Митрошенко_З-Сургутское месторождение. Современные гидродинамические методы повышения нефтеотдачи, их применение и результаты на ЗападноСургутском месторождении

• Название: Современные гидродинамические методы повышения нефтеотдачи, их применение и результаты на ЗападноСургутском месторождении
• Дата: 14.01.2023
• Размер: 3.69 Mb.
• Имя файла: Митрошенко_З-Сургутское месторождение.doc
• Тип: Курсовой проект; #886273
• страница: 4 из 8

1.6 Свойства и состав нефти и нефтяного газа

Физико-химическая характеристика пластовых флюидов Западно-Сургутского месторождения изучена на образцах глубинных проб методами однократного и дифференциального разгазирования.

Внутренняя согласованность параметров, характеризующих пластовую нефть всех объектов разработки, проверена и откорректирована.

Пласт БС₁

Состав и свойства пластовых нефтей пласта БС₁ изучены достаточно детально: исследовано 24 глубинные пробы из 18 скважин и 48 поверхностных проб из 30 скважин. По материалам исследований средняя величина газового фактора (при дифференциальном разгазировании) составляет 38 м3/т при плотности дегазированной нефти – 883 кг/м3 и пересчетном коэффициенте – 0.92. Давление насыщения нефти газом существенно ниже пластового давления (соответственно 9.0 МПа и 20.1 МПа). По данным экспериментальных исследований вязкость нефти в условиях пласта колеблется в широких пределах от 4 до 13.74 мПа.с, что связано, в первую очередь, с техническими недостатками измерительных приборов и большим количеством организаций-исполнителей, использующих различные технологии измерений (основной объем исследований выполнен в 1963 – 1979 гг. Центральной лабораторией Главтюменгеологии, институтами Гипровостокнефть, Гипротюменнефтегаз, СибНИИНП). Для определения наиболее объективного среднего значения вязкости пластовой нефти пробы, имеющие высокие значения, были отбракованы. При этом вязкость пластовой нефти составляет в среднем 5.48 мПа.с.

Растворенный нефтяной газ средней и пониженной жирности, суммарная концентрация углеводородов группы (С₂ – С₄) в среднем составляет 239 г/м³.

Дегазированная нефть характеризуется относительно высокой плотностью (от 877 до 897 кг/м3) и пониженным выходом фракций, выкипающих до 3000С (от 28 до 42 % объемных). Массовое содержание серы в нефти в среднем около 1.77 %. По результатам анализов нефти концентрация ванадия составляет в среднем 52 г/т, никеля – 7 г/т.

Пласты БС_10-11

Физико-химическая характеристика пластовых газонасыщенных нефтей пластов БС10-11 изучены на образцах 40 глубинных проб из 28 скважин методом однократного разгазирования (30 проб из 27 скважин исследовано методом дифференциального разгазирования) и 74 поверхностные пробы из 63 скважин.

По материалам исследований средняя величина газового фактора (при дифференциальном разгазировании) составляет 44 м3/т при плотности дегазированной нефти – 883 кг/м3 и пересчетном коэффициенте – 0.91.

Давление насыщения нефти газом существенно ниже пластового давления (соответственно 9.9 МПа и 22.5 МПа).

Дегазированные нефти по технологической классификации средней плотности и тяжелые (в среднем 886 кг/м3), вязкие (34.53 мПа.с), смолистые (9.83 %), парафинистые (3.59 %), сернистые и высокосернистые (2.03 %), с выходом фракций до 3000С в среднем около 34 % объемных. Технологический шифр нефтей – III Т3 П2. В качестве микрокомпонентов присутствуют ванадий (в среднем 38 г/т), никель (7 г/т).

Пласты ЮС₂ (ЮС₁)

Физико-химическая характеристика пластовых газонасыщенных нефтей пласта ЮС₂ изучены на образцах 20 глубинных проб из семи скважин методом однократного разгазирования (14 проб исследовано методом дифференциального разгазирования) и 12 поверхностных проб из девяти скважин (включая одну поверхностную пробу из скважины №2507 пласта ЮС₁).

Глубинными пробами пласт ЮС₁ не охарактеризован, поэтому физико-химическая характеристика пластовых газонасыщенных нефтей и подсчетные параметры приняты по аналогии с пластом ЮС₂.

По материалам исследований средняя величина газового фактора (при дифференциальном разгазировании) составляет 52 м3/т, плотность дегазированной нефти – 873 кг/м3 , пересчетный коэффициент – 0.88. Давление насыщения нефти газом значительно ниже пластового давления (в среднем составляет 9.2 МПа).

В компонентных составах жидкой и газовой фаз концентрация нормальных углеводородов заметно выше концентрации их изомеров, что характерно для чисто нефтяных залежей, не затронутых процессами биодеградации (или слабо биодеградированных).

Дегазированные нефти по технологической классификации средней плотности (878 кг/м3), вязкие (30.56 мПа.с), смолистые (8.28%), парафинистые (2.72 %), сернистые (1.58 %), с выходом фракций до 3000С в среднем около 36 % объемных. Технологический шифр нефтей – II Т2 П2. В качестве микрокомпонентов присутствуют ванадий (в среднем 30 г/т), никель (12 г/т).

В соответствии с положениями нормативных документов в качестве подсчетных параметров, зависящих от свойств нефти и растворенного газа, приняты характеристики продукции скважин, определенные в условиях дифференциального (ступенчатого) разгазирования пластовой смеси.