая вязкость – 1.37 мПа×с;

- кинематическая вязкость – 7.56 мм2/с.

Пробы поверхностной нефти на Макаровском поднятии отобраны из пласта Бш1 в скв. 37 и 91. По результатам анализа качественной пробы из скв. 91 нефть средняя по плотности (0.869 г/см3), вязкая (15.06 мм2/с). В пласте Бш2 (скв. 98, 1425, 1427) нефть несколько лучшего качества: легкая (плотность 0.843 - 0.856 г/см3), менее вязкая (8.17 - 13.43 мм2/с).

По усредненным данным башкирская нефть легкая, маловязкая, смолистая, парафинистая, сернистая, обогащена бензино-керосиновыми компонентами (59%) с температурой замерзания (до -4 0С).

Сепарированная нефть в южной части залежи (Веслянское, Кокуйское, Ясыльское, Губановское) изучена по 36 пробам из 27 скважин. Свойства и состав ее во всех пробах близки, несмотря на то, что получена она из разных пластов. В целом нефть средняя по плотности (0.861 г/см3), вязкая (11.61 мм2/с), смолистая (12.32%), парафинистая (4.05%), сернистая (1.86%), состоит наполовину из легких фракций, температура замерзания от +5 до -20 0С н/з.

Компонентный состав газа дифференциального дегазирования на Макаровском поднятии рассчитан по корреляционным уравнениям из данных однократного дегазирования (скв. 96). Газ классифицируется как малометановый (55.40%), малоазотный (8.00%), высокожирный (36.00% гомологов метана). Сероводород в газе не определен. В попутном газе из этой же скважины содержится 0.8% сероводорода.

Нефтяной газ ступенчатой дегазации на Кокуйском и Веслянском поднятиях, выделенный из глубинной пробы нефти в скв. 82, и газ, полученный расчетным путем из данных однократного дегазирования в скв. 83, 27, 81, по составу идентичны и классифицируются как малометановые (57.13%), малоазотные (4.71%), высокожирные (>30% С2+высш), содержат значительное количество сероводорода (0.92%).

Газ газовой шапки на Лужковском поднятии исследован в скв. 148. Газ легкий (плотность 0.719 г/л), обогащен метаном (72.00%), содержит 16.00% азота и 11.50% гомологов метана. В газе содержание сероводорода выше санитарных норм (0.2%).

Свободный газ на Макаровском куполе (скв. 95, 97) по составу несколько отличается. Он содержит меньшее количество метана (68.40%), больше азота (19.00%) и высокомолекулярных УВ (12.60%), однако имеет единую с газом из скв. 148 классификацию: среднеметановый, среднеазотный, жирный. Сероводород в газе не определен. На остальных поднятиях (исключая Губановское, где отсутствует газовая шапка) свободный газ исследовали из трех пластов. Из пласта Бш1 отбирали и анализировали газ в скв. 24, 140, 1401, 1431, Бш2 – в скв. 537, 569, 1093, 1097, в остальных скважинах брали и исследовали смешанные пробы из пластов Бш1+2, Бш2+3 и Бш1+2+3. Всего проанализировано 19 проб свободного газа, близких по составу и имеющих единую классификацию: среднеметановый, среднеазотный, жирный, сернистый, в отдельных скважинах (1431 и 1097) высокосернистый (1.10% сероводорода).

Основываясь на сделанных ранее выводах о близости свойств нефти во всех башкирских пластах, можно предположить также идентичность свойств газа. Поэтому усредненные параметры газа газовых шапок по пластам Бш1, Бш2 и Бш3.

Газ газовой шапки в скв. 73 был исследован ВНИИГазом, определены газоконденсатные факторы по сырому и стабильному конденсатам. Выход сырого конденсата составил от 23 до 33 г/м3, стабильного – значительно меньше (от 16 до 23.50 см33). В среднем по залежи газоконденсатный фактор – 23 г/м3. Пластовый газ башкирской залежи по составу близок верейскому. Он содержит около 74% метана, более 12% азота и свыше 13% прочих углеводородов. Сырой конденсат плотностью 0.670 г/см3, выкипает при более высокой температуре (231 0С), почти на 90% состоит из бензинов, которые характеризуются невысоким октановым числом (68.2) и значительным содержанием серы (0.26%). Остались неизученными свойства стабильного конденсата. Для получения окончательных выводов необходимо проведение дополнительных исследований в летний период.


Дата добавления: 2015-01-19; просмотров: 44; Нарушение авторских прав







lektsii.com - Лекции.Ком - 2014-2021 год. (0.016 сек.) Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав
Главная страница Случайная страница Контакты