Физико-химические свойства нефти, газа, воды

 

Сарбайско-Мочалеевское месторождение изучено по данным исследований глубинных и поверхностных проб.

Пласт А3

Свойства нефти и газы приняты по данным исследований проб из скважины 40, 61, 65 (две пробы), 67.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 0,8573 г/см³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 3,5 МПа, газосодержание 17,1 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 10,58 мПа∙с. После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,8654 г/см³, газовый фактор 14,5 м³/т, объемный коэффициент 1,034, динамическая вязкость разгазированной нефти 22,2 мПа∙с.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,90%), смолистая (11,34%), высокопарафиновая (6,02%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300^оС - 39%.

 

Таблица 1.1

Характеристика коллекторских свойств и нефтенасыщенности пласта А3.
Метод определения	Зона	Наименование	Проницаемость, мД	Пористость, %	Начальная нефтенасыщен-ность, доли ед.	Насыщенность связанной водой, %
Лабораторные исследования керна	нефтенасыщенная	Количество скважин, шт.	2	2	-	-
		Количество определений, шт.	18	71	-	-
		Среднее значение	175.5	18.6	-	-
		Интервал изменения	8-456	14-24.5	-	-
	водонасыщенная	Количество скважин, шт.	2	2	-	-
		Количество определений, шт.	7	13	-	-
		Среднее значение	13	15.3	-	-
		Интервал изменения	7-17	12-17.6	-	-
	в целом по пласту	Количество скважин, шт.	4	4	-	-
		Количество определений, шт.	25	84	-	-
		Среднее значение	130	18.1	-	-
		Интервал изменения	7-456	12-24.5	-	-
Геофизические исследования скважин		Количество скважин, шт.	16	16	16	-
		Количество определений, шт.	65	65	38	-
		Среднее значение	272.1	19.3	0.736	-
		Интервал изменения	121-459	13.9-25.5	0.612-0.879	-
Гидродинамические исследования скважин		Количество скважин, шт.	-	-	-	-
		Количество определений, шт.	-	-	-	-
		Среднее значение	-	-	-	-
Принятые при проектировании			190.9	19.3	0.74	22.3

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 0,41%, азота 21,02%, метана 22,52%, этана 26,96%, пропана 15,38%, высших углеводородов (пропан + высшие) 28,12%, гелия 0,029%. Относительная плотность газа по воздуху 1,133.

 

Таблица 1.2 - Компонентный состав разгазированной и пластовой нефти Сарбайско-Мочалеевского месторождения

Наименование	Пласт A3.
	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях		При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях		Пластовая нефть
	выделившийся газ	нефть	выделившийся газ	нефть
- сероводород	0.35	0.01	0.41	0.02	0.07
- двуокись углерода	0.83	-	0.97	0.01	0.13
- азот+редкие	18.15	-	21.02	-	2.61
в т.ч. гелий	0.025	-	0.029	-	-
- метан	20.04	0.02	22.52	0.04	2.83
- этан	25.27	0.74	26.96	1.04	4.29
- пропан	19.88	2.26	15.38	3.13	4.75
- изобутан	3.75	0.74	6.76	3.8	1.16
- н.бутан	6.9	2.54	3.8	3.02	3.21
- изопентан	2.46	2.44	1.08	2.59	2.48
- н.пентан	0.73	1.05	0.37	1.05	1
- гексан	1.19	5.04	0.5	4.81	4.43
- гептан	0.45	5.38	0.17	5.1	4.65
остаток С8	-	79.78	0.06	75.39	68.39
Молекулярная масса, %	-	237	-	234	207
Плотность нефти, кг/м3	-	0.8723	-	0.869	0.8537

 

Как видно из таблицы плотность нефти составляет 0,869 кг/м^3, молекулярная масса 234, в выделившемся газе большое содержание этана, пропана и метана.

 

Таблица 1.3 - Свойства пластовой нефти Сарбайско-Мочалеевского месторождения

Пласт	Участок	Пластовая температура, оС	Давление насыщения, МПа	В пластовых условиях		При дифференциальном разгазировании нефти в рабочих условиях
				плотность, г/см3	вязкость, мПа*с	газосодержание, м3/т	объемный коэффициент
А3	Сарбайский	32	3.5	0.8537	10.58	14.5	1.038

 

Как видно из таблицы пластовая температура равна 32 ^оС, давление насыщения 3,5 МПа.

 

Таблица 1.4 - Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование			Пласт А3
			Количество исследованных		Диапазон	Среднее
			скв.	проб	изменения	Значение
Вязкость динамическая, мПа×с:
при	20°С		6	15	7,32 - 14,87	9,08
	50°С		-	-	-	-
Вязкость кинематическая, м2/×с
при	20°С		6	15	(6,55 - 17,22) х10-6	10,65 х10-6
	50°С		-	-	-	-
Температура застывания, °С			4	12	-2 - (-13)	-6,0
Температура насыщения парафином, °С			-	-	-	-
Массовое содержание, %		Серы	8	18	1,25 - 2,05	1,62
		Смол силикагелевых	8	18	4,77 - 10,37	6,54
		Асфальтенов	8	18	1,43 - 4,09	2,61
		Парафинов	8	18	3,99 - 7,84	5,63
		Солей	-	-	-	-
		Мех. примесей	-	-	-	-
Содержание воды, % об			7	17	0,0 - 36,0	8,3
Температура плавления парафина, °С			8	18	48,0 - 69,5	62,0
		н.к.-100°С	8	18	4,0 - 12,0	7,0
Объемный		до 150°С	8	18	13,0 - 22,0	17,0
выход фракций, %		до 200°С	8	18	23,0 - 33,0	27,0
		до 250°С	8	18	33,0 - 44,0	38,0
		до 300°С	8	18	41,5 - 56,0	49,0
Классификация нефти			сернистая, смолистая, парафиновая

 

Таблица 1.5 - Результаты анализа пластовой воды

Содержание	Мг-экв/л
HCO3	3,3
Cl	4100
SO4	29,3
Ca	260
Mg + К	3600
Содержание нефти, мг/л	40 - 50
Содержание мех. примесей, мг/л	40

 

Как видно из таблицы по данным анализа пластовой воды содержание нефти в воде составляет 40-50 мг/л, содержание мех. примесей 40 мг/л.