Состав и основные физические свойства нефти и газа

На начало разработки месторождения имелись сведения по составу глубинных проб нефтей из 6 скважин. Из них 4 скважины находятся в пределах участка А, по одной скважине на участках В и I, а участок Б вообще не охарактеризован глубинными пробами. По этим 6 скважинам имеются результаты анализов 16 проб нефтей. Из них 15 проб отобраны из пласта Ю₁³⁻⁴ и только одна проба из пласта Ю₁¹⁻².

Поверхностные пробы нефтей отобраны из 7 скважин. Все скважины находятся в пределах участков, А (6 скважин) и В (I скважина).

Компонентный состав газа представлен только результатами анализов, полученных после однократного разгазирования трех проб из двух скважин. Присутствие большого количеств азота, окиси углерода и водорода в этих пробах ставит под сомнение их качество.

Анализ имеющегося материала показывает, что все нефти обладают низким газосодержанием и, следовательно, низким давлением насыщения и объемным коэффициентом. Газонасыщенность нефтей участков, А и В изменяется в одних и тех же пределах (17−37 м?/т). Нефть на участке Г обладает аномально низким для нефтей пласта Ю¹ газосодержанием (9−11м?/т), однако, эти сведения получены только на основе анализов параллельных проб из одной и той же скважины. Поэтому, чтобы сделать уверенный вывод о газосодержании нефтей на этом участке, необходимо отобрать и проанализировать глубинные пробы из других скважин.

Диапазон изменения плотности поверхностных проб нефтей достаточно широк. При этом наблюдается неплохое соответствие между анализами глубинных и поверхностных проб. В целом нефти участка, А незначительно тяжелее нефтей участков В и Г. В них меньше выход легких фракций и в несколько раз больше содержание асфальтенов.

Наблюдается довольно отчетливая связь между содержанием асфальтенов и глубиной. Пользуясь этой зависимостью, можно прогнозировать качество нефтей запасов категории С₂.

Характеристика нефти представлена в таблице 2, а компонентный состав газа в таблице 3.

Характеристика нефти.

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной из пластовой нефти при дифференциальном разгазировании пластовой нефти Крапивинской группы месторождений.

Очевидно, нефти выше абсолютной отметки 2580 м будут содержать мало асфальтенов, обладать пониженной плотностью и иметь повышенный выход светлых фракции по сравнению с нефтями ниже абсолютной отметки 2630 м.

Сравнение состава нефтей Крапивинского месторождения и нефтей Первомайского месторождения, куда они будут направлены на УПН, показывает, что при их смещении не должно наблюдаться каких-либо отрицательных явлений. Газонасыщенность и содержание парафинов нефтей Крапивинского месторождения ниже, чем нефтей Первомайского. Некоторое опасение вызывает лишь достаточно высокое содержание асфальтенов в нефтях Крапивинского месторождения. В принципе, при смещении их с легкими парафинистыми нефтями возможно выпадение асфальтенов в осадок. И хотя последнее маловероятно при подготовке их на Первомайском УПН, для большей уверенности необходимо провести экспериментальную проверку в лаборатории.

Учитывая слабую охарактеризованность объектов, а также значительный разброс данных, необходимо отдельно отобрать глубинные пробы из пластов Ю₁¹⁻² Ю₁³⁻⁴. Особенно важно отобрать пробы из скважин, пробуренных в сводовой части и вблизи ВНК. Пробы нужно исследовать по полной программе в соответствии с требованиями ОСТ, т. е. определить параметры пластовой системы, а также состав и свойства нефтей и газа после однократной и ступенчатой сепарации.

Поскольку на УПН п. Пионерного осуществляется совместная подготовка нефтей месторождений Крапивинской группы и месторождений Первомайской группы, то необходимо провести экспериментальную лабораторную проверку смешиваемости этих нефтей.

В последующем бланки глубинных манометров расшифровывались, и полученная динамика давления во времени обрабатывалась по методу Д. Р. Харнера с получением значений коэффициента продуктивности, гидропроводности, проницаемости пласта, потенциального коэффициента, коэффициента призабойного дефекта (или ОП). Исследовались кривая притока и кривая восстановления давления. При отсутствии видимого притока, но при наличии КВД, проводилась обработка кривой восстановления давления с определением дебита, а также рассчитывались все выше указанные параметры. Использование данной методики обеспечивает точность определения параметра +/ - 30.

Основываясь на имеющейся информации о свойствах пластовой продукции можно сделать вывод о том, что свойства нефтей Крапивинской группы месторождений обладают такими свойствами, которые как нельзя лучше подходят для ее механизированной добычи посредством УЭЦН. Это низкое давление насыщения и газовый фактор, а так же связанный с этим небольшой перепад в плотности нефти в пластовых и поверхностных условиях, что гарантированно исключает образование газового замка на приеме ЭЦН.

К возможным осложнениям на Крапивинском и Двуреченском месторождениях относятся, прежде всего, влияние пластовой температуры t 93−91⁰С и вынос мех. примесей из при забойной зоны пласта.

нефтенасыщенность месторождение разрез газ.