Физико-химические свойства флюидов

Физико-химические свойства нефтей и газов девонского горизонта были исследованы в отделе ТатНИПИнефть и лабораторий Альметьевской ГПК. Исследования проведены по 128 пластовым пробам из 88 скважин и 3 поверхностным пробам из 3 скважин (учтены только качественные пробы).

Анализы пластовых нефтей проводились на установках УИПН и АСМ-30 по общепринятой методике и в соответствии с государственными стандартами. Свойства поверхностных нефтей и пластовой воды исследованы по существующим ГОСТам и приводятся ниже.

На основании экспериментальных исследований были определены свойства нефти и газа. Газовый фактор, объёмный коэффициент и плотность дегазированной нефти взяты при дифференциальном разгазировании. Диапазон изменения газового фактора от 39,0 до 69,4 м3/т, а среднее его значение равно 51,8 м3/т, плотность изменяется от 852,0 до 877,0 кг/м3, объёмный коэффициент изменяется от 1,127 до 1,181 при среднем значении 1,1370 .

Поверхностные нефти Южно-Ромашкинской площади девонского горизонта по своему составу относится к группе сернистых, а по содержанию парафинов к группе парафиновых.

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти приведены в таблице 1.4.1.

Таблица 1.4.1.

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти Южно — Ромашкинской площади.

Ввиду совместного сбора, транспорта и подготовки нефтей всех продуктивных отложений для расчёта был взят средневзвешенный пластовый газовый фактор, который равняется 61,6 м3/т, а рабочий 51,8 м3/т. потери от испарения лёгких фракций нефти в процессе подготовки составили 3,70 м3/т, а потери от растворения этих фракций в сточных водах составили порядка 0,007 м3/т.

Таким образом, разница между пластовым газовым факторам и суммарным количеством газа, выделенным в процессе сбора и подготовки нефти, составляет 6,093 м3/т, которая ушла вместе с товарной нефтью.

Компонентный состав нефтяного газа при дифференциальном разгазировании (моль %) приведен в таблице 1.4.2.

Таблица 1.4.2.

Компонентный состав нефтяного газа при дифференциальном разгазировании Южно — Ромашкинской площади.

Физико-химические свойства пластовой воды. В разрезе пашийского горизонта водонасыщенными являются песчаные алевролитовые породы. Дебит скважин в этих отложениях колеблется от 3 до 5 м3/сут; в некоторых достигает 350 м3/сут. при разных динамических уровнях. Статические уровни устанавливаются на абсолютных отметках минус 25−27 м. Режим залежи упруго — водонапорный.

По химическому составу подземные воды относятся к хлоркальциевому типу (по В.А. Сулину). Общая минерализация составила 253,10−283,35 г/л, плотность 1170,0−1192,7 кг/м3, вязкость 1,75−2,00 мПа, рН равно 2,7−6,4.

Газовый состав подземных вод азотно-метановый. Газонасыщенность достигает 0,25−0,45 м3/т. Метана содержится более 50% объемных. Упругость газа составляет 5,0−10,0 мПа. Объемный коэффициент — 0,9998.

Химические свойства пластовой воды Южно-Ромашкинской площади приведены в таблице 1.4.3.

Таблица 1.4.3.

Химические свойства пластовой воды Южно-Ромашкинской площади.

Физические свойства пластовых вод Южно-Ромашкинской площади приведены в таблице 1.4.4.

Таблица 1.4.4.

Физические свойства пластовых вод Южно-Ромашкинской площади.