Физико-химические свойства и характеристики нефтей месторождения Западнотепловск и Восточногрямячинск

Месторождение Тепловское Западное. Месторождение расположено в восточной части Гремячинско-Тепловской зоны нефтенакопления. Открыто в 1973 году. В отложениях подсолевой нижней перми установлены три залежи- две газоконденсатные и одна нефтегазоконденсатная. Продуктивные горизонты вскрыты на глубинах 2737-2676 м. Коллекторы представлены карбонатными породами с открытой пористостью 11-19 %.

Мощность нефтенасыщенной толщи составляет 24 м, площадь нефтяной части залежи -8,3 км², высота -35 м. Дебиты нефти 117,5м3/сут. Коэффициент нефтеотдачи принят равным 0,3. Пластовая температура 800 С, давление 34,2 мПа. Содержание в нефти сероводорода и углекислого газа незначительно.

Бензиновые фракции высокосернистые. Так, в наиболее легкой фракции (н.к. -1000 С), отвечающей по фракционному составу техническим требованиям на авиабензин Б-70, содержится 0,177 % серы, что во много раз превышает норму. Бензиновые фракции имеют большие выходы на нефть (н.к. -100 С-8,30%, 120С- 13,00 %, 150 С-22,00-200 С-36,50%)и содержат значительное количество ароматических углеводородов, поэтому после соответствующей очистки они могут служить высокооктановыми компонентами моторных топлив.

Легкий керосиновый дистиллят (120-240 С) имеют выход на нефть 32,70%. Фракция не соответствует ГОСТу на топливо ГС-1 из-за высокого содержания серы (0,35% против нормы по ГОСТ-у 0,25%) и низкой высоты некоптящего пламени, обусловленной большим содержанием ароматических углеводородов. После соответствующей очистки они могут служить высокооктановыми компонентами моторных топлив.

Дизельные фракции отличаются низкими значениями дизельного индекса -50,0. По содержанию серы -0,46% - они относятся к дизельному топливу подгруппы 2 ГОСТ-а 305-73.

Выход тяжелого остатка (после отбора всей дистиллятной части) минимален-13,3%.

Месторождение Гремячинское Восточное. Месторождение расположено в зоне бортового нижнепермского уступа, к востоку от Гермячинской площади. Открыто в 1976 г.

Нефтегазоконденсатная залежь массивного типа выявлена в сакмароартинских отложениях. Высота 113 м, высота нефтяной части 25 м. Открытая пористость пород- коллекторов кавернозно-порово- трещинных известняков и доломитов колеблется в пределах 3,9-9,4 % 2900 м. Пластовое давление 331 атм, пластовая температура на глубине 2900 750 С.

В процессе испытания скважин притоки газа достигали 180 тыс.м³/сут, конденсата-292,7 тыс.м3/сут, нефти -6м3/сут.

Плотность свободных газов 0,634 г/л, потенциальное количество жидких углеводородов 225,4 г/м³, содержание метана в газе достигает 85,92 %.

Физико-химические показатели нефти. Таблица 1

Показатели	Западно-Тепловское	Гремячинское Восточное	Смесь
	823,6	806,0
Содержание, %: общей серы меркап-тановой серы азота	1,30	1,23	1,26
Вязкость кинематическая при 50 ºС, мм2/с	1,76	1,31	1,23
Содержание, %: смол силикагелевых асфальтенов ванадия никеля парафина (с tпл. ~ 60 ºС) фракций до 200 ºС фракций до 350 ºС	8,69 0,48 - -   1,24 42,50 63,90	5,55 0,38 - - 1,46 55,50 80,60	7,12 0,43 - - 1,35 72,25
Температура, ºС: застывания вспышки в открытом тигле	-34	-42	-38
Коксуемость, %	1,62	0,95	1,28
Кислотное число, мг КОН на 1 г	0,035	0,040	0,037
Содержание хлоридов, мг/л	-	-	-
Зольность, масс. %	0,02	0,026	0,023

Потенциальное содержание фракций в товарной нефти.

Таблица 2

2. 2 Описание поточной схемы