Физико-химические свойства пластовых флюидов

 

Исследование физико-химических свойств нефтей проводилось по глубинным и поверхностным пробам. При обобщении были использованы результаты исследований, проведенных в лабораториях ТатНИПИнефть и объединения Татнефть. Отбор глубинных проб нефти проводился глубинными пробоотборниками типа ПД-3м и ВПП-300. анализы пластовых нефтей проводились на установках УИПН и АСМ-300. Газ, выделенный из нефти, анализировался на аппарате ЛХМ-8МД, содержание сероводорода определялось йодометрическим способом.

Исследования проведены по 71 пластовой пробе из 30 скважин и 950 поверхностным пробам из 467 скважин, учтены только качественные пробы. Основными продуктивными в пределах площади являются отложения двух горизонтов: кыновского и пашийского. Результаты исследований нефти и газа приведены в табл. 3.1 –3.3. Нефть Сармановской площади относится к группе высокосернистых и парафиновых нефтей. В таблицах приводится компонентный состав газа при дифференциальном разгазировании. Результаты исследования показывают, что параметры нефти по горизонтам изменяются в следующих пределах.

Лист

КП.130503.65.09.3.90.ПЗ

Лит

№ докум.

Изм.

Подп.

Дата

Кыновский горизонт.

Давление насыщения изменяется от 1,8 до 9,0 МПа, среднее значение 6,8 МПа; газовый фактор равен 40,5 м³/т; вязкость пластовой нефти изменяется от 2,9 до 11,1 МПа·с, среднее значение 5,9 МПа·с; плотность нефти при дизразгазировании изменяется от 848,0 до 888,0 кг/м³, среднее значение 869,9 кг/м³.

Содержание серы в нефти составляет 1,7%, асфальтенов 5,0%, парафинов 4,3%. При разгонке получены фракции до 200ºС – 24,5%, до 300ºС – 31,4%.

Пашийский горизонт.

Газовый фактор равен 39,4 м³/т; вязкость пластовой нефти равна 5,3 МПа·с; плотность нефти при дизразгазировании изменяется от 865,0 до 872,0 кг/м³, среднее 871,0 кг/м³.

Содержание серы в нефти составляет 2,0, асфальтенов 5,1% масс. При разгонке получены фракции до 200ºС – 23,5%, до 300ºС – 43,9%.

Таблица 1.4.

Свойства пластовой нефти, газа и воды залежи Кыновского горизонта

Наименование	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
скважин	проб
а) нефть
Давление насыщения газом, Мпа			1,8÷9,0	6,8
Газосодержание, м^3/т			32,8÷59,2	46,6
Плотность, кг/м^3			779,0÷847,0	815,9
Вязкость, МПа·с			2,9÷11,1	5,9
Пластовая температура
б) пластовая вода
Газосодержание, м^3/т			0,28-0,35	0,35
в т.ч. сероводородов, м^3/т			-	-
Объемный коэф., доли ед.			1,014	1,014
Вязкость, мПа·с			1,76-1,96	1,81
Общая минерализация, г/л			243,9-278,5	261,2778
Плотность, кг/м^3			1172-1189	1180,5

Таблица 1.5. Свойства пластовой нефти, газа и воды залежи Пашийского горизонта
Наименование	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
скважин	проб
Давление насыщения газом, МПа				7,9
Газосодержание, м^3/т			48,6-48,7	48,6
Суммарный газовый фактор, м^3/т				39,4
Плотность, кг/ м^3			608,0-810,0	808,9
Вязкость, мПа·с				5,3
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, доли ед.			1,120-1,121	1,1210
Пластовая температура

Лист

КП.130503.65.09.3.90.ПЗ

Лит

№ докум.

Изм.

Подп.

Дата

Таблица 1.6.

Компонентный состав нефтяного газа (мольное содержание, %)

Наименование	Пласт
Кыновский		Пашийский
Сероводород	0,02			0,01
Углекислый газ	0,49			0,45
Азот + редкие	12,16			13,56
Метан	38,92			40,66
Этан	23,48			21,80
Пропан	17,21			15,80
Изобутан	1,60			1,51
Н.бутан	4,03			4,00
Изопентан	0,77			0,84
Н.пентан	0,72			0,80
Гексаны	0,60			0,57
Плотность газа, кг/м^3	1,2310			1,2107

 

Лист

КП.130503.65.09.3.90.ПЗ

Лит

№ докум.

Изм.

Подп.

Дата

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Таблица 1.7.

Наименование	Пласт Д0
Количество исследований	Диапазон измерения	Среднее значение
скв.	проб
Вязкость, сП при 20ºС			14,3 - 46,1	23,5
	50ºС			6,0 - 16,0	8,7
Температура застывания, ºС			Не опр.
Температура насыщения парафином, ºС			Не опр.
массовое содержание, %	Смол силикагелевых			17,5-26,3	21,9
Серы			1,2-2,8	1,7
Асфальтенов			3,0-6,6	5,0
Парафинов			2,50-8,40	4,3
объемный выход фракций, %	Н.К. - 100ºС			2,5-11,8	6,1
до 150ºС			Не опр.
до 200ºС			19,9-32,3	24,5
до 300ºС			20,0-62,3	31,4

 

Изм.

Лист

№ докум.

Подпись

Дата

Лист

КП.130503.65.09.3.90.ПЗ

Разраб.

Провер.

Реценз.

Н. Контр.

Утверд.

Анализ текущего состояния разработки

Лит.

Листов

АГНИ ФНГ гр. 15-13В

2. Анализ текущего состояния разработки залежи