Свойства пластовых жидкостей и газов
Как следует из результатов исследований продуктивного комплекса БВ8−10, химический тип пластовых вод по В. А. Сулину — хлоркальциевый. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, калия, хлора, кальция, магния. В качестве микрокомпонентов присутствует калий, магний, йод, бром, бор. По содержанию полезных компонентов пластовые воды, как и нефти, не представляют промышленного… Читать ещё >
Свойства пластовых жидкостей и газов (реферат, курсовая, диплом, контрольная)
Как следует из представленных данных в таблице 2, пластовые нефти Повховского месторождения являются типичными для рассматриваемого района, что естественно объясняется стратиграфической общностью и генетическим единством залежей. В условиях пласта нефти легкие, маловязкие, с давлением насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления. В пределах продуктивного комплекса ББ8−10 максимальное газосодержание (до 103 — 127 м3/с) обнаруживается у пластовых нефтей верхних частей геологических тел. Вниз по разрезу комплекса отмечается отчетливая тенденция к снижению давления насыщения и газонасыщенности. Низкогазонасыщенные нефти распространены в непосредственной близости от ВНК, что, по-видимому, связано с эффектом гравитационных, диффузионных и окислительных процессов.
Таблица 2 — Свойства пластовой нефти Повховского месторождения, пласт БВ8−10 и ЮВ1
Наименование параметров. | БВ8−10 | ЮВ1 | ||
Диапазон значений. | Среднее значение. | Диапазон значений. | Среднее значение. | |
Пластовое давление, МПа. | 20,0 — 27,5. | 23,8. | 27,7 — 31,7. | 29,5. |
Пластовая температура,°С. | 70 — 89. | 87 — 93. | ||
Давление насыщения, МПа. | 6,2 — 14,8. | 10,5. | 7,4 — 16,0. | 13,6. |
Газосодержание, м3/т. | 52 — 127. | 87 — 177. | ||
Суммарный газовый фактор, м3/с. | 45 — 112. | 78,5. | 72 — 150. | |
Плотность в условиях пласта, кг/м3 | 684 — 795. | 681 — 744. | ||
Вязкость в условиях пласта, мПа· с. | 0,65 — 1,84. | 1,25. | 0,60 — 0,94. | 0,71. |
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа· 10-4 | 11,0 — 20,0. | 15,5. | 14,6 — 21,8. | 19,2. |
Характер изменения вязкости газонасыщенной пластовой нефти в зависимости от давления и температуры пласта иллюстрируется данными, представленными в таблице 3 (для средневзвешенного по запасам значения вязкости пластовой нефти). Несмотря на относительно низкие значения плотности и вязкости дегазированной нефти, в системе внутрипромыслового сбора продукции скважин могут образовываться стойкие и вязкие водонефтяные эмульсии (таблица 4).
Таблица 3 — Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти Повховского месторождения.
Наименование. | Пласт БВ8−10 | Пласт ЮВ1 | ||||
При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях. | Пластовая нефть. | При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях. | Пластовая нефть. | |||
выделившийся газ. | нефть. | выделившийся газ. | нефть. | |||
Сероводород. | отсутствует. | отсутствует. | ||||
Двуокись углерода. | 0,07. | 0,27. | 0,23. | |||
Азот + редкие. | 0,89. | 1,17. | 0,48. | |||
в т. ч. гелий. | 0,005. | 0,004. | ; | |||
Метан. | 60,97. | 0,25. | 0,04. | 57,73. | 0,22. | 28,05. |
Этан. | 6,24. | 0,18. | 0,25. | 8,62. | 0,30. | 5,30. |
Пропан. | 13,59. | 1,6. | 3,24. | 15,79. | 2,04. | 9,79. |
Изобутан. | 4,27. | 1,42. | 2,41. | 3,07. | 0,97. | 1,94. |
Изопентан. | 1,88. | 2,43. | 2,96. | 1,58. | 2,05. | 1,81. |
Остаток С6 + выше. | 1,8. | 86,38. | 80,68. | 2,21. | 87,04. | 43,71. |
Молекулярная масса. | 26,97. | 30,02. | 174,5. | 100,8. |
Таблица 4-Физико-химическая характеристика проб разгазированной нефти Повховского месторождения пласта БВ8−10 и ЮВ1
Наименование параметров. | Пласт БВ8−10 | Пласт ЮВ1 | ||
Диапазон значения. | Среднее значение. | Диапазон значения. | Среднее значение. | |
Плотность при 200С, кг/м3 | 835 — 875. | 826 — 858. | ||
Вязкость при 200С, мПа· с. | 6,5 — 20,7. | 13,6. | 6,0 — 10,9. | 7,6. |
Молярная масса, г/моль. | 184 — 225. | 178 — 211. | ||
Температура застывания, 0С. | От — 20 до +10. | — 8. | От — 9 до +35. | |
Температура начала кипения, 0С. | 45−131. | 56 — 86. | ||
Массовое содержание, %: | ||||
серы. | 0,35 — 0,78. | 0,56. | 0,40 — 0,69. | 0,56. |
асфальтенов. | 3,1 — 10,7. | 6,9. | 0,32 — 1,75. | 1,24. |
смол силикагелевых. | 0,49 — 4,28. | 2,39. | 3,03 — 9,78. | 4,44. |
парафинов. | 1,35 — 3,69. | 2,52. | 1,90 — 6,18. | 2,49. |
Как следует из результатов исследований продуктивного комплекса БВ8−10, химический тип пластовых вод по В. А. Сулину — хлоркальциевый. Основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия, калия, хлора, кальция, магния. В качестве микрокомпонентов присутствует калий, магний, йод, бром, бор. По содержанию полезных компонентов пластовые воды, как и нефти, не представляют промышленного интереса в качестве источника минерального сырья. Минерализация пластовых вод, заключенных в неокомских отложениях, незначительна и по результатам анализов колеблется в диапазоне от 16,256 до 24,034 мг/м3, в среднем составляя 20,317 мг/м3 (таблица 5). Основными солеобразующими компонентами являются хлор и натрий. Подземные воды пласта ЮВ11 соленые, хлоркальциевого типа, имеют аномально повышенную минерализацию от 18,238 до 51,709 мг/м3, что характерно для юрских отложений рассматриваемого района (Мегионское, Вынга-Пуровское, Варьеганское месторождения).
Газосодержание пластовых вод по комплексу БВ8−10 и пласту ЮВ1 составляет соответственно 3,0 и 3,4 м3/т, объемный коэффициент 1,02 и 1,03, вязкость 0,38 и 0,28 мПа· с.
Таблица 5 — Свойства и ионный состав пластовой воды.
Наименование. | Пласт БВ8−10 | Пласт ЮВ11 |
Среднее значение. | ||
Газосодержание, мі/т. | 3,0. | 3,4. |
Содержание сероводорода, мі/т. | ; | ; |
Объемный коэффициент, Vпл/Vст | 1,02. | 1,03. |
Вязкость, мПа· с. | 0,38. | 0,28. |
Общая минерализация, мг/м3 | 20,317. | 33,995. |
Плотность, кг/мі. | 1,014. | 1,028. |
Содержание ионов, мг/м3: | ||
Cl- | 0,3448. | 0,746. |
SO4- | 0,62. | ; |
HCO3- | 0,633. | 0,009. |
Ca++ | 0,0432. | 0,0356. |
Mg++ | 0,0304. | 0,0115. |
Na+ + K+ | 0,2976. | 0,5446. |
pH. | 6,3. | 4,9. |