Результаты исследования физических свойств пластовой нефти Шингинского месторождения Томской области Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

ИЗВЕСТИЯ

ТОМСКОГО ОРДЕНА ОКТЯБРЬСКОЙ РЕВОЛЮЦИИ И ОРДЕНА ТРУДОВОГО КРАСНОГО ЗНАМЕНИ ПОЛИТЕХНИЧЕСКОГО ИНСТИТУТА ИМЕНИ С. М. КИРОВА

Том 236 1976 г.

РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЗИЧЕСКИХ СВОЙСТВ ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ ШИНГИНСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ

ТОМСКОЙ ОБЛАСТИ

Л. А. ПУХЛЯКОВ, Г. Н. ЧЕРТЕНКОВА, 10. Г, САЗОНОВ

(Представлена профессором А. В, Аксариным) .

Нефтеносность Шингинского месторождения Томской области связана с пластом Ю-1 васюганской свиты, который в пределах данного месторождения залегает я а глубине, превышающей 2500 м. Первооткрыватель-кицей месторождения является скважина 295. Из этой скважины для исследования физических свойств нефти в пластовых условиях было отобрано две пробы. Исследование проводилось в лаборатории физики нефтяного пласта Томского политехнического института на установке УИПН-2М. Работа производилась по методике, изложенной В. Н. Маму-кой и др. [1].

Основные физические свойства нефти Шингинского месторождения по обеим пробам приведены в табл. 1. Более подробные данные приводятся лишь по первой пробе (табл. 2, 3, 4 и 5). Аналогичные данные по второй пробе не приводятся в статье, так как они мало отличаются от данных по первой пробе.

Нефть Шингинского месторождения характеризуется высоким газосодержанием, которое превышает 100 м3/м3, и значительным давлением насыщения, среднее значение которого достигает 117 ати (табл. 1). В этом отношении нефть Шингинского месторождения схожа с нефтями Стрежевого и некоторых других месторождений Томской области — [3,4]. Выделение, газа из нефти Шингинского месторождения 'происходит более или менее равномерно. В частности, на первой ступени разгазирования при снижении давления на 25 ати ниже давления насыщения -из каждого ем3 иефти выделялось 15,88 см3 газа. Аналогичным образом дело обстояло и на других ступенях (табл. 2) .

Среди выделяющихся газов на первом месте стоит метан, при однократном разгазировании доля его составляла 63,17 объемных процента. При этом более интенсивно он выделялся ка первых ступенях -разтазиро-вания, где доля его достигает 80 объемных процентов. На последней ступени разгазирования доля его уменьшается до 18,95% (табл. 3).

Второе место среди выделяющихся газов занимает пропан, при однократном разгазировании доля его составила 14,02 объемного процента, и только на третьем месте — этан. Его доля при однократном разгазировании составила 11,44%. Далее следуют нормальный - бутан (4,57%), изобутан (1,30%), нормальный пентан (1,0%), изопентан (0,79%) и, наконец, гексан (0,33%). Аналогичным образом с попутными газами дело обстоит у нефтей большинства других нефтяных месторождений Томской области. Второе место среди них, как правило, принадлежит пропану, и только третье — этану.

Таблица 1

Основные физические свойства пластовой нефти Шингннского месторождения (скважина 295, пласт Ю-1, пластовое давление 264 ати, пластовая температура 103°С)

Параметры Единицы измерения Первая проба Вторая проба Средние значения

Дата отбора пробы 31 июля 71 31 июля 71

Интервал перфорации м 2616—2636 2616—2636

Давление насыщения ати 135 100 117

Коэффициент сжимаемости 10"5 Цат 21,89 25,07 23,48

Газосодержание, отнесенное к единице объема 1 м3/м3 123,89 86,66 104,77

Газосодержание, отнесенное к единице веса м3/т 149,26 103,33 126,29

Объемный коэффициент 1,300 1,283 1,291

Усадка % 23,08 22,06 22,57

Плотность сепарированной нефти г/см3 0,830 0,829 0,830

Плотность пластовой нефти ¿¡см3 0,772 0,740 0,756

Плотность газа г/литр Средний коэффициент растворимости 1,404 1,403 1,404

газа Вязкость неразгазированной нефти см3/см?ат 3 0,918 0,857 0,888

пластовых условиях Вязкость сепарированной нефти в по сантипуазы 0,54 0,57 0,55

верхностных условиях сантипуазы 4,68 4,74 4,71

Конечное давление сепарации мм рт. ст. 757 762

Конечная температура °С 20°С 20°С

Дата завершения анализа 14.10.71 28.10.71

В отличие от метана доля всех попутных газов по мере снижения давления разгазирования увеличивается. Особенно это характерно для пропана, доля которого на последней ступени разгазирования превышает долю первой ступени в 7,7 раза. Доля этана возрастает лишь до предпоследней ступени (интервал давлений 16—8 ати), где она достигает 17,37%, а затем она несколько даже уменьшается, достигая 13,59% (табл. 3). Таким образом, подтверждается тот известный вывод, что со снижением давления разгазирования из нефти выделяются все более и более тяжелые газы.

Особое внимание было уделено изучению вязкости нефти Щингин-ского месторождения. При этом сначала исследовалась вязкость нефти в неразгазированном, а затем в частично разгазированном состояниях (табл. 4 и 5). Последнее связано с тем, что с целью повышения производительности нефтепроводов авторами в свое время предлагалось перекачивать нефть в частично разгазированном состоянии при давлениях выше давления разгазирования [3]. Исследование проводилось при нескольких температурах и давлениях. Результаты его можно резюмировать следующим образом.

С повышением температуры вязкость нефти во всёх случаях плавно понижалась. В этом отношении нефть Шингинского месторождения отличается от нефти Ключевского месторождения, вязкость которой наименьшее значение имела при 60°С, а при дальнейшем нагревании несколько повышалась [2].

со о

Результаты ступенчатого разгазирования нефти Шингинского месторождения (скважина 295, первая проба, пластовая температура 103°С, пластовое давление 264 ати)

Таблица 2

Показатели

Давление,

ата

Температура

°С

Количество газа

в растворе,

М31'Мй

свободного,

м31м3

Коэффициент растворимости газа

м31м3 ат

Плотность газа г!литр

Объемный коэффициент нефти

Плотность нефти г ¡см3

Пластовое давление 265 103°С 123,89 — —* — 1,300 0,772

Давление насыщения 136 103°С 123,89 0,0 0,918 — 1,331 0,754

1-я ступень ш 103°С 108,01 15,88 0,939 0,932 1,312 0,748

2-я ступень 81 103°С 97,07 26,82 1,142 0,905 1,304 0,741

3-я ступень 71 ■ 103°С 81,85 42,04 1,121 0,973 1,271 0,743

4-я ступень 51 103°С 68,53 55,36 1,246 0,973 1,259 0,735

5-я ступень 31 ЮЗ°С 47,38 76,51 4,435 1,015 1,255 0,714

6-я ступень 17 103°С 32,41 91,48 1,514 1,251 1,209 0,724

7-я ступень 9 103°С 15,30 108,59 1,391 1,391 1,122 0,758

8-я ступень 1 103°С 0,0 123,89 — 2,085 Т,045 0,794

3-я ступень 1 ' 20°С 0,0 123,89 — — 1,000 0,830

Таблица 3

Процентное (объемные проценты) содержание отдельных фракций попутного газа, выделяющегося из нефти Шингинского месторождения (скважина 295, первая проба)4 на различных ступенях разгазирования

Состав газа в объемных процентах по ступеням' разгазирования

Компоненты однократное разга- 135-110 110-80 80-70 70-50 50-30 30-16 16-8 9-1

зированиа ати ати ати ати ama ати ати ama

Метан 63,17 79,73 . 80,62 77,92 76,14 69,28 62,56 46,42 18,95

Этан 11,44 6,77 7,53 8,46 9,87 11,98 14,10 '17,37 13,59

Пропан 14,02 5,10 ^ 4,95 6,55 7,60 10,86 13,50 21,69 39,15

.Изобутан 1,30 0,50 0,43 0,59 0,69 0,97 . 1,34 2,33 3,27

Нормальный бутан 4,57 1,51 1,21 1,72 2,00 2,82 3,59 6,90 15,95

Изопентан 0,79 0,27 0,19 0,27 0,32 0,41 0,53 1,06 3,20

Нормальный пентан ' 1,00 0,35 0,29 0,37 0,38 0,50 0,64 1,29 3,99

Гексан ,! 0,33 0,24 0,08 0,08 0,08 0,10 0,12 0,17 0,98

Углекислый газ 2,06 1,22 1,43 2,03 2,30 2,55 2,94 2,77 0,92

Азот - _ 1,32 4,31 3,22 2,01 0,62 0,53 0,68 — —

Водород ,1 — — — — — — — — —

Сероводород — — — — — — — . — ' — Г

Таблица 4

Результаты исследования вязкости нефти Шингинского месторождения (скважина 295, первая проба) в неразгазированном состоянии

Давления, при которых определялась вязкость ama Вязкости в сантипуазах при различных температурах и давлениях

20° С 40° С 60°С 80° С 103°С 140°С

1264 0,75 0,67 0,62 0,58 0,54 0,50

200 0,73 0,65 0,61 0,56 0,53 0,49

150 0,72 0,64 0,60 0,55 0,52 0,48

Таблица 5

Результаты исследования вязкости нефти Шингинского месторождения (скважина 295) в частично разгазированном состоянии

■ К О S Л Давления, при которых определялись вязкости, ama Вязкости в сантипуазах при различных температурах и давлениях

Давлен разгази вания, ати 20° С 40°С 60° с 80° С 103°С 140° С

60 264 0,77 0,71 0,65 0,62 0,57 0,52

200 0,75 .0,70 0,63 0,61 0,56 0,51

100 0,72 0,66 0,61 0,58 0,54 0,50

60 0,71 0,65 0,60 0,55 0,51 0,42

20 264 0,81 0,75 0,70 0,62 0,58 0,53

200 0,78 0,73 0,66 0,60 0,56 0,51

100 . 0,74 0,70 0,63 0,58 0,55 0,50

30 264 ^ 0,56 0,48 0,43 0,41 0,39 0,33

10 0,98 0,87 . 0,75 0,69 0,62

200 0,95 0,84 0,74 0,67 0,60

100 0,87 0,95 0,71 0,64 0,59

20 0,85 0,81 0,69 0,61 0,54

Со снижением давления, пока оно не опускалось ниже давления насыщения у неразгазированной нефти или давления разгазирования у частично разгазированной, вязкость также снижалась. Иначе дело обстояло с разгазированием. Каждая новая ступень разгазирования нефти приводила к новому повышению вязкости. Однако ¡повышение это оставалось небольшим и после ¡разгазирования при давлении 10 ати вязкость нефти не достигала и 1 спз. Вязкость полностью разгазированной нефти Шингинского месторождения равна 4,71 спз (табл. 1).

Как объяснить описанное явление?

По-видимому, потеря не всяких газов приводит к повышению вязкости нефти, а лишь тех из них, основная масса которых улетучивается на последней ступени разгазирования, то есть при давлении ниже 10 ати.

В связи с этим на основе табл. 2 и 3 было определено общее количество выделяющихся из нефти газов до фракциям в см3 на см3 нефти (табл. 6). Из нее в частности видно, что при давлении 8 ати в каждом см3 нефти в растворенном состоянии остается лишь 2,9 см3 метана, 2,08 см3 этана, 5,99 см3 пропана и 2,44 км3 нормального бутана. Количество остальных газов- остается незначительным. Таким образом, не метану и этану, а, по-видимому, пропану и бутану принадлежит главная роль в снижении вязкости нефти в пластовых условиях.

Общее количество отдельных фракций попутного газа, выделившегося из нефти Шингинского месторождения в процессе ступенчатого разгазирования

Количе ство газа, см:гГвыделившегося из каждого см3 нефти при следующих ступенях разгазирования

Компоненты однократное разга-зирование 135-110 ати 110-80 ати 80-70 ати 70-50 ати 50-30 ати 30-16 ати 16-8 ати 9-1 ата

Общее количество газа на дайной ступени 123,89 15,88 10,94 15,22 13,22 21,15 14,97 17,11 15,30

В том числе: метан 78,26 12,66 8,22 11,86 10,06 14,65 9,37 7,94 . 2,90

этан 14,17 1,07 0,82 1,28 1,31 2,53 . 2,11 ■2,97 2,08

пропан 17,37 0,81 0,54 1,00 • 1.,01 2,30 2,02 3,71 5,99

изобутан 1,61 0,08 0,05 0,09 0,09 0,20 0,20 0,40 0,50

нормальный бутан 5,66 0,24 0,13 0,26 0,27 0,60 0,54 1,18 2,44

изопентан 0,98 0,04 0,02 0,04 ■ 0,04 0,09 0,08 0,18 0,49

нормальный пентан 1,24 0.06 0,03 0,06 0,05 0,11 0,10 0,22 0,61

гексан 0,41 0,04 0,01 0,01 0,01 0,02 0,02 0,03 0,15

углекислый газ 2,55 0 19 0,16 0,31 0,30 0,54 0,44 0,47 0,14

азот ] 1,64 П 68 0,35 0,31 0,08 0,11 0,10 — —

со

со

ЛИТЕРАТУРА

1. В. H. Мамуна, Г. Ф. Требин, Б. В. Ульянинский. Экспериментальное исследование пластовых нефтей. ГОСИНТИ, М., 1960.

2. JI. А. Пухляков, Г. Н. Чертенкова. О вязкости нефти Ключевского месторождения Томской области в пластовых условиях. Известия ТПИ, т. 218, 1970.

3. Л. А. Пухляков, Г, Н. Чертенкова. Новый метод повышения производительности нефтепроводов. Известия ТПИ, т. 217, 197!.

4. Л. А. Пухляков, Г. Н. Чертенкова. Физические свойства нефти Стре-жевого месторождения Томской области. Известия ТПИ, т. 236, 1976.