Наука и технологии // Разведка и разработка. Западно сибирская нефть плотность


Западной Сибири

Плотность пластовой нефти является одним из ее основных свойств. Результаты определения этого свойства широко используются в нефтедобывающей промышленности. Поэтому плотность нефтей при соответствующих пластовых условиях и закономерности ее измерения привлекают к себе внимание многих исследователей на протяжении длительного времени. Опубликовано большое число методик и разработаны соответствующие приборы, рекомендованные для измерения плотности нефтей как при атмосферном, так и при повышенном давлении [1,2].[ ...]

Критическое рассмотрение состояния техники измерения плотности пластовых нефтей, проведенное ранее [2], обнаружило отсутствие соответствующих приборов, которые могли бы удовлетворить запросы нефтяников не только в области теории, но и практики. Это послужило основанием для создания нового прибора, предназначенного для измерения плотности пластовых нефтей в широких интервалах изменения давлений и температур [3, 4, 5]. При помощи этого прибора было выполнено измерение плотности большого числа газированных нефтей нескольких нефтеносных районов.[ ...]

В настоящей статье приводятся данные по плотности нефтей двадцати двух залежей Западной Сибири. Измерения проводились при разных давлениях и температурах по глубинным пробам, отобранным из сорока четырех скважин. В результате был получен большой по объему экспериментальный материал. Для удобства его рассмотрения статья разделена на две части, из которых первая посвящена влиянию давления на плотность нефтей, а вторая — влиянию температуры.[ ...]

Рассмотренные примеры показывают, что барический градиент плотности является более чувствительным параметром, чем плотность для характеристики пластовых нефтей. В этом заключается его преимущество перед плотностью, широко используемой для оценки качества нефтей.[ ...]

Для получения искомой зависимости р=/(р) в виде, удобном для практического пользования, полученные экспериментальные данные были соответствующим образом обработаны. Ниже кратко изложена методика обработки данных, примененная в настоящей работе, а также приводятся полученные при этом аналитические зависимости.[ ...]

Очевидно, правая часть выражения (2) представляет собой отношение изменения плотности пластовой нефти к соответствующему интервалу давления.[ ...]

При наличии необходимых данных определение величины этого коэффициента не представляет большого труда.[ ...]

Легко определить физический смысл и второго коэффициента, входящего в уравнение (1). Если принять, что величина р=0, то первое слагаемое пра- вой части этого уравнения также будет равняться нулю. Следовательно, коэффициент рр=о является плотностью пластовой нефти при нулевом давлении.[ ...]

В это уравнение входят две независимые переменные величины: средний молекулярный вес пластовой нефти и давление, при котором требуется знать плотность этой нефти. Из них первая сравнительно просто определяется по экспериментальным данным, а вторая — задается.[ ...]

Рисунки к данной главе:

Аналогичные главы в дргуих документах:

Вернуться к оглавлению

ru-ecology.info

Производство волокнообразующих пеков из концентратов асфальтенов нефти (западно-сибирской)

1 Производство  волокнообразующих пеков из концентратов  асфальтенов нефти (западно-сибирской).

Состав сырья

Западно-сибирская нефть относиться к парафино-нафтеновым нефтям, в ней преобладают алканы и циклоалканы, содержание аренов и смолисто-асфальтеновых веществ мало.

Это нефть считается легкой ρ=36,5 в градусах АРL, содежание серы составляет 0,57%.Нефть считается малосернистой.

Усть-Балыкское месторождение расположено почти в центральной части Западной Сибири. Открытое в 1961 г., приурочено к Пимскому валообразному поднятию, представляет собой брахиантиклинальную складку меридионального простирания,  несколько ассиметричную: восточное крыло более крутое, чем западное.

Небольшой прогиб в средней  части складки делит ее на два  поднятия – собственно Усть-Балыкское (южное, более крутое) и Солкинское. Залежи нефти находятся на глубине 2-2,7 км.

 

Элементный состав Западно-сибирской  нефти

Горизонт

Содержание, %

С

  Н

О

S

N

БС1

85,63

12,73

0,04

1,40

0,20

БС2+3

85,75

12,38

0,06

1,63

0,18

БС4

84,95

12,50

0,37

2,00

0,18

БС10

85,47

12,50

0,09

1,77

0,17

 

 

 

 

 

 

Содержание в Западно-сибирской  нефти ванадия и никеля

 

Горизонт

Содержание, %

V

  Ni

БС1

-

-

БС2+3

-

-

БС4

0,0038

0,0013

БС10

0,0089

0,0021

 

Физико-химические свойства Западно-сибирской  нефти

Плотность ρ204

0,8704

Вязкость при 20◦С, сСт

25,1

Температура застывания (с  обработкой), ◦С

-20

Температура вспышки (в закрытом тигле), ◦С

-30

Давление насыщенных паров  при 38◦С, мм рт.ст.

99

Содержание парафина, %

2,3

Тплавления парафина,  ◦С

56

Содержание серы, %

1,53

Содержание азота, %

0,19

Содержание смол сернокислотных, %

44

Содержание асфальтенов, %

2,3

Коксуемость, %

5,01

Зольность, %

0,027

Выход фракций до 200◦С

19,3

Выход фракций до 350◦С

42,8

 

Усть-Балыкское месторождение многопластовое. Промышленая нефтеносность приурочена к горизонтам АС, БС1, БС2+3, БС5, БС6, БС9, БС10 нижнего мела.

Нефтеносные горизонты представлены в основном  мелко-, средне-, крупнозернистыми кварцевыми и кварцво-полевошпатовыми песчаниками с тонкими прослоями алевролитов.

Свойства нефтей в пластовых условиях определяли по пробам из горизонтов БС1, БС2+3, БС4,  и БС10. Залежи нефтей находятся в условиях высоких давлений и температур. Давления насыщения значительно ниже пластовых давлений. Температура насыщения нефти парафином равна 29◦С (горизонт БС1).

Нефти в пластовых условиях маловязкие, средней плотности, с  небольшим газосодержанием.

 

Горизонт

рпл

tпл

рнас

G

b

ρн

μ

β

α

n

БС1

21,5

67

9,1

44,3

50,6

1,137

0,813

3,4

10,7

4,8

14

БС2+3

21,2

68

8,4

40,0

45,4

1,132

0,827

4,0

9,8

4,8

10

БС4

21,0

66

6,1

30,2

34,1

1,08

0,837

6,0

9,1

5,0

2

БС10

22,5

79

8,6

51,9

59,1

1,175

0,805

2,7

9,7

5,9

3

 

Состав углеводородных газов, содержащихся в Западно-сибирской  нефти

Углеводороды до С4  включительно

Углеводороды С5

всего на нефть, %

С2Н6

С3Н8

изо-С4Н10

н-С4Н10

всего на нефть, %

изо-С5Н12

н-С5Н12

0,90

0

8,6

18,9

72,5

-

-

-

 

Растворенные в нефтях газы жирные с небольшим количеством углекислого газа и азота. Следует отметить, что содержание азота, а также гомологов метана уменьшается вниз по разрезу, содержание самого же метана при этом увеличивается.

Горизонт

СН4

С2Н6

С3Н8

С4Н10

С5Н12+высшие

СО2

N2+редкие

ρг

БС1

69,5

4,3

10,6

6,3

1,5

0,8

7,0

1,004

БС2+3

76,8

3,8

8,8

5,7

1,1

0,6

3,2

0,938

БС4

48,2

6,3

20,1

17,8

3,3

0,5

3,8

1,350

БС10

77,9

3,0

6,8

5,4

3,6

0,5

2,8

0,960

 

Дегазированные нефти  Усть-Балыкского месторождения сернистые, смолистые, парафиновые, средней плотности, с невысоким содержанием легких фракций, выкипающих до 300◦С.

Горизонт

БС1

БС2+3

БС4

БС10

Плотность, г/см3

0,874

0,883

0,884

0,877

Содержание, вес. %

   парафинов

   серы

   асфальтенов

   смол селикагеливых

 

3,8

1,2

2,1

13,0

 

3,2

1,3

1,8

16,9

 

3,3

1,1

2,0

18,1

 

3,4

1,2

2,1

8,3

Вязкость, мПа∙с

   при 20◦С

   при 50◦С

 

20,0

9,8

 

50,0

11,5

 

56,0

13,3

 

19,5

8,0

Температура начала кипения, ◦С

71,7

98,0

81,0

70,0

Фракционный состав, %

   до 150◦С

   до 200◦С

   до 300◦С

 

9,6

17,6

36,6

 

6,3

15,0

33,5

 

11,0

18,0

39,0

 

10,5

19,0

37,0

 

 

 

Характеристика бензиновой фракции  Западно-сибирской  нефти

 Прямогонный

 бензин (н.к. - 180◦С)

Сырье каталитического риформинга      (85-180◦С)

содержание серы, %

октановое число

плотность

ρ204

Углеводородный состав, %

арены

циклоалканы

алканы

0,025

39,6

0,7470

11,5

24,5

64

 

Характеристика средних  дистиллятов Западно-сибирской  нефти

 

 

Легкий

керосиновый

дистиллят

Температура отбора, ◦С

120-130

Плотность ρ204

0,7756

Вязкость при 20◦С, сСт

1,32

Температура начала кристаллизации, ◦С

-60

Температура вспышки (в закрытом тигле), ◦С

28

Содержание аренов, %

11

Содержание серы, %

0,06

 

 

Дизельная

фракция

 

Температура отбора, ◦С

200-350

Цетановое число

58

Вязкость при 20◦С, сСт

5,28

Температура застывания, ◦С

-17

Температура вспышки, ◦С

85

Содержание серы, %

0,59

Характеристика вакуумных  дистиллятов и остатков атмосферной  и вакуумной перегонки Западно-сибирской  нефти

Остаток

атмосферной

перегонки

(фракция выше 350◦С)

Вязкость при 80◦С, ВУ

7,18

Температура застывания, ◦С

9

Температура вспышки, ◦С

228

Содержание серы, %

2,42

Вакуумный

дистиллят

 

Температура отбора, ◦С

350-500

Температура застывания, ◦С

26

Коксуемость, %

0,064

Содержание серы, %

1,66

Остаток

вакуумной перегонки

Температура начала кипения, ◦С

500

Коксуемость, %

12,98

Содержание серы, %

3,12

freepapers.ru

Диапазон значений физико-химических свойств проб нефти по залежи на месторождениях Западной Сибири // Разведка и разработка // Наука и технологии

В ряде работ [1–3] затрагивался вопрос дифференциации свойств нефти, связанных с площадью и разрезом залежи. Единого мнения по этому вопросу у авторов нет. В отдельных публикациях и для ряда залежей такие зависимости выявлены, по другим они не обнаружены. При анализе результатов исследований свойств нефти месторождений Западной Сибири прослеживаются их вариации по площади залежи.

Работа [4] посвящена анализу изменения газового фактора нефти на Трехозерном месторождении (пласт П). Одной из поставленных задач являлось выявление распределения начальных значений физико-химических свойств нефти по площади месторождения. По мнению автора [4], на месторождении можно выделить три зоны с различными значениями свойств нефти: зона с «легкой нефтью», газовый фактор которой около 100 м3/т, плотность разгазированной нефти — 790–825 кг/м3; зона нефти со средней плотностью — 825–850 кг/м3, газовый фактор изменяется от 50 до 80 м3/т и зона окисленной нефти, прилегающей к ВНК, с плотностью до 890 кг/м3. Легкие нефти приурочены к участкам с ухудшенными коллекторскими свойствами пласта. При исследовании обнаружено, что слабопроницаемые коллекторы насыщены, по терминологии автора, «легкой нефтью или конденсатом», хотя автор [4] в характеристике месторождения не указывает, что в пласте имеется газовая шапка.

Следовательно, в начальный период разработки пласта П Трехозерного месторождения вариации, например, газового фактора составили 2 раза, диапазон изменения плотности разгазированной нефти находится в пределах 790–890 кг/м3.

В работе [5] приведены результаты обнаруженных зонально-временных различий физико-химических свойств нефти пласта Ю1 Харампурского месторождения. Показано, что различия в свойствах носят, в том числе, и приобретенный, характер и определяются сроком эксплуатации той или иной части залежи.

С нашей точки зрения, прежде чем искать различия в свойствах нефти, привязанные к площади или разрезу залежи, необходимо оценить масштабы различий в значениях свойств по скважинам начального периода разработки залежи. Если разброс значений свойств нефти, добываемой из разных скважин, больше, чем различия свойств по разрезу пласта в зоне вскрытия его одной скважиной, то изучение зависимости дифференциации свойств по разрезу не имеет практического смысла.

Информация о физико-химических свойствах нефти получена исследованиями проб, отобранных с разведочных и эксплуатационных скважин. Исследования даже на одном месторождении проводились различными организациями, зачастую информация имеет неполный набор данных, в части данных встречаются ошибки, носящие алогичный характер. По методикам, изложенным в работе [6], вся информация проверена на достоверность и непротиворечивость и при дальнейшем анализе использована только та ее часть, которая признана достоверной.

Сложность решения данной проблемы заключается в недостаточной изученности физико-химических свойств нефти месторождений Западной Сибири. По мнению авторов, для большинства залежей изученность физико-химических свойств пробами нефти явно недостаточна (исследовано 3–10 проб на залежь), хотя наблюдаются и исключения. По имеющейся у авторов информации, физико-химические свойства нефти в начальный период разработки на ряде залежей исследованы в следующих объемах: Северо-Даниловское, пласт П1 — 166 проб; Вынгапуровское, пласт Б8 — 57 проб; Вынгаяхинское, пласт Б11 — 47 проб; Харампурское, пласт Ю1 — 75 проб; упомянутое выше Трехозерное месторождение, пласт П — около 400 замеров газового фактора и т.д.

Таблица 1. Вариации физико-химических свойств пластовой нефти месторождений Западной Сибири

 

В табл. 1 приведена информация о крайних значениях физико-химических свойств нефти ряда наиболее полно изученных месторождений Западной Сибири и отношение максимальных значений к минимальным.

Анализ информации показывает, что наиболее характерные отношения предельных значений газосодержания лежат в интервале от 2 до 5 раз, плотности нефти при пластовых условиях — от 1,1 до 1,3 раз, вязкости пластовой нефти — от 1,2 до 3 раз, молярной массы пластовой нефти — от 1,5 до 2,4 раза, объемного коэффициента — от 1,1 до 1,5 раз, давления насыщения — от 3 до 8 раз.

Исходя из этого, можно сделать ряд выводов: различия значений физико-химических свойств нефти и ее подсчетных параметров, определенные на разных скважинах, значительно больше погрешностей их измерений;по принятой классификации нефть с крайними значениями физико-химических свойств одной и той же залежи относится к различным классам.

Рис. 1. Примеры гистограмм распределения значений молярной массы и плотности нефти при пластовых условиях месторождений, подчиняющиеся нормальному закону распределения

 

На рис. 1 приведены примеры распределения свойств пластовой нефти: молярная масса и плотность нефти при пластовых условиях тех залежей, где распределение значений свойств подчиняется нормальному закону.

Все данные о свойствах нефти проверены на предмет нормального распределения по критериям Ястремского и соответствия . В результате проверки выявлено, что в 99% случаев распределение следует нормальному закону, исключение составляет распределение содержания асфальтенов в разгазированной нефти пласта БП8 Вынгапуровского месторождения, что можно объяснить низким качеством экспериментальных работ. Не учитывая этот единичный случай, можно утверждать, что значения всех физико-химических свойств распределены нормально.

Рис. 2. Гистограмма распределения значений газосодержания нефти Северо-Даниловского месторождения, пласт П1

 

Рис. 3. Гистограмма распределения значений газосодержания нефти Харампурского месторождения, пласт Ю1

 

 

На рис. 2 и 3 приведены гистограммы распределения газосодержания по результатам исследований проб нефти пласта П1 Северо-Даниловского и пласта Ю1 Харампурского месторождений.

На рис. 2 приведены результаты исследований нефти Северо-Даниловского месторождения, явно видны два максимума частоты наблюдения газосодержания: первый из них равен примерно 85 м3/т, второй — около 105 м3/т.

На рис. 3 приведены результаты замеров газосодержания нефти Харампурского месторождения, где количество максимумов частоты распределения не менее 4. Первый соответствует значению газосодержания, равному 60 м3/т, второй — 120 м3/т, третий — 180 м3/т и четвертый — 240 м3/т.

При анализе информации о вариациях свойств нефти отмечено следующее (см.рис. 1–4): диапазон изменения значений физико-химических свойств нефти в начальный период разработки залежи достаточно широк, например, изменение величины газосодержания составляет около 100% относительно его среднего значения;для ряда залежей параметры распределены по нормальному закону, для части месторождений распределение значений свойств отлично от нормального;для различных месторождений максимальных частот в распределении значений физико-химических свойств может быть несколько, что может свидетельствовать о том, что различные зоны залежи содержат нефть с различными значениями свойств.

 

Несколько максимальных частот в распределении газосодержания можно объяснить следующими причинами: в пласте изначально существуют или сформированы процессом разработки зоны нефти с различными свойствами, обусловленные природными причинами или техногенными воздействиями [5, 7];в процессе эксплуатации залежи добывается нефть с различными свойствами за счет избирательного взаимодействия фракций нефти с поверхностью коллектора [8–10];вовлечение в процесс дренирования нефти в переменных соотношениях при дифференциации свойств нефти, находящейся в разных коллекторах.

 

Анализ представленной информации свидетельствует о том, что свойства нефти каждой залежи имеют вполне определенный интервал значений. Диапазон значений свойств нефти значительно больше абсолютной погрешности измерений (более чем в 10 раз). Наблюдаемые вариации свойств пластовой нефти можно объяснить следующими причинами: природным различием значений свойств нефти в различных частях залежи и по ее разрезу; избирательной добычей нефти из разных интервалов пласта; изменением режима работы скважины, что ведет к перераспределению соотношения добычи нефти из разных интервалов и направлений (как следствие из 2).

Рис. 4. Гистограмма распределения значений газосодержания нефти Повховского (пласт БВ8) и Локосовского (пласт БВ5) месторождений

 

Таким образом, вариации физико-химических свойств нефти, обнаруживаемые по залежи, скорее всего, могут быть объяснены с позиции действия комплекса причин, высказанных выше.

Поэтому представляется интересным поиск генетической связи между информацией, полученной с разных частей залежи. Если вся информация укладывается в рамки одной регрессионной зависимости, значит, связи есть, если не укладывается — связи отсутствуют. Это может свидетельствовать о том, что происхождение нефти отдельных частей залежи не связано друг с другом или процессы, которые происходили в залежи после образования нефти, имели локальное действие и приводили к изменению значений свойств только в зоне своего действия.

Поскольку диапазон значений свойств нефти значительно больше погрешности их измерения, возникают сомнения в правомочности широко практикующегося нахождения средних значений свойств по залежи. Среднее значение физико-химического свойства нефти в ее объеме не тождественно среднему значению информации о свойстве: по причинам различия плотности информации по площади залежи, различий объемов нефти разных зон, который охарактеризован исследованиями конкретной скважины. В этом плане возникает необходимость в разработке подхода к определению среднего интегрального значения свойства нефти по залежи с учетом всех информационных весов (количественного, плотности информации, продуктивности скважины и т.д.)

Таким образом, отличительной особенностью информации о физико-химических свойствах нефти является статистическая неоднородность ее значений по площади залежи. Это должно требовать повышения критериев к степени представительности выборки.

Выявленные различия значений физико-химических свойств пластовой нефти в начальный период эксплуатации скважин позволяют сделать следующие выводы: Диапазон различий значений физико-химических параметров пластовой нефти месторождений Западной Сибири во много раз превышает погрешность их измерения.Причиной различия значений физико-химических свойств нефти является неоднородность компонентного состава нефти по пласту. Несмотря на то, что физико-химические свойства нефти различных зон залежи находятся в определенном диапазоне значений, возможно установление генетической близости ее свойств методами математической статистики.

 

 

 

Литература Амерханов И.М. Закономерности изменения свойств пластовых жидкостей при разработке нефтяных месторождений // Обзорная информация. Сер. Нефтепромысловое дело. — М.: ВНИИОЭНГ, 1980. — 48 с.Хазнаферов А.И. Исследование пластовых нефтей. — М.: Недра, 1987. — 116 с.Шейх-Али Д.М. Изменение свойств пластовой нефти и газового фактора в процессе эксплуатации нефтяных месторождений. — Уфа: БашНИПИнефть. — 2001. — 137 с.Муллагалиева Л.И. Особенности изменения газового фактора на Трехозерном нефтяном месторождении // Вопросы нефтепромысловой геологии и разработки нефтяных месторождений Западной Сибири. — Тюмень.- 1969.Сорокин А.В., Сорокин В.Д., Ярославцев К.В. Зонально-временное изменение свойств нефтей Северо-Харампурского и Южно-Харампурского месторождений // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. — Тюмень, СибНИИНП, 1998. — С.172–179.Бутакова Т.А., Нестерова О.А., Сорокин А.В., Сорокин В.Д. Результаты анализа данных о физико-химических свойствах нефтей. // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. — Тюмень: СибНИИНП, 2001. — С.75–82.Сорокин А.В., Сорокин В.Д. Исследование процесса изменчивости физико-химических свойств пластовой нефти при разработке месторождений Западной Сибири. — Тюмень: Издательство «Вектор-Бук», 2004, — 237 с.Эйгенсон А.С., Шейх-Али Д.М. О механизме влияния смол и асфальтенов на некоторые внутрипластовые процессы при вторичных методах добычи нефти // Нефтяное хозяйство, 1992, № 7. — С.20–22.Мархасин И.Л. Физико-химическая механика нефтяного пласта. — М.: Недра, 1977. — 214 с.Сорокин А.В., Сорокин В.Д., Терешина Т.В. Механизмы изменения плотности газонасыщенной нефти в процессе разработки залежи // Основные направления научно-исследовательских работ в нефтяной промышленности Западной Сибири. — Тюмень: СибНИИНП, 1999. — С.122–130.

neftegaz.ru