Геологическая часть (стр. 4 )

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование	Пласт БII/
Кол-во исследо-ваний	Диапазон изменения	Принятые значения
1	2	3	4
Пластовое давление, МПа	1	16,42	16,4
Пластовая температура, єС	2	33-34	33,5
Давление насыщения, МПа	2	3,61-3,87	3,7
Газосодержание, м3/т	2	14,02-15,00	13,5
Объемный коэффициент пластовой нефти, доли ед.	2	1,034-1,035	1,045
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	2	0,8740-0,8735	0,8737
Плотность нефти в стандартных условиях, г/см3	2	0,8932-0,9087	0,909
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	2	20,09-20,00	20,00
Динамическая вязкость нефти при 20єС, мПа·с	4	41,2-92,06	62,65
Плотность нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, г/см3	-	-	0,909*
Коэффициент сжимаемости нефти, 10-5  1/ МПа	-	-	3,75*
Коэффициент растворимости газа в нефти, м3/(м·МПа)	-	-	-
Температура застывания, є С	4	-7-13	-10
Температура начала кипения, є С	3	49-85	68
Содержание светлых фракций, объемные доли в % при температуре, є С	100	6	2-5	4
150	6	10-12	10,5
200	6	18-22	19
250	6	26-28	27
300	6	35-38	36
Упругость паров нефти в стандартных условиях, МПа	-	-	-
Содержание массовое, %	Асфальтенов	6	4,00-9,15	5,64
Смол силикагелевых	6	18,16-27,20	22,02
Парафина	6	4,34-7,48	6,38
Серы	6	2,78-3,50	3,18
Температура плавления парафина, є С	-	-	-
Классификация нефти	Высокосернистая, высокопарафиновая, высокосмолистая

* - расчетное

Продолжение таблицы 1.3

Наименование	Пласт Т1
Количе-ство исследо-ваний	Диапазон изменения	Принятые значения
1	2	3	4
Пластовое давление, МПа	1	-	16,8
Пластовая температура, єС	6	34-37	35
Давление насыщения, МПа	6	4,55-8,24	6,52
Газосодержание, м3/т	6	23,96-32,60	25,3
Объемный коэффициент пластовой нефти, доли ед.	6	1,053-1,083	1,055
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3	6	0,8386-0,8628	0,8497
Плотность нефти в стандартных условиях, г/см3	13	0,8617-0,9087	0,8838
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа·с	6	6,70-10,33	8,61
Динамическая вязкость нефти при 20єС, мПа·с	8	21,2-54,2	34,7
Плотность нефти при дифференц.  разгазировании в рабочих условиях, г/см3	-	-	0,872*
Плотность нефти при однократном  разгазировании, г/см3	6	0,8816-0,8876	0,8835
Коэффициент сжимаемости нефти, 10-5  1/ МПа	-	-	7,15*
Коэффициент растворимости газа в нефти, м3/(м·МПа)	-	-	-
Температура застывания, є С	11	-9-35	-16
Температура начала кипения, є С	4	45-56	51
Содержание светлых фракций, объемные доли в % при температуре, є С	100	12	2-8	5
150	12	8-21	14
200	11	18-31	24
250	11	26-44	35
300	11	36-56	45
Упругость паров нефти в стандартных условиях, МПа	-	-	-
Содержание массовое, %	Асфальтенов	12	1,62-9,15	3,07
Смол силикагелевых	11	12,5-24,3	19,8
Парафина	12	3,98-7,50	5,689
Серы	11	2,40-3,22	2,82
Классификация нефти	Высокосернистая, парафиновая, высокосмолистая

* - расчетное

Содержание целевых компонентов, объемн. %: этана – 18,20, пропана – 22,08, бутанов – 7,31, а серы 3,18 весов. %. Эти значения параметров, были приняты для дальнейших расчетов.

Нефть залежи пласта Т1 выявлена скважинами 69, 74, 369, 363, в которых получены притоки безводной нефти. Свойства нефти изучены по 9 поверхностным и 7 глубинным пробам.

В поверхностных условиях нефть залежи пласта ТI имеет плотность 0,8610 – 0,9087 (в среднем 0,8838) г/см3, вязкость - 21,2 – 54,2 (в среднем 34,70) мПа*с. Температура застывания нефти минус 16 (9 – 35)0С, а начала кипения +51 (45 – 56)0С. Выход легких фракций при разгонке по Энглеру составляет 2 – 8% (до 100 0С), 18 – 31 % (до 200 0С), 36 – 56% (до 300 0С). В химическом составе нефти содержатся асфальтены (1,62 – 9,15), смолы силикагелевые (12,5 – 24,3), по содержанию парафина (твердых парафинов - 3,98 – 7,5% мас. дол) относится к парафинистой, серы (2,4 – 3,22 массовое %) - к сернистой.

В пластовых условиях нефть залежи имеет плотность 0,8386 – 0,8628 (в среднем 0,8497) г/см3, температуру +35 (34 – 37)0С, вязкость 6,70 – 10,33 (в среднем 8,61) мПа*с. Давление насыщения 4,55 – 8,24 (в среднем 6,57) МПа. По результатам однократного разгазирования объемный коэффициент равен 1,053 – 1,095 (в среднем 1,072), газовый фактор – 28,23 (23,96 – 32,6) м3/т, плотность 0,8835 (0,8795 – 0,8876) г/см3.

По разрезу скважин наблюдается увеличение давления насыщения, газосодержания и объемного коэффициента с глубиной залегания. Плотность нефти в пластовых условиях и динамическая вязкость не имеют хорошо выраженных тенденций изменения с глубиной залегания

В 1989 году институтом «Гипровостокнефть» при уточнении параметров нефти и газа на условия дифференциального разгазирования для пересчета запасов Каменского месторождения по залежи пласта Т1 были рекомендованы следующие параметры: плотность нефти – 0,8723 (0,872) г/см3, газовый фактор (объем газа приведен к 20°С и 760 мм рт. ст.) – 25,3 м3/т, объемный коэффициент – 1,055 долей ед, пересчетный коэффициент величина обратная объемному коэффициенту — 0,948 (1 : 1,055) долей ед.

Содержание целевых компонентов, объемн. %: этана – 14,79, пропана – 11,01, бутанов – 2,69, а серы 2,82 весов. %. Эти значения параметров были приняты для дальнейших расчетов.

Физико-химические свойства нефти, принятые в подсчете запасов, изучались в ЦНИПРе НГДУ «Бугурусланнефть» и лаборатории института «Гипровостокнефть» и выполнялись в соответствии с ОСТ 153-39.2-048-2003, введенного взамен ОСТа 39-112-80 “Нефть. Типовое исследование пластовой нефти. Объем исследований. Форма представления результатов.

Исходя из результатов лабораторного анализа, изученные нефти Каменского месторождения по принятым классификациям характеризуются повышенной вязкостью в пластовых условиях, тяжелые, высокосернистые, парафинистые и смолистые. Начальная пластовая температура пласта БII/ и Т1 34°С и 35°С соответственно; начальная газонасыщенность невысокая: в 1 т нефти растворено 13,5 м3 и 25,3 м3 газа соответственно.

Свойства и состав газа

Газ, растворенный в нефти залежи пласта БII/, имеет относительную плотность – 1,22 и содержит метан – 23,56, этан – 23,53, пропан – 21,85, бутаны – 11,82 (объемн. %). Углекислого газа в нем – 1,71, сероводорода – 0,61, азота – 13,02 (объемн. %).

Растворенный в нефти попутный газ залежи пласта Т1 характеризуется мольным содержанием компонентов в смеси газов: имеет относительную плотность 1,234 и содержит метан – 23,33 моль %, этан – 19,05 моль %, пропан – 18,69 моль %, бутаны – 10,69 моль %. Углекислого газа в нем 2,73 моль %, сероводорода – 1,78 моль %, азота – 17,70 моль %, гелия – 0,0061 моль %.