Строительство и архитектура \ Проектирование и эксплуатация нефтехранилищ и автозаправочных станций

Характеристика Муравленковского месторождения. Состав и основные физико-химические свойства пластовых флюидов, страница 7

Наименование

При однократном разгазировании пла­стовой нефти

При дифференци­альном разгазиро­вании

Пластовая нефть

газ

нефть

газ

нефть

CO2

0,22

0

0,13

0

0,04

N2+редкие

1,09

0

1,26

0

0,39

Метан

69,81

0,22

81,21

0,14

24,80

Этан

4,38

0,12

4,68

0,26

1,62

Пропан

7,74

0,82

5,39

1,72

2,94

Изо-бутан

5,78

1,81

2,83

2,69

2,87

Нормальный бутан

5,63

2,57

2,49

3,51

3,35

Изо-пентан

2,09

2,62

0,76

2,91

2,32

Нормальный пентан

1,76

3,07

0,66

3,35

2,58

Гексаны

 –

–

–

–

–

Гептаны

1,50

88,77

0,59

85,42

59,09

Остаток (С8 + высшие)

 –

–

–

–

–

Молекулярная масса

27,18

198

21,89

190,4

138,2

Плотность газа, кг/м3

1,130

–

0,910

–

–

Относительная плотность газа по воздуху, доли ед.

0,938

–

0,755

–

–

Плотность нефти, кг/м3

–

853

–

847

780

составу. Молярная доля метана в них составляет 24,67-25,40 %. Нефть пласта 2БС-10 несколько тяжелее, ее молярная масса 147 г/моль, содержание углеводородов C2H6-C5H12 составляет 13,46 %, а в пласте 1БС-10 молярная масса – 136 г/моль, сумма углеводородов C2H6-C5H12 – 15,28 %, в пласте БС-11 138 г/моль и 15,68 % соответственно. Количество легких углеводородов CH4-C5H12 растворенных в разгазированных нефтях составляет 7,9-11,2 %.

Нефтяной газ стандартной сепарации жирный в нефти пласта 2БС-10 (коэффициент жирности равен 27), и высокожирный в нефти пластов 1БС-10 и БС-11 (коэффициент жирности равен 42). Молярная доля метана составляет соответственно 27,63; 69,54 и 69,81 %. Отношение содержания этана к пропану 0,5-0,8, характерные для газов нефтяных залежей. Количество тяжелых углеводородов C6H14 + высшие – 0,46 % – 2БС-10; 1,50 % – БС-11. Содержание CO2 незначительно, азота не превышает 1,5 %.

Поверхностные нефти всех пластов малосернистые, парафинистые, маловязкие, малосмолистые, легкие, с выходом фракций до 350 °С больше 55 %, о чем свидетельствует таблицах 8, 9, 10 и 11.

На Муравленкрвском месторождении гидрогеологические исследования проведены в  16 скважинах. Изучены в основном краевые воды, связанные с продуктивными пластами (неокомский, ант-альб-сеноманский), соответственно 4 и 3 водоносные комплексы.

Воды четвертого водоносного комплекса хлоркальциевого и гидрокарбонатно-натриевого типа. Минерализация вод неокомского комплекса изменяется от 13,7 до 16,9 г/л. в водах рассматриваемого комплекса преобладают ионы Cl (7,5-9,4 г/л) и Na (4,6-6,1 г/л), количество HCO3 иона в водах колеблется от 634 до 1525 мг/л. из щелочноземельных в водах комплекса определены ионы Ca и Mg, концентрация которых соответственно изменяется от 158 до 760 мг/л и от 2 до 24 мг/л.

Сульфат-ионы присутствуют в незначительных количествах или отсутствуют. Из микроэлементов  в водах присутствуют J- (6,75-16,92 мг/л), Br- (30,86-48,94 мг/л), B- (7,9-20,6 мг/л).

Подземные воды повсеместно насыщены углеводородным газом. Содержание метана составляет 74,5-92,9 %, тяжелых углеводородов – 0,95-23,1 %, азота – 2,2-10,9 %, углекислого газа – 0,12-0,95 %, в небольших количествах

Таблица 8 – Физико-химические свойства и фракционный состав разгази­рованной нефти. Пласт 1БС-10.

Скачать файл