Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений, страница 6

1.3  Состав и физико- химические свойства

 пластовых жидкостей  и газа.

Характеристика нефти, газа Радаевского месторождения дана по результатам исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных институтом КНИИ НП, ЦНИЛом объединения "Куйбышевнефть" и институтом "Гипровостокнефть".

Физико-химические свойства нефти и газа определены по данным исследования шести глубинных из скважин № 16, 23, 31, 211 и 41 поверхностной пробы из шестнадцати скважин.

По результатам исследований этих проб, плотность пластовой нефти – 878,0 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре – 5,88 МПа, газосодержание – 27,69 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти – 27,83 мПа·с.

После дифференциального разгазирования при рабочих условиях сепарации плотность нефти составила 897,0 кг/м³, газовый фактор – 25,63 м³/т, объёмный коэффициент – 1,055, динамическая вязкость разгазированной нефти – 125,38 мПа·с.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода – 0,80%, углекислого газа – 2,07%, азота – 22,86%, гелия – не определяли, метана – 27,65%, этана – 20,18%, пропана – 20,52%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 26,44%. Относительная плотность газа по воздуху – 1,064, а теплотворная способность газа – 46528 кДж/м³.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,83%), высокосмолистая (15,26%), высокопарафиновая (6,65%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 ⁰С – 33,0%.

Таблица№2 Свойства пластовой нефти и воды

Наименование						Пласт СI(Б2) Сергиевского купола
						Количество исследованных		Диапазон изменения	Среднее значение
						скв.	проб
а) Нефть
Давление насыщения газом, МПа						4	6	5,29 – 6,37	5,88
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т						4	6	25,90 – 31,08	27,69
Объемный коэффициент при однократном разгазировании, доли ед.						4	6	1,058 – 1,076	1,067
Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Р1=	0,275	МПа	Т1=	20	°С	4	6	–	21,25
Р2=	0,108	МПа	Т2=	18	°С	4	6	–	2,16
Р3=	0,098	МПа	Т3=	20	°С	4	6	–	0,29
Р4=	0,118	МПа	Т4=	40	°С	4	6	–	1,06
Р5=	0,098	МПа	Т5=	40	°С	4	6	–	0,87
Суммарное газосодержание, м3/т						4	6	–	25,63
Объемный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях						4	6	–	1,055
Плотность, кг/м3						4	6	869,0 – 887,0	878,0
Вязкость, мПа×с						4	6	22,00 – 33,10	27,83
Температура насыщения парафином, °С
б) Газ газовой шапки
Давление начала и максимальной конденсации, МПа
Плотность, кг/м3
Вязкость, мПас
Содержание стабильного конденсата, г/м3
в) Стабильный конденсат
Плотность, г/см3
Температура застывания, 0С
Вязкость при 20 0С, мПас
г) Пластовая вода
Газосодержание, м3/т
в т.ч. сероводорода, м3/т
Объемный коэффициент
Вязкость, мПас									1,42
Общая минерализация, г/л									251,3
Плотность (в пл.условиях), кг/м3									1,155