Физико-химическая характеристика нефти

Нефти нижнесилурийских отложений Восточно-Возейюского месторождения охарактеризованы пятью представительными пробами, из которых две устьевые, одна глубинная отобраны в скважине 2-Ср.К в 1990 г. и две глубинные пробы отобраны в скважинах 702 и 703 в 2005 году.

Все пробы отобраны из залежи пачки 2, за исключением пробы, отобранной из скважины 703 при совместном опробовании с пачкой 1.

В пластовых условиях нефть недонасыщена растворенным газом, давление насыщения при пластовом давлении 37,03-38,4 МПа и температуре 100-107 ⁰С, составляет 22,4 МПа. Содержание растворенного газа по результатам стандартной сепарации глубинных проб составляет 192,5-211,6 нм³/т, среднее значение – 199,1 нм³/т; по результатам дифференциального разгазирования газосодержание нефти равно 196,5-200,6 нм³/т (среднее – 198,3 нм³/т). Пластовая нефть является легкой – 0,657 г/см³ (диапазон изменения - 0,647-0,673 г/см³), маловязкой – 0,53 мПа·с (0,51-0,57 мПа·с) (таблица 1.5).

Разгазированная нефть, изученная по устьевым и глубинным пробам, легкая плотностью 0,835 г/см³ (0,830-0,838 г/см³), является маловязкой 8,57 мм²/с (7,84-9,85 мм²/с). Компонентный состав нефти типичен для легких нефтей силурийских отложений. Нефти малосмолистые – 3,3 %

(2,0-5,21 %), малоасфальтенистые – 0,77 % (0,50-1,17 %), малосернистые – 0,20 % (0,12-0,37 %), парафинистые – 4,79 % (4,4-5,0 %).

По фракционному составу температура начала кипения составляет в среднем 73 ⁰С, легких бензиновых фракций до 200 ⁰С выкипает 30 % об., до 300 ⁰С отгоняется более половины объема - 53 % об. Парафинистость нефти обуславливает положительную температуру застывания, которая в среднем равна плюс 3 ⁰С.

газосодержание, пересчетный коэффициент и плотность нефти в стандартных условиях для нефтей залежей пачек 1 и 2 приняты по результатам дифференциального разгазирования глубинных проб пластовой нефти, отобранных в скважинах 2-СК, 702 и 703. Газосодержание нефти составляет 198,3нм³/т, объемный коэффициент равен 1,543, соответственно пересчетный коэффициент - 0,648 доли ед., плотность разгазированной нефти - 0,835 г/см³.

Таблица 1.5. Свойства пластовой нефти пласта S₁sn, пачка 2

Таблица 1.6  Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта S₁sn, пачка 2

Таблица 1.7  Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти пласта S₁sn, пачка 2

                   1.2.2. Характеристика растворенного газа

Растворенный в нефти газ изучен по результатам исследования глубинных проб нефти, отобранных в скважинах 2-Ср.К, 702 и 703. Определялись состав и свойства газа, выделившегося при стандартной сепарации и дифференциальном разгазировании пластовой нефти.

Состав и свойства газа приведены в таблице 1.8. Растворенный в нефти газ соответствует сероводородно-углеводородному типу, этано-метановому подтипу.

Плотность газа составляет 1,023-1,124 кг/м³, молекулярная масса – 24,6-26,6 г/моль. Газ высокой жирности (Кж=45,15-54,33), является низкоазотным – 3,85-4,66 % об. Основной объем газа составляют углеводородные компоненты, из которых метана 60,7 – 64,8 % об., этана – 13,53-13,62 % об., пропана – 9,19-9,76 %. Концентрация гелия в растворенном газе не высокая – 0,026-0,037 % об. и не достигает кондиционных значений.

Растворенный в нефти газ отличается повышенным содержанием агрессивных компонентов. По содержанию двуокиси углерода газ классифицируется как низкоуглекислый - 1,80-1,91 % об. По концентрации сероводорода газ является сероводородным – объемная доля сероводорода в газе стандартной сепарации изменяется в пределах 0,19-0,36 %, или 5,2 г/нм³. В процессе дифференциального разгазирования выход сероводорода возрастает по мере углубления степени извлечения газа из нефти от 0,09 % об на первой ступени до 0,54 % об. на последнем этапе. Следует принимать во внимание, что основное количество газа извлекается из нефти при снижении давления до 2 МПа (около 80 % объема), концентрация сероводорода в нем достигает 0,26 % об.

В ходе исследования нефтей было произведено определение показателей сероводородности пластовой нефти, которые приводятся ниже:

Таблица 1.8 Состав и свойства газа

В соответствии с технологической классификацией по РД 39-0147014-515-85 уровень агрессивности пластовой нефти соответствует группе Б (парциальное давление до 500 кПа), что требует применение прочностных коэффициентов при расчете трубных колонн с использованием обычного не антикоррозийного оборудования.        1.2.3. Физико-химическая характеристика пластовой воды

Водоносный комплекс верхнеордовикских и силурийских отложений (O₃-S₁) Восточно-Возейюского месторождении опробован в скважине 2-Ср.-К, в ходе испытания верхнеордовикских и нижнесилурийских отложений в интервале 3894-3975 м получен фильтрат бурового раствора с пленкой нефти, при опробовании нижнесилурийских отложений (инт. 3690-3750 м; 3688-3702 м) были получены притоки минерализованной воды, однако пробы не отбирались.

В непосредственной близости от рассматриваемого района достаточно полно изучены нижнесилурийские отложения комплекса на Верхневозейском, Яромусюршорском и др. месторождениях, по аналогии с которыми можно прогнозировать состав пластовых вод на Восточно-Возейюской площади.

Воды комплекса напорные, по характеру циркуляции - трещинно-поровые и трещинно-карстовые, по составу – слабые рассолы минерализацией от 100 до 122,9 г/л, хлор-кальциевого типа (по Сулину), хлоридного натриевого состава, в основном нейтральной реакции (рН=3,8-7,3). Плотность воды равна 1,071-1,087 г/см³. Коэффициент метаморфизма изменяется в пределах 0,67-0,82, хлор-бромный коэффициент – 138-183. Во всех полученных пробах отмечается наличие сероводорода. Воды комплекса характеризуются высокими концентрациями компонентов, пригодными для промышленного извлечения – брома – 367,7-545,7 мг/л, йода – 6,4-16,9, лития – 14,1-24,2 мг/л, стронция – 255,5-491,6 мг/л.

По условиям циркуляции пластовых вод комплекс относится к зоне весьма затрудненного водообмена и характеризуется благоприятной обстановкой для аккумуляции и сохранности залежей УВ. Учитывая особенности строения вмещающих толщ, для продуктивных отложений вероятен упруго-водонапорный режим.

1.3. Физико-гидродинамические характеристики продуктивных пластов