Главная страница Случайная страница
КАТЕГОРИИ:
АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника
Свойства и состав пластовой нефти, воды и газа
|
|
Отбор и исследование нефтей и газов проведены Центральной лабораторией Главтюмень геологии, СибНИИНП и службами производственного объединения " Ноябpьскнефтегаз". По результатам исследований выявлено, что пласт БС0 - нефтегазоконденсатный, а пласты БС1, БС7, 1БС9, 1БС10, 2БС10 и БС11- нефтяные. По остальным пластам для отнесения их к определенному типу требуются дополнительные исследования.
Нефти всех пластов легкие, маловязкие. Содержание метана в нефти в пластовых условиях варьирует 24% до 28%, отношение этана к пропану - меньше единицы.
Легкие углеводороды С2-С5 содержатся в количестве 11-17%. Дегазированные нефти пластов БС7, БС8, БС9, БС10, БС11 легкие, средней плотности (850-870 кг/м3), малосмолистые (6, 3-7, 0%), парафинистые (2, 6-3, 9%). Свойства пластовых нефтей Суторминского месторождения по пластам БС7, 1БС10, 2БС10 и БС9 приведены в таблице 1.1.
Таблица 1.1 - Свойства пластовой нефти Суторминского месторождения
| Наименование Параметра | Пласт | |||
| БС7 | 1БС9 | 1БС10 | 2БС10 | |
| Пластовое давление, мПа | 24, 1 | 25, 2 | 25, 8 | 26, 4 |
| Пластовая температура, °С | ||||
| Давление насыщения, мПа | 9, 4 | 10, 5 | 10, 3 | 10, 2 |
| Газосодержание, м3/т | 53, 7 | 58, 2 | 63, 8 | 65, 3 |
| Объемный коэффициент | 1, 134 | 1, 159 | 1, 174 | 1, 180 |
| Плотность нефти, кг/м3 | ||||
| Вязкость нефти, мПа*с | 2, 06 | 1, 69 | 1, 23 | 1, 54 |
| Коэффициент сжимаемости, 1/мПа | 18, 5*10-4 | 11, 49*10-4 | 10, 55*10-4 | 10, 88*10-4 |
| Расчетная плотность, кг/м3 |
Нефтяной газ стандартной сепарации для всех залежей жирный (коэффициент жирности от 30 до 68), молярная доля метана в нем изменяется от 59 до 76%. Молекулярная масса изменяется от 24 до 27. Плотность газа при стандартных условиях колеблется от 0, 994 до 1, 109кг/м3.
Пластовые воды месторождения отнесены к хлоркальциевому типу. Минерализация колеблется от 12 до 23 мг/л. Солеобразующие компоненты представлены, в основном, ионами натрия, кальция и хлора. Содержание гидpокаpбонат-ионов колеблется в довольно широких пределах: от 97, 6 до 1054 мг/л. Воды склонны к образованию на нефтепромысловом оборудовании карбонатных солей. Отложение солей на нефтепромысловом оборудовании должно заметно проявиться при использовании в целях ППД пресных вод. Необходима защита оборудования ингибиторами солеотложения типа ОЭДФ, ПАФ. Свойства и состав пластовых вод Суторминского месторождения представлены в таблице 1.2.
Таблица 1.2 - Свойства пластовых вод Суторминского месторождения
| Наименование параметра | Пласт | |||
| БС7 | 1БС9 | 1БС10 | 2БС10 | |
| Газосодержание, м3/т | 2, 69 | 2, 71 | 2, 73 | 2, 74 |
| Объемный коэффициент | 1, 018 | 1, 019 | 1, 016 | 1, 015 |
| Вязкость воды, мПа*с | 0, 40 | 0, 39 | 0, 42 | 0, 42 |
| Плотность воды, г/см3 | 1, 013 | 1, 013 | 1, 011 | 1, 012 |
| Общая минерализация, г/л | 16, 7 | 18, 1 | 16, 4 | 17, 5 |
| Содержание ионов, | ||||
| мг/л Cl мг-экв/л | ||||
| SO4 | 4, 0 | 8, 0 | отсутствует | 17, 0 |
| 0, 08 | 0, 16 | 0, 35 | ||
| HCO3 | ||||
| 15, 2 | 14, 1 | 12, 0 | 15, 0 | |
| Ca | ||||
| 37, 8 | 31, 6 | 18, 5 | 29, 0 | |
| Mg | 30, 5 | 39, 0 | 24, 3 | |
| 2, 2 | 2, 5 | 3, 2 | 2, 0 | |
| Na+K | ||||
| 295, 3 | 271, 1 | 370, 0 | 265, 1 |