Промышленность \ Разработка нефтяных месторождений

Анализ разработки пласта В1 Графского месторождения, страница 5

          Свойства и состав нефти, газа и воды изучены по глубинным и поверхностным пробам, отобранным из 7 скважин (№№ 15, 16, 18, 151, 152, 330, 611) в процессе опробывания и эксплуатации пласта В1. Исследование свойств нефти, газа и воды производилось в лабораториях ЦНИПра НГДУ “Бугурусланнефть” и институте “Гипровостокнефть” по общепринятой методике.

          Согласно данным табл. 1.4. пластовая нефть тяжелая и вязкая с плотностью 895 – 903 кг³/м  и вязкостью 8,8 – 40,4 мПа·с; газосодержание составляет 14,0 м³/т, давление насыщения – 3,97 МПа. Нефти пласта В1 являются сернистыми (серы до 3,87% масс), парафинистыми (парафина до 8,58% масс), высокосмолистыми (смол селикагеливых до 28,15% масс). Выход светлых фракций при разгонке нефтей по Энглеру до 300°С изменяется от 30 до 40% об.

          Компонентный состав нефтяного газа при однократном разгазировании пластовой нефти при стандартных условиях представлен в табл. 1.5. Отно-сительная плотность газа по воздуху составляет 1,262.

          Пластовая вода относится к типу хлоркальциевых, характеризуется плотностью 1175 кг/м³, вязкостью 1,20 мПа·с, минерализацией 272 г/л. Содержание ионов представлено в табл. 1.6.

Таблица 1.4.

Физико – химические свойства нефти

№

Наименование

Диапазон

изменения

Среднее

значение

1

2

3

4

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

10

Плотность в пластовых условиях, кг/м³

Вязкость в пластовых условиях, мПа·с

Плотность в поверхностных условиях, кг/м³

Вязкость в поверхностных условиях, мПа·с

Давление насыщения газом, МПа

Газосодержание, м³/т

Объемный коэффициент, д.ед.

Температура застывания, °С

Массовое содержание, %:

-  серы

-  парафинов

-  асфальтенов

-  смол селикагелевых

Объемный выход светлых фракций, %:

-  при 150 °С

-  при 200 °С

-  при 300 °С

860 – 930

8,8 – 40,4

885 – 993

13,5 – 228,8

2,2 – 6,08

8,44 – 18,3

1,02 – 1,04

- 6 - 11

2,87 – 3,87

5,35 – 8,58

2,16 – 23,4

11,09 – 28,15

8 – 14

16 – 22

30 – 40

874

18,4

894

107,7

3,97

14,0

1,032

- 9,6

3,22

19,12

6,5

19,3

12

20

36

Таблица 1.5.

Свойства нефтяного газа

№

Наименование

Диапазон

изменения

Среднее

значение

1.

2.

Относительная плотность газа по воздуху

Состав фракций, % моль:

-  метан

-  этан

-  пропан

-  i-бутан

-  n-бутан

-  i-пентан

-  n-пентан

-  гексан

-  гептан и высшие

-  сероводород

-  углекислый газ

-  азот и гелий

1,220 – 1,304

10,31 – 12,14

9,48 – 11,75

27,20 – 29,45

4,05 – 5,78

13,15 – 15,95

5,94 – 6,76

4,15 – 5,06

1,82 – 2,08

1,00 – 1,16

0,81 – 1,21

2,61 – 3,72

10,50 – 12,41

1,262

11,64

10,55

28,11

4,92

14,82

6,28

4,60

1,92

1,08

1,01

3,14

11,93

Таблица 1.6.

Свойства пластовой воды

№

Наименование

Диапазон

изменения

Среднее

значение

1.

2.

3.

4.

Плотность, кг/м³

Вязкость, мПа·с

Минерализация, г/л

Содержание ионов, мг·экв./л:

-  Сlˉ

-  SO4ˉ ˉ

-  HCO3ˉ

-  Ca+ +

-  Mg+ +

-  Na+ + K+

1160 – 1190

1,18 – 1,22

248 – 296

149 – 179

1,04 – 3,0

0,06 – 0,4

2,4 – 7,0

0,8 – 1,7

90 – 118

1175

1,20

272

164

2,0

0,23

4,7

1,2

104

1.7. Обоснование коэффициента нефтеизвлечения

Коэффициент нефтеизвлечения залежи нефти пласта В1 был принят при постановке на баланс в 1970 году по аналогии с Самодуровским месторождением, составил – 0,450.

Скачать файл