Помощь в написании студенческих работ
Антистрессовый сервис

Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Реферат: Физико-химические свойства нефти, газа и воды
РефератПомощь в написанииУзнать стоимостьмоей работы

В процессе эксплуатации изучались попутные воды бобриковского горизонта на обоих куполах месторождения (до начала закачки, которая началась на Северо-западном куполе в 2002 г.). Характеристика нефти и газа Шумолгинского месторождения дана по результатам исследований глубинных и поверхностных проб ЦНИЛом п/о «Куйбышевнефть» и ООО «СамараНИПИнефть». По товарной характеристике нефть высокосернистая… Читать ещё >

Физико-химические свойства нефти, газа и воды (реферат, курсовая, диплом, контрольная)

Характеристика нефти и газа Шумолгинского месторождения дана по результатам исследований глубинных и поверхностных проб ЦНИЛом п/о «Куйбышевнефть» и ООО «СамараНИПИнефть».

Физико-химические свойства нефти и газа приняты по данным исследований 5 глубинных и 16 поверхностных проб.

Нефть Шумолгинского относится к тяжелым: плотность пластовой нефти изменяется от 0,905 кг/м3 до 0,910 кг/м3.

Газовый фактор изменяется от 4,59 м3/т до 8,96 м3/т, газосодержание нефти изменяется от 4,9 м3/т до10,1 м3/т.

Нефть Шумолгинского высоковязкая, диапазон изменения вязкости от 51,2 мПа*с по пласту В1 до 100,2 мПа*с пласта Б2 Северо-западного купола.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 3,94−4,13%), смолистая (9,24−12,32%), парафиновая (4,0−5,0%).

Пласт Б2 один из самых крупных разрабатываемых пластов, нефтеносен он на обоих куполах Шумолгинского месторождения. Химический состав пластовых вод его в процессе опробования не изучался. В 1974 г. в эксплуатационной скважине 63 ЦНИЛом были проведены глубинные исследования. В результате был изучен химический состав воды пласта Б2, статический уровень установился на глубине 348 м.

В процессе эксплуатации изучались попутные воды бобриковского горизонта на обоих куполах месторождения (до начала закачки, которая началась на Северо-западном куполе в 2002 г.).

По сравнению с последним пересчетом запасов нефти и газа [12] дополнительно проанализированы пять поверхностных проб из скважин 1, 51, 59, 60, 67.

Свойства нефти и газа приняты по данным исследований двух глубинных проб из скважин 1, 2 и шести поверхностных проб из скважин 1 (две пробы), 2, 51, 59, 60, 67.

По результатам исследований этих проб и расчётов плотность пластовой нефти — 910,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре (30С0) — 4,06 МПа, газосодержание — 8,05 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти — 82,30 мПа· с.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 918,0 кг/м3, газовый фактор — 7,47 м3/т объёмный коэффициент — 1,019, динамическая вязкость разгазированной нефти — 136,64 мПа· с.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти после дифференциального разгазирования при рабочих условиях: сероводорода — 7,32%, углекислого газа -4,88%, азота -44,05%, гелия -0,050%, метана -17,00%, этана -16,66%, пропана -5,41%, высших углеводородов (пропан + высшие) -10,09%. Относительная плотность газа по воздуху — 1,042, а теплотворная способность — 27 952,7 кДж/м3.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 4,13%), смолистая (9,70%), парафиновая (4,10%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С — 37,0%.

Таблица 1.2.

Свойства пластовой нефти и воды.

Наименование.

Пласт Б2 Северо-западный купол.

Количество исследованных.

Диапазон изменения.

Среднее значение.

скв.

проб.

а) Нефть.

Давление насыщения газом, МПа.

3,61 — 4,50.

4,06.

Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т.

6,40 — 9,70.

8,05.

Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.

1,019 — 1,028.

1,024.

Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т.

Р1=.

0,167.

МПа.

Т1=.

С.

;

6,76.

Р2=.

0,275.

МПа.

Т2=.

С.

;

0,00.

Р3=.

0,108.

МПа.

Т3=.

С.

;

0,28.

Р4=.

0,098.

МПа.

Т4=.

С.

;

0,07.

Р5=.

0,118.

МПа.

Т5=.

С.

;

0,13.

Р6=.

0,098.

МПа.

Т6=.

С.

;

0,23.

Суммарное газосодержание, м3/т.

;

7,47.

Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях.

;

1,019.

Плотность, кг/м3

902,0 — 917,0.

910,0.

Вязкость, мПас.

63,50 — 101,10.

82,30.

Температура насыщения парафином, С.

;

;

;

;

б) Газ газовой шапки.

Давление начала и максимальной конденсации, МПа.

Плотность, кг/м3

Вязкость, мПас.

Содержание стабильного конденсата, г/м3

в) Стабильный конденсат.

Плотность, г/см3

Температура застывания, 0С.

Вязкость при 20 0С, мПас.

г) Пластовая вода.

Газосодержание, м3/т.

в т.ч. сероводорода, м3/т.

Объемный коэффициент.

Вязкость, мПас.

;

;

;

1,34.

Общая минерализация, г/л.

244,89−267,59.

255,46.

Плотность, кг/м3

1155,5−1165,5.

Таблица 1.3. Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти

Пласт Б2 Северо-западный купол.

Наименование.

При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях.

При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях.

Пластовая нефть.

выделившийся газ.

нефть.

выделившийся газ.

нефть.

% масс.

% моль.

% масс.

% моль.

% масс.

% моль.

% масс.

% моль.

% масс.

% моль.

Сероводород.

7,474.

7,23.

0,051.

0,41.

8,265.

7,32.

0,056.

0,45.

0,126.

0,94.

Углекислый газ.

6,301.

4,72.

;

;

7,116.

4,88.

0,010.

0,06.

0,069.

0,40.

Азот + редкие.

31,394.

36,93.

;

;

40,900.

44,05.

;

;

0,343.

3,13.

в т.ч. гелий.

0,006.

0,046.

;

;

0,007.

0,050.

;

;

;

0,004.

Метан.

6,914.

14,21.

0,004.

0,07.

9,034.

17,00.

0,004.

0,06.

0,079.

1,26.

Этан.

16,856.

18,48.

0,040.

0,37.

16,598.

16,66.

0,083.

0,75.

0,222.

1,88.

Пропан.

10,993.

8,22.

0,120.

0,75.

7,903.

5,41.

0,181.

1,12.

0,245.

1,42.

Изобутан.

6,787.

3,85.

0,160.

0,76.

3,197.

1,66.

0,207.

0,97.

0,232.

1,02.

Н. бутан.

4,619.

2,62.

0,205.

0,97.

2,484.

1,29.

0,233.

1,09.

0,251.

1,10.

Изопентан.

5,756.

2,63.

0,629.

2,40.

2,630.

1,10.

0,665.

2,51.

0,682.

2,41.

Н. пентан.

0,416.

0,19.

0,102.

0,39.

0,311.

0,13.

0,103.

0,39.

0,105.

0,37.

Гексаны.

1,882.

0,72.

0,960.

3,07.

0,885.

0,31.

0,968.

3,07.

0,969.

2,87.

Гептаны.

0,608.

0,20.

1,033.

2,84.

0,299.

0,09.

1,034.

2,81.

1,029.

2,62.

Остаток (С8+высшие).

;

;

96,696.

87,97.

0,378.

0,10.

96,456.

86,72.

95,648.

80,58.

Молекулярная масса.

33,26.

275,50.

30,22.

272,27.

255,12.

Молекулярная масса остатка.

;

302,83.

;

302,83.

302,83.

Плотность:

газа, кг/м3

1,382.

;

1,256.

;

;

газа относительная (по воздуху).

1,147.

;

1,042.

;

;

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

Наименование.

Пласт Б2 Северо-западный купол.

Количество исследованных.

Диапазон.

Среднее.

скв.

проб.

изменения.

значение.

Вязкость динамическая, мПас:

при.

20С.

88,60 — 185,10.

136,64.

50С.

;

;

;

;

Вязкость кинематическая, м2/с.

при.

20С.

(96,74 — 198,50) Ч10-6

147,62Ч10-6

50С.

;

;

;

;

Температура застывания, С.

— 22,0 — (-11,0).

— 16,0.

Температура насыщения парафином, С.

;

;

;

;

Массовое содержание, %.

Серы.

3,71 — 4,60.

4,13.

Смол силикагелевых.

6,86 — 13,52.

9,70.

Асфальтенов.

2,40 — 5,17.

4,38.

Парафинов.

2,92 — 5,68.

4,10.

Солей.

;

;

;

;

Мехпримесей.

;

;

;

;

Содержание воды, %об.

0,0 — 77,0.

27,4.

Температура плавления парафина, С.

58,0 — 60,0.

59,0.

н.к.-100С.

1,0 — 4,0.

3,0.

Объемный.

до 150С.

6,0 — 12,0.

9,0.

выход фракций, %.

до 200С.

12,0 — 22,0.

16,0.

до 250С.

20,0 — 32,0.

24,0.

Пласт Б2 один из самых крупных разрабатываемых пластов, нефтеносен он на обоих куполах Шумолгинского месторождения. Химический состав пластовых вод его в процессе опробования не изучался. В 1974 г. в эксплуатационной скважине 63 ЦНИЛом были проведены глубинные исследования. В результате был изучен химический состав воды пласта Б2, статический уровень установился на глубине 348 м.

В процессе эксплуатации изучались попутные воды бобриковского горизонта на обоих куполах месторождения (до начала закачки, которая началась на Северо-западном куполе в 2002 г.).

Характеристика пластовых вод бобриковского горизонта приводится по результатам исследования глубинной пробы и попутных вод из добывающих скважин. Минерализация составляет 255,46 г/л, плотность 1165,5 кг/м3, (в пластовых условиях 1158,8−1159 кг/м3). Вязкость, определяемая по палеткам, в пластовых условиях в среднем равна 1,32−1,34 мПа· с, в поверхностных условиях 1,72 мПа· с. Содержание в воде кальция составляет 7,50 г/л, магния 2,19 г/л, сульфатов 0,95 г/л, первая соленость 87,4%-экв, Воды этого пласта характеризуются низкой степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,88).

Водорастворенный газ в отложениях бобриковского горизонта изучался на Радаевском месторождении. В составе газа CH4-11,2%, C2H6+высшие-3,2%, N2-59,8%. Газонасыщенность — 165 см3/л, общая упругость газа — 3,39 МПа. Растворенные в водах газы характеризуются азотно-углеводородным составом.

Разработка продуктивного пласта Б2 на Северо-западном куполе Шумолгинского месторождения, для поддержания пластового давления, ведется с закачкой пластовой водой окско-серпуховских отложений. По данным исследования химического состава закачиваемых вод Шумолгинского месторождения, с учетом ан…

Показать весь текст
Заполнить форму текущей работой

Сессия? Спокойно!