Анализ применяемых методов повышения нефтеотдачи при разработке
 Скачать 1.14 Mb.
|
Состав и свойства нефти и растворенного газаПри проведении термодинамических исследований были использованы значения пластового давления 25,40 МПа и пластовой температуры 38,0⁰С (по данным Заказчика). Согласно проведенным термодинамическим исследованиям проб пластовой нефти ярактинского горизонта интервала перфорации 2945- 3308 м скважины № 243 Ярактинского месторождения определено, что система находится в однофазном жидком состоянии[5]. По результатам однократной сепарации по скважине № 243 компонентный состав нефти в своем составе содержит до 0,036 % метана, 0,196 % этана 0,288 % и 0,827 % пропана. Из неуглеводородных компонентов углекислый газ и азот не обнаружен. Молекулярный вес 229,59 г/моль. По результатам ступенчатой сепарации по скважине № 243 компонентный состав нефти в своем составе содержит до 71,23 % метана, 12,66 % этана, 6,44 % пропана. Из неуглеводородных компонентов углекислый газ и азот не обнаружен. Молекулярный вес 23,06. После однократной и ступенчатой сепарации определялись физико- химические характеристики нефти и газа и их компонентный состав. По результатам исследований компонентный состав пластовой нефти в своем составе содержит до 47,71 % метана, 8,45 % этана, 4,53 % пропана. Из неуглеводородных компонентов не определялись углекислый газ и азот. Молекулярный вес 93 г/моль. Лабораторный анализ глубинных проб растворенного в нефти газа показал, что при однократном разгазировании компонентный состав приведен по результатам исследования проб по скважине № 243 газ метановый: среднее содержание СН4 составляет -72,33 %, С2Н6 -12,66 %, С3Н8 –6,44 %. Из неуглеводородных компонентов определены СО2 в количестве 0,282 %, N2 –2,05 %. В составе газа не обнаружено сероводорода. По результатам ступенчатой сепарации по скважине № 243 растворенный газ в своем составе содержит до 66,4 % метана, 7,8 % этана, 14,1 % пропана. Из неуглеводородных компонентов определялись углекислый газ (1,1 %), азот (1,4 %), гелий и водород – в тысячных долях. При дифференциальном разгазировании газосодержание равно 190,16 м3/т, объемным коэффициент – 1,378. Давление насыщения нефти –23,7 МПа, вязкость нефти 1,16 мПа*с. Пластовое давление-23,76 МПа, пластовая температура –38 ⁰С[5]. По данным физико-химических исследований нефть ярактинского горизонта интервала перфорации 2945-3308 м скважины № 243 Ярактинского месторождения малосернистая – содержание серы 0,115 %; парафинистая – содержание твердых парафинов 1,95 %; маловязкая – кинематическая вязкость при 20 ⁰С 11,67 мм2/с; малосмолистая – содержание смол силикагелиевых 1,78 %; легкая – плотность при 20 ⁰С 0,833 г/см3. Молекулярная масса разгазированной нефти составляет 190, температура застывания-29 ⁰С, содержание асфальтенов 0,12 %. При разгонке по Энглеру температура начала кипения нефти составила 53,5 ⁰С, выход фракций до 300 ⁰С составил 43,0 % об. Разгазированная нефть скважины № 243 Ярактинского месторождения по ГОСТ 51858-2002 относится к 1 классу, 1 типу. Нефть достаточно легкая, малосернистая, с небольшим содержанием асфальто-смолистых веществ и низкой температурой застывания. Объемный выход светлых фракций до 300 оС в нефти составил 49 %. Результаты комплексных исследований по составу и физико- химическим свойствам глубинных проб нефти и растворенного газа Ярактинского месторождения, характеристики флюидов приведены в таблицах 1.3-1.4. Таблица 1.3 - Основные результаты исследования нефти ярактинского горизонта (скв. № 243)
Продолжение таблицы 1.3
Таблица 1.4 - Компонентный состав газа и нефти однократная сепарация при 20 ОС и атмосферном давлении
| |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||