КАТЕГОРИИ:
АстрономияБиологияГеографияДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника
Пластовых жидкостей и газа.
Характеристика нефти, газа Радаевского месторождения дана по результатам исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных институтом КНИИ НП, ЦНИЛом объединения "Куйбышевнефть" и институтом "Гипровостокнефть".
Физико-химические свойства нефти и газа определены по данным исследования шести глубинных из скважин № 16, 23, 31, 211 и 41 поверхностной пробы из шестнадцати скважин.
По результатам исследований этих проб, плотность пластовой нефти – 878,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 5,88 МПа, газосодержание – 27,69 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 27,83 мПа·с.
После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 897,0 кг/м3, газовый фактор – 25,63 м3/т, объёмный коэффициент – 1,055, динамическая вязкость разгазированной нефти – 125,38 мПа·с.
Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода – 0,80%, углекислого газа – 2,07%, азота – 22,86%, гелия – не определяли, метана – 27,65%, этана – 20,18%, пропана – 20,52%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 26,44%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,064, а теплотворная способность газа – 46528 кДж/м3.
По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,83%), высокосмолистая (15,26%), высокопарафиновая (6,65%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 33,0%.
Таблица№2 Свойства пластовой нефти и воды
| Наименование | Пласт СI(Б2) Сергиевского купола | ||||||||
| Количество исследованных | Диапазон изменения | Среднее значение | |||||||
| скв. | проб | ||||||||
| а) Нефть | |||||||||
| Давление насыщения газом, МПа | 5,29 – 6,37 | 5,88 | |||||||
| Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т | 25,90 – 31,08 | 27,69 | |||||||
| Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед. | 1,058 – 1,076 | 1,067 | |||||||
| Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т | |||||||||
| Р1= | 0,275 | МПа | Т1= | °С | – | 21,25 | |||
| Р2= | 0,108 | МПа | Т2= | °С | – | 2,16 | |||
| Р3= | 0,098 | МПа | Т3= | °С | – | 0,29 | |||
| Р4= | 0,118 | МПа | Т4= | °С | – | 1,06 | |||
| Р5= | 0,098 | МПа | Т5= | °С | – | 0,87 | |||
| Суммарное газосодержание, м3/т | – | 25,63 | |||||||
| Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях | – | 1,055 | |||||||
| Плотность, кг/м3 | 869,0 – 887,0 | 878,0 | |||||||
| Вязкость, мПа×с | 22,00 – 33,10 | 27,83 | |||||||
| Температура насыщения парафином, °С | |||||||||
| б) Газ газовой шапки | |||||||||
| Давление начала и максимальной конденсации, МПа | |||||||||
| Плотность, кг/м3 | |||||||||
Вязкость, мПа  с
| |||||||||
| Содержание стабильного конденсата, г/м3 | |||||||||
| в) Стабильный конденсат | |||||||||
| Плотность, г/см3 | |||||||||
| Температура застывания, 0С | |||||||||
| Вязкость при 20 0С, мПа с
| |||||||||
| г) Пластовая вода | |||||||||
| Газосодержание, м3/т | |||||||||
| в т.ч. сероводорода, м3/т | |||||||||
| Объемный коэффициент | |||||||||
| Вязкость, мПа с
| 1,42 | ||||||||
| Общая минерализация, г/л | 251,3 | ||||||||
| Плотность (в пл.условиях), кг/м3 | 1,155 |
Таблица №3.Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти
| Пласт СI (Б2) Сергиевского купола | ||||||||||
| 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 | % моль | % масс | % моль | % масс | % моль | % масс | % моль | % масс | % моль | |
| Сероводород | 0,794 | 0,80 | – | – | 0,886 | 0,80 | 0,004 | 0,04 | 0,030 | 0,20 |
| Углекислый газ | 2,178 | 1,70 | – | – | 2,954 | 2,07 | 0,001 | 0,01 | 0,087 | 0,45 |
| Азот + редкие | 15,985 | 19,60 | – | – | 20,767 | 22,86 | – | – | 0,606 | 4,92 |
| в т.ч. гелий | – | – | – | – | – | – | – | – | – | – |
| Метан | 10,892 | 23,33 | – | – | 14,387 | 27,65 | 0,001 | 0,01 | 0,420 | 5,96 |
| Этан | 15,420 | 17,62 | 0,040 | 0,39 | 19,683 | 20,18 | 0,058 | 0,54 | 0,630 | 4,77 |
| Пропан | 30,644 | 23,88 | 0,319 | 2,13 | 29,339 | 20,52 | 0,671 | 4,29 | 1,507 | 7,78 |
| Изобутан | 2,487 | 1,47 | 0,085 | 0,43 | 1,829 | 0,97 | 0,132 | 0,64 | 0,181 | 0,71 |
| Н. бутан | 12,231 | 7,23 | 0,325 | 1,65 | 6,569 | 3,49 | 0,687 | 3,33 | 0,858 | 3,36 |
| Изопентан | 7,140 | 3,40 | 0,091 | 0,37 | 0,406 | 0,17 | 0,118 | 0,46 | 0,127 | 0,40 |
| Н. пентан | 1,050 | 0,50 | 0,800 | 3,27 | 2,693 | 1,15 | 0,990 | 3,86 | 1,040 | 3,28 |
| Гексаны | 1,179 | 0,47 | 0,085 | 0,29 | 0,106 | 0,04 | 0,129 | 0,42 | 0,129 | 0,34 |
| Гептаны | – | – | – | – | – | – | – | – | 0,000 | – |
| Остаток (С8+высшие) | – | – | 98,255 | 91,47 | 0,381 | 0,10 | 97,208 | 86,40 | 94,385 | 67,83 |
| Молекулярная масса | 34,95 | 294,33 | 30,86 | 281,49 | 230,33 | |||||
| Молекулярная масса остатка | – | 316,67 | – | 316,67 | 316,67 | |||||
| Плотность: | ||||||||||
| - газа, кг/м3 | 1,452 | 1,282 | ||||||||
| - газа относительная (по воздуху) | 1,205 | 1,064 | ||||||||
| - нефти, кг/м3 | 902,0 | 897,0 | 878,0 |
Таблица №4.Физико–химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти
| Наименование | Пласт СI (Б2) Сергиевского купола | |||||
| Количество исследованных | Диапазон | Среднее | ||||
| скв. | проб | изменения | значение | |||
| Вязкость динамическая, мПа×с: | ||||||
| при | 20°С | 65,91 – 317,54 | 125,38 | |||
| 50°С | ||||||
| Вязкость кинематическая, м2/×с | ||||||
| при | 20°С | (72,53 – 349,44) ×10-6 | 137,98× 10-6 | |||
| 50°С | ||||||
| Температура застывания, °С | -18 – (-1) | -9 | ||||
| Температура насыщения парафином, °С | ||||||
| Массовое содержание, % | Серы | 1,61 – 3,66 | 2,83 | |||
| Смол силикагелевых | 11,37 – 23,69 | 15,26 | ||||
| Асфальтенов | 2,50 – 11,54 | 4,89 | ||||
| Парафинов | 4,60 – 10,01 | 6,65 | ||||
| Солей | ||||||
| Мехпримесей | ||||||
| Содержание воды, %об | 6,00 – 70,00 | 29,33 | ||||
| Температура плавления парафина, °С | 48 – 57 | |||||
| н.к.–100°С | 3,0 – 6,0 | 5,0 | ||||
| Объемный | до 150°С | 10,0 – 14,0 | 11,0 | |||
| выход фракций, % | до 200°С | 13,0 – 20,0 | 17,0 | |||
| до 250°С | 22,5 – 27,0 | 25,0 | ||||
| до 300°С | 24,0 – 38,0 | 33,0 | ||||
| Классификация нефти | Высокосернистая, высокопарафиновая, высокосмолистая | |||||
Воды продуктивных пластов CI, CIa, СII, СIIа, СIIб, CIIIа, CIIIб, В1 и ДI Радаевского месторождения изучались по данным глубинных и, в основном, поверхностных проб лабораториями ВОИГ и РГИ, Гипровостокнефть, НГДУ «Сергиевскнефть».
Район Радаевского месторождения характеризуется весьма сложной гидрогеологической обстановкой, что связано с приуроченностью месторождения к погребенной Камско-Кинельской впадине, нижнекарбоновые осадки которой (особенно в районе Малиновского купола) представлены мощной толщей песчано-глинистых пород.
Согласно гидродинамической и гидрохимической зональности этого района, воды пластов CI, CIa, СII, СIIа, СIIб, CIIIа, CIIIб, В1 относятся к зоне затрудненного водообмена, а воды пласта ДI - к зоне застойного режима. Зона сероводородных вод с затрудненным водообменом имеет нижнюю границу в кровле тиманского горизонта. В пределах площади распространения Камско-Кинельской впадины района Мухановского, Дмитриевского и других соседних месторождений, указанная граница располагается стратиграфически выше, в подошве терригенного пласта бобриковского горизонта, где пластовые воды радаевского и косьвинского горизонтов приобретают облик вод терригенного девона. В районе Радаевского месторождения пластовые воды радаевского горизонта по химсоставу незначительно отличаются от пластовых вод бобриковского горизонта (немного повышается содержание кальция, брома, уменьшается первая соленость, увеличивается метаморфизация).
Характеристика химического состава вод пласта СI приводится по результатам, полученным при освоении разведочных и эксплуатационных скважин на всех разрабатываемых куполах месторождения.
Залежь нефти пласта СI на Сергиевском, Студено-Ключевском и Радаевском куполах с 1970 года разрабатывается с заводнением попутной водой этого же пласта. Результаты большого количества проведенных анализов показывают, что химический состав вод пласта постоянен.
Плотность вод в стандартных условиях составляет 1,161 г/см3 (в пластовых условиях 1,155 г/см3), минерализация 251,29 г/л. Вязкость определялась по палеткам. В пластовых условиях в среднем она равна 1,40-1,42 мПа·с, в поверхностных условиях – 1,68 мПа·с. В составе воды содержится 8,56 г/л ионов кальция, 2,54 г/л магния, 1,08 г/л сульфатов. Первая соленость 85,3 %-экв. Пластовые воды характеризуются низкой степенью метаморфизации (rNa/rCl=0,86).
Водорастворенный газ в отложениях бобриковского горизонта изучался на Радаевском месторождении. В составе газа CH4-11,2%, C2H6+высшие-3,2%, N2-59,8%. Газонасыщенность - 165 см3/л, общая упругость газа – 3,39 МПа. Растворенные в водах газы характеризуются азотно-углеводородным составом.
Водообильность бобриковского горизонта изменяется в широких пределах от 0,35 м3/сут (скв.14 Студено-Ключевской купол), 4,2 м3/сут (скв.82 Успенский купол) до 53 м3/сут (скв.28 Сергиевский купол).
Статический уровень в скважине 39 (Радаевский купол) установился на абсолютной отметке +42 м.
В пределах Радаевского месторождения, как и на обширной территории Самарского Заволжья, воды бобриковского горизонта (пласт СI) обладают удивительно устойчивым химическим составом. Они имеют высокую первую соленость и низкую метаморфизацию. В водорастворенном газе преобладает азот.
Таблица №5.Содержание ионов и примесей в пластовой воде пластов СI+СIа Сергиевского купола
| Содержание ионов, моль/м3 и примесей, г/м3 | Количество исследованных | Диапазон изменения | Среднее значение | |
| скв. | проб | |||
| Cl- | 4059,80-4694,90 | 4324,39 | ||
| SO42- | 4,79-13,74 | 11,21 | ||
| HCO3- | 0,33-12,45 | 5,94 | ||
| Ca2+ | 189,87-250,25 | 213,45 | ||
| Мg2+ | 90,05-129,58 | 3715,59 | ||
| Na+ + K+ | 3470,87-4076,96 | 3715,59 | ||
| Примеси: | - | - | - | - |
| PH | 5-5 |
Дата добавления: 2015-01-19; просмотров: 150; Мы поможем в написании вашей работы!; Нарушение авторских прав |