Физико-химические свойства пластовой нефти, газа и воды

Физико-химические свойства и состав нефтей и газов исследовались в ГПК объединения «Татнефть» и ТатНИПИнефти с 1957 по 1984г. Исследование пластовой нефти проводилось на установках УИПН-2М и АСМ-300 по общепринятой методике. Глубинные пробы отбирались пробоотборниками типа ПД-3М.

Физико-химические свойства пластовых нефтей и газов были исследованы по 36 пробам, отобранным из 29 скважин, расположенным по всей площади, и 263 поверхностным пробам. Полученные данные приведены в таблице 3.

Параметры пластовых нефтей изменяются в следующих пределах: Рнас от 4,9 МПа до 9,4 МПа, среднее значение 8,7 МПа, газовый фактор от 46,6 м³/т до 63,8 м³/т, среднее 51,5 м³/т, плотность нефти – от 0,788 г/см³ до

 0,843 г/см³, среднее значение 0,8151 г/см³, объемный коэффициент – от 1,114 до 1,179, среднее значение – 1,1454, вязкость – от 3,14 мПа∙с до 5,8 мПа∙с, среднее 4,4 мПа∙с.

Параметры поверхностных нефтей изменяются в следующих пределах: вязкость при 20 ºС от 14,2 до 48,0 мПа∙с, в среднем 23,0 мПа∙с, плотность

сепарированной нефти – 0,865 г/см³, содержание серы в среднем составляет 1,7% весовых, содержание смол – 18,8% весовых, асфальтенов – 2,3%, парафинов – 3,2% весовых.

Таким образом, нефти Азнакаевской площади можно отнести к типу парафинистых, сернистых и смолистых.

        Таблица 3 – Свойства пластовой нефти и газа Азнакаевской площади

Выход светлых фракций колеблется от 5 до 10,6% от объема при разгонке до 100ºС, от 21 до 29,0% при разгонке до 200ºС, от 35,5 до 52,3% при разгонке до 300ºС.

        После сепарации нефти на товарном парке рабочий газовый фактор, т.е. суммарный фактор 1 и 2 ступеней сепарации составляет 43,4 нм³/т. Потери нефти в технологических и товарных резервуарах от испарения в процессе подготовки составляют 2,61 нм³/т. Сбрасываемая вода после технологических и буферных резервуаров уносит с собой в растворенном виде часть газа, эта величина равна 0,005 нм³/т. После подготовки нефти на установках комплексной подготовки (УКПН) выделяется газ стабилизации, количество которого составляет 0,38 нм³/т.  Разница между пластовым газовым фактором и суммарным количеством газа, выделенном в процессе подготовки равна 4,91 нм³/т, т.е. некоторое количество газа остается в товарной нефти.

По данным гидрогеологических исследований установлено, что водовмещающими породами пашийских отложений являются песчано-алевролитовые разновидности терригенных отложений. Дебиты скважин, давших при опробовании воду, изменяются в пределах от 50 до 102 м³/сут, и более при динамических уровнях 240-600 м от устья.

Статические уровни при ППД устанавливаются на абсолютных отметках +75-268м. Режим залежи упруго-водонапорный. Результаты изучения состава и свойств вод свидетельствуют о том, что воды, насыщающие эти отложения представляют собой растворы хлоркальциевого типа с минерализацией около 288 г/л. По химическому составу они являются хлоридно-натриевыми, высокоминерализованными рассолами со значительным содержанием кальция. Для них характерен ионно-солевой состав (в моль/м³) приведенный в таблице 4.

        Таблица 4 - Ионный состав пластовой воды Азнакаевской площади

         Плотность вод Восточно – Лениногорской площади составляет 1158-1192 кг/м³, вязкость 1,8 мПа∙с, газонасыщенность вод равна в среднем 0,3 м³/т, объемный коэффициент 1,013. Газовый состав вод – азотно-метановый.