Свойства и состав нефти и газа

Физико-химические свойства нефги и газа Правдинского месторождения учены по данным исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных институтами СибНИИНП, ВНИИ, Гипровостокнсфть, Центральной лабораторией Главтюмсньгеологии и службами производственного объединения «Юганскснефтегаз» .

Рабочие условия для дифференциального разгазирования пластовой нефти приняты среднегодовые в соответствии со схемой сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа Пласт АС 10−11.

Товарная характеристика нефти составлена по данным исследований поверхностных проб из скважин 51, 68, 1069. По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 838,0 кг/мЗ, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 7,2 МПа, газсодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 30,6 .м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 3,24 мПа.с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 890,0 кг/мЗ, газосодержание 26,0 мЗ/т, объемный коэффициент 1,079. Динамическая вязкость раз газирован ной нефти 49,16 мПас.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,60%), смолистая (8,57%), парафиновая (3,87%). Объемный расход светлых фракций при разгонке до 300″ С — 32%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: азота 0,77%, метана 83,42%, этана 7,38%, пропана 3,18%, высших углеродов расход (пропан + высшие) 5,79%. Относительная плотность газа по воздуху 0,692.

Пласг БС5.

Физико-химические свойства нефти и газа изучены по 11 глубинным пробам из 5 скважин. 354, 359, 421, 463, 635 и 13 поверхностным пробам из 11 скважин. По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержа-серы 1,00%), смолистая (5,33%), парафиновая (4,53%). Объемный рас ход светлых фракций при разгонке до 300° С — 41%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: азота 1,52%, метана 69,03%, этана 12,43%, пропана 10,32%, высших углеводородов (пропан+высшие) 15,95%. Относительная плотность газа по воздуху 0,826 .

Пласт БС6.

Свойства нефти и газа определены по 26 глубинным пробам из 23 скважин и 81 поверхностной пробе из 63 скважин.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 0,80%), смолистая (6,03%), парафиновая (4,21%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 °C — 42%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: «азота 1,40%, метана 61,34%, этана 12,53%, пропана 13,86%, высших углеводородов (пропан + высшие) 23,91%.

Пласт БС8.

Характеристика нефти и газа составлена по результатам исследований 18 глубинных проб из 11 скважин и 17 поверхностных проб из 16 скважин.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы 1,00%), смолистая (7,45%), парафиновая (4,15%). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 °C — 37%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся и 1 нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: люта 1,21%, метана 68,26%, этана 10,99%, пропана 11,37%, высших углеводородов (пропан+высшие) 18,64%.

Пласт БС9.

Изучены пять глубинных проб из скважин 501, 958 (две пробы), Ч 13, 3217 и шесть поверхностных проб из скважин 67, 87, 89, 772, 1183, 402. По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содсржание серы 1,30%), смолистая (7,81%), парафиновая (3,68%). Объемный коеффициент светлых фракций при разгонке до 300″ С — 37%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при деференциальном разгазировании в рабочих условиях: азота 1,14%, метана 72,39%, этана 9,77%, пропана 10,24%, высших углеводородов (пропан +высшие) 14,98%.

Таблица 2.2 Физико-химическая характеристика нефти и газа

Свойсва и состав вод Наиболее изученными являются воды пластов БС6 и ачимовскои толщи, приуроченных к неокомскому гидрогеологическому комплексу. В целом, воды всех рассматриваемых объектов относятся к хлоркальциевому типу. Плотность их в стандартных условиях изменяется от 1007 до 1010 кг/мЗ. Минерализация — от 10,5 до 163 г/л. В составе вод преобладают ионы хлора и натрия. Их содержание в пластах группы АС и БС изменяется от 160,0 до 277,4 моль/м ³ и от 175,3 до 257,9 моль/мЗ, соответственно. В водах ачимовскои толщи содержание иона хлора составляет 136,0−203 моль/м³, натрия — 162,2−240,0 моль/м³. Концентрации кальция и магния в водах всех продуктивных пластов изменяются, соответственно, от 1,08 до 4,1 моль/м ³ и от 0,37 до 1,3 моль/м³. Количество гидрокарбонат-иона ко-леблется от 10,8 до 45,6 моль/мЗ. Из микрокомпонентов определялись йод и бром. Содержание йода составляет 14,1−25,0 мг/л, брома — 40,2−50,9 мг/л .

Водорастворенный газ в водах неогенового комплекса на 88−90% состоит из метана. Содержание азота не превышает 2,2−4,3%. Вязкость вод в пластовых условиях, определенная по палеткам, вниз по разрезу незначительно уменьшается, составляя в среднем для вод пласта АС 10−1 Ь0,37 МПа. с, для вод группы БС-0,36 МПа. с, для вод ачимовской толиш 0,325 МПа.с. Объемный коэффициент увеличивается, соответственно, от 1,017 до 1,019 и 1,021.

Залежи нефти продуктивных пластов на рассматриваемом месторождении разрабатываются с заводнением, с применением в качестве выгесняюшего агента сначала вод сеноманского горизонта, а затем и сточной воды.

Как свидетельствуют результаты многочисленных анализов, воды сеноманских отложений по плотности, минерализации, высокому содержанию хлористого натрия, а также по концентрации йода, брома и газосодержанию практически идентичны вод.