Курсовая работа: Применение технологии солянокислотной обработки установок ЭЦН на Мишкинском месторождении
Свойства нефти в пластовых условиях
Средние значения основных параметров, определенных по результатам анализа
глубинных проб нефти, приведены в таблице 3.
Таблица № 3. Свойства нефти в пластовых условиях.
Наименование
параметра
Верейские
отложения
Башкирские
отложения
Визейские
отложения
Турнейские
отложения
Пластовое
давление, МПа
11,80
11,5
13,76
15,41
Пластовая
температура, °С
24,0
25,0
30,1
29,8
Давление
насыщения, МПа
7,81
7,11
8,37
8,27
Газосодержание,
м3 /т
19,94
15,85
12,50
6,39
Плотность в
условиях пласта, кг/м3
879,3
880,6
893,2
916,6
Вязкость в
условиях пласта, мПа с
16,60
17,36
25,77
65,4
Коэффициент
объемной упругости, 1/МПа·10-4
1,044
1,032
1,028
1,013
Плотность
нефтяного газа, кг/м3 , при 20°C:
1,559
1,541
1,453
1,270
Плотность
дегазированной нефти, кг/м3 , при 20°С
892,1
891,7
904,8
920,9
Нефти верейских отложений характеризуются по принятой классификации
как средние по плотности и с повышенной вязкостью. Сравнение физико-химических
свойств нефти показывает, что плотность нефти в пластовых условиях по пласту
B-II выше (0,8828 г/см3), чем по пласту B‑IIIa (0,8783 г/см3), что
связано с ее более низким газосодержанием (17,49 м3/т). Нефть пласта B‑IIIa
характеризуется более низкой динамической вязкостью (16,02 мПа·с). Нефть,
отобранная в пробах из совместных пластов B-II, B-IIIa и B-IIIб верейского
горизонта (скв. 194R, 1985 и 2016) , по своим свойствам близка к нефти из
пласта B-IIIa, поэтому параметры нефти для пласта B-IIIб рекомендуется брать по
аналогии с пластом B-IIIa. Диапазон изменения физических свойств нефти по
пластам месторождения не велик, что позволяет отметить их однотипность.
В башкирском ярусе большая часть представительных проб (восемь из
десяти) отобрана из совместных пластов, поэтому пласты охарактеризованы по
средним значениям параметров нефти по всем пробам. Большинство параметров
нефти, отобранной в скв. 131, 252 и 253 (на Черепановском поднятии) меняется
значительно: диапазон изменения динамической вязкости: 10,19-22,04 мПа∙с,
плотности нефти в пластовых условиях: 0,8541-0,8950 г/см3, объемного коэффициента:
1,016-1,065, газонасыщенности: 11,60-24,76 м3/т; различия между давлениями
насыщения значительно ниже, 4,60-6,10 МПа. Такое же изменение в значениях
динамической вязкости, объемного коэффициента и газонасыщенности прослеживается
и на Воткинском поднятии, соответственно: 13,6-28,73 мПа∙с, 1,025-1,040 и
10,8-18,0 м3/т. По месторождению в отложениях среднего карбона не наблюдается
хорошо выраженной зависимости изменения параметров пластовой нефти с глубиной
залегания и по площади.
Нефти башкирских отложений характеризуются как нефти с повышенной
вязкостью (более 10,0 мПа∙с).
В визейском ярусе выделены семь продуктивных пластов с C-II по
C-VII. Из-за недостатка проб отдельно по пластам, средние значения параметров
нефти рассчитаны в целом для визейского объекта по всем имеющимся пробам. Нефти
визейских отложений также характеризуются как нефти с повышенной вязкостью.
В турнейском ярусе выделены продуктивные пласты Ct-III, Ct-IV.
Нефть малевско-упинского возраста (пласт Ct-IV) изучена по девяти
представительным пробам, отобранным в скв. 131R, 180R, 306R, 1319, 1445 и 1811.
Она характеризуется как тяжелая (0,9166 г/см3), высоковязкая (более
30 мПа∙с).По пластам Ct-III черепетского горизонта турнейского яруса и
D3-zv заволжского надгоризонта фаменского яруса пробы не отбирались.
Таблица № 4.
Физико-химические свойства нефти в поверхностных условиях