Геологическая часть (стр. 3 )

1.6 Физико-химические свойства нефти, газа и воды

Свойства и состав нефти и растворенного в нефти газа. Всего было отобрано две глубинные пробы нефти из скважины № 000 Емельяновской залежи (с глубины 1700 м и 1900 м) и 14 поверхностных проб, в том числе, четыре пробы из скважины № 000.

За период 2008-2014 г. г. дополнительно отобрана и исследована лишь одна рекомбинированная проба нефти из новой скважины № 000 на Емельяновском поднятии. По результатам исследований данной пробы значения основных параметров (плотность, вязкость, давление насыщения, газосодержание, объемный коэффициент) значительно отличаются от ранее принятых значений. В связи с этим при определении средних параметров нефти указанная проба не учитывалась. Из скважины № 000 на Агаровском поднятии дополнительные пробы нефти не отбирались.

Агаровская залежь. Глубинные пробы нефти из залежи не отбирались. Для проектирования все необходимые параметры нефти приняты по аналогии с Емельяновской залежью.

По результатам исследования четырех поверхностных проб нефть имеет плотность в среднем  879,8  кг/м3,  вязкость  –  4,2 мПа•с.  Температура  застывания колеблется от минус 13 0С до минус 17 0С, при среднем значении равном минус 15 0С. При разгонке нефти по Энглеру выход легких фракций при температуре до 300 0С составляет 35-38 % объемных. Из сопутствующих компонентов в нефти содержатся асфальтены (3,35-4,42 % весовых), смолы силикагелевые (13,81-19,45 % весовых), парафины (3,81-5,45 % весовых), сера (2,44-2,75 % весовых). По своим характеристикам нефть Агаровской залежи относится к средним по плотности, высокосмолистым, парафинистым, высокосернистым.

Емельяновская залежь. Нефть в поверхностных условиях характеризуется плотностью от 868,7 до 881,6 кг/м3 (в среднем 874,1 кг/м3), средней температурой застывания равной минус 14 0С, температурой кипения - плюс 61 С. При разгонке нефти по Энглеру выход светлых фракций при температуре до 300 0С составляет 40,3 % объемных.

Нефть по плотности относится к средним, высокосмолистым (13,0 % массовых), парафиновым (5,67 % массовых), высокосернистым (2,54 % массовых), а также содержит 3,69 % массовых асфальтенов.

В пластовых условиях плотность составляет 857,5 кг/м3, вязкость нефти - около 7,5 мПа•с, давление насыщения газом – 4,5 МПа, газосодержание – 25,47 м3/т.

При однократном разгазировании в стандартных условиях плотность нефти равна 872,9 кг/м3, объемный коэффициент - 1,052 доли ед.

По результатам пересчета параметров нефти для условий дифференциально-ступенчатого разгазирования плотность равна 877,0 кг/м3, газовый фактор - 21,6 м3/т, объемный коэффициент 1,0352 доли ед.

Относительная плотность газа, растворенного в нефти по воздуху равна 1,281 доли ед. Газ содержит метан (22,98 % мольн.), этан (18,08 % мольн.), пропан (18,69 % мольн.), бутаны (13,56 % мольн.). Количество сероводорода в газе составляет 1,82 % мольн., углекислого газа –1,77 % мольн., азота – 15,22 % мольн.

Результаты исследований нефти и растворенного в нефти газа по залежам месторождения приведены в таблицах 1.1 – 1.5.

Физико-химические свойства и состав пластовых вод турнейского яруса Агаровского месторождения изучены по результатам лабораторного исследования проб воды, отобранных в скважинах №№ 000, 140, 141 Агаровской залежи и в скважинах №№ 000, 1206, 1209, 1212, 1218 Емельяновской залежи в процессе опробования и в ходе эксплуатации.

По состоянию на 01.01.2015 г. из указанных скважин отобрано и исследовано 58 проб пластовой воды. За период 2008-2014г. общее количество отобранных и исследованных проб по трем скважинам №№ 000, 1206, 1212 Емельяновского купола составляет 23. Из скважины № 000 на Агаровском куполе за этот период пробы не отбирались. Для характеристики физических свойств и химического состава вод использованы пробы, удельный вес которых превышал 1,14 г/см3. Пробы с меньшим удельным весом (за счет разбавленности технической водой) при этом не учитывались. Всего было учтено 29 проб по Емельяновскому купол и три по Агаровскому куполу.

Таблица 1.1

Свойства пластовой нефти пласта Т1 Агаровской залежи

Наименование параметра	Количество исследованных	Диапазон значений	Среднее значение
скважин	проб
Пластовое давление, МПа	-	-	-	21,8
Пластовая температура, оС	-	-	-	34*
Давление насыщения, МПа	-	-	-	4,5*
Газосодержание, м3/т	-	-	-	25,47*
Объемный коэффициент, доли ед.: - при однократном разгазировании - при дифференциальном разгазировании	- - -	- - -	- - -	- 1,052* 1,0352*
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	-	-	-	21,6*
Плотность в условиях пласта, кг/м3	-	-	-	857,5*
Вязкость в условиях пласта, мПа*с	-	-	-	7,49*
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа-10-4	-	-	-	0,073*
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 оС: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном разгазировании	- - -	- - -	- -	1,281* Не опр.
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 оС: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном разгазировании	- - -	- - -	- -	877,0* Не опр.

Таблица 1.2

Свойства пластовой нефти пласта Т1 Емельяновской залежи

Наименование параметра	Количество исследованных	Диапазон значений	Среднее значение
скважин	проб
Пластовое давление, МПа	-	-	-	20,19
Пластовая температура, оС	1	2	33-35	34
Давление насыщения, МПа	1	2	4,36-4,65	4,5
Газосодержание, м3/т	1	2	23,9-27,03	25,47
Объемный коэффициент, доли ед.: - при однократном разгазировании - при дифференциальном разгазировании	1 1	2 1	1,045-1,060 -	1,0520 1,0352*
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	1	1	-	21,6
Плотность в условиях пласта, кг/м3	1	2	854,2-860,8	857,5
Вязкость в условиях пласта, мПа*с	1	2	7,0-7,99	7,49
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа-10-4	1	1	0,073	0,073
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 оС: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном разгазировании	1 -	1 -	- -	1,281 Не опр.
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 оС: - при однократном (стандартном) разгазировании - при дифференциальном разгазировании	1 -	1 -	- -	877,0* Не опр.

Таблица 1.3

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта Т1 Агаровской залежи (скважина № 000)

Наименование параметра	Количество исследованных	Диапазон значений	Среднее значение
скважин	проб
Вязкость, мПа*с
при 20 оС	1	4	3,56-5,31	4,2
при 50 оС	-	-	-	не опр.
Молярная масса, г/моль	-	-	-	228
Температура застывания, оС	1	4	-17-13	-15
Массовое содержание, %
серы	1	4	2,44-2,75	2,64
смол силикагелевых	1	3	13,81-19,45	17,31
асфальтенов	1	4	3,35-4,42	3,76
парафинов	1	4	3,81-5,45	4,72
воды	-	-	-	не опр.
механических примесей	-	-	-	не опр.
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий	-	-	-	не опр.
никель	-	-	-	не опр.
Температура плавления парафина, оС	-	-	-	не опр.
Температура начала кипения, оС	1	4	50-82	63
Фракционный состав, %
до 100 оС	1	4	2-8	4,5
до 150 оС	1	4	10-16	12,5
до 200 оС	1	4	20-26	21,5
до 250 оС	1	4	26-29	27,7
до 300 оС	1	4	35-38	36,2
Классификация нефти	3.2.3.1 ГОСТ Р51858-2002

Таблица 1.4