1.7 Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

1.7.1 Свойства и состав нефти и газа

Физико-химические свойства нефти и газа Белозерско-Чубовского месторождения изучены по данным исследований глубинных и поверхностных проб, выполненных институтом «Гипровостокнефть» и ЦНИЛом объединения «Куйбышевнефть».

При стандартных исследованиях разгазирование глубинных проб происходит одноступенчато до атмосферного давления при температуре 20  С, т.е. при условиях, не соответствующих работе сепарационных установок на месторождении, поэтому параметры нефти и газа, необходимые для подсчета запасов: плотность разгазированной нефти, газосодержание, пересчетный коэффициент, содержание в нефтяном газе гелия, этана, пропана, бутанов определено расчетным путем по данным стандартных исследований глубинных проб. Исключение составляет содержание серы в нефти, которое определено при исследованиях поверхностных проб (таблица 1.4).

Термобарические параметры дифференциального разгазирования пластовой нефти в рабочих условиях приняты среднегодовые в соответствии со схемой сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа.

Свойства нефти и газа определены по результатам исследований двенадцати глубинных проб из скв. 3, 5, 36 (две пробы), 209, 250, 251, 266, 269, 276 (две пробы), 307 и шестнадцати поверхностных проб из этих же скважин.

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 0,826 г/см³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 6,8 МПа, газосодержание при однократном разгазировании нефти 40,6 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 4,46 мПас.

При дифференциальном разгазировании в рабочих условиях плотность нефти 0,866 г/см³, газосодержание 36,0 м³/т, объемный коэффициент 1,095, динамическая вязкость разгазированной нефти 28,18 мПас.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,10 %), смолистая (9,31 %), парафиновая (3,74 %). Объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 С – 43 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 12,66 %, метана 43,12 %, этана 15,33 %, пропана 18,00 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 28,47 %, гелия 0,069 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,033.

Характеристика нефти представлены в таблицах 1.3, 1.4, 1.5

Таблица 1.3

Свойства пластовой нефти и воды

Наименование	Пласт Д1
	Количество исследованных		Диапазон изменения	Принятые значения
	скв.	проб
1	2	3	4	5
а) Нефть
Давление насыщения газом, МПа	10	12	6,4-7,1	6,8
Газосодержание при однократном разгазировании, м^3/т	10	12	33,7-46,9	40,6
Суммарное газосодержание, м^3/т	10	12		36,0
Объёмный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях	10	12		1,095
1	2	3	4	5
Плотность, кг/м^3	10	12	798,0-839,0	826,0
Вязкость, мПас	10	11	3,67-5,08	4,46
Пластовая температура, С	10	12	51-55	54
г) Пластовая вода
Объёмный коэффициент
Общая минерализация, г/л
Плотность в пластовых условиях, кг/м^3

Таблица 1.4