3.3.2. Физико-химические свойства нефти и газа

Глубинные пробы нефти из пласта Бш впервые были получены в 1968г. в скв. 240 на Павловском поднятии. Через 21 год отбор проб пластовой нефти произвели в скв. 526 на Григорьевском поднятии. Сопоставляя свойства нефтей из этих скважин (хотя такое сопоставление не вполне корректно), убеждаемся, что каких-либо изменений с нефтью за это время не произошло. Нефть в обеих скважинах имеет почти одинаковое Р_нас, а в пробах 1989г. отбора она даже более газонасыщена (на 11.3 м³/т) и, следовательно, несколько легче и менее вязкая в условиях пласта. Однако и после дегазирования нефть в последних пробах остается более легкой (плотность 0.888 против 0.892 г/см³), с меньшей вязкостью (29.89 в отличие от 42.11 мм²/с). Вероятно, эти различия в свойствах нефти из разных скважин зависят от геологических условий размещения скважин и интервалов отбора проб на структурах. (табл.3.3.3.1.)

В составе растворенного газа из этих скважин также заметных изменений не произошло. Газ в обеих скважинах содержит более 30 % метана и большое количество его гомологов, особенно этан-пропановых компонентов (43-49 %). Газ загрязнен сероводородом (0.16-0.30 %) (табл.3.3.2.2.), количество которого необходимо уточнить, т. к. сернистость газа в процессе разработки может возрастать. Поэтому следует провести специальные отбор и анализ проб газа.

Товарная характеристика нефти изучена в разное время на 4-х поднятиях.

На Павловском поднятии пробы поверхностной нефти отбирали из одной и той же скважины (47) с промежутком в 28 лет. Нефть с разведочного периода к 1993г. значительно изменилась. Она стала более тяжелой (с 0.889 до 0.906 г/см³), вязкость ее возросла вдвое. Нефть окислилась (количество асфальтенов увеличилось с 3 до 4.5 %), подверглась воздействию микроорганизмов (содержание парафина возросло в 1.5 раза, t_пл повысилась на 6 ˚С ). Такие же изменения отмечены и для нефти по поднятию в целом (табл.3.3.3.2.).

Таким образом, разработка башкирской залежи на Павловском поднятии оказала негативное влияние на свойства и состав нефти в районе скв. 47, 2159, 2171, 2372.

Судя по свойствам и фракционному составу нефти из скв. 236 (1966г.) и из скв. 113 и 2020 (1993г.), за 27 лет с нефтью на Улыкском поднятии каких-либо изменений не отмечено (табл.3.3.2.1.).

Подобная картина наблюдается для нефти на Григорьевском поднятии, где в скв. 526 и 2199 нефть в 1989, 93гг. была даже несколько лучшего качества, нежели в скв. 281 в 1965г.

На Южно-Павловском поднятии 35-ти летний срок эксплуатации залежи, особенно закачка пресной воды, привели к ухудшению качества нефти. Она окислилась, осмолилась, потеряла часть бензиновых компонентов, началось биохимическое разрушение залежи. Об этих процессах говорит возрастание доли асфальто-смолистых веществ с 19,1 до 25.7 %, уменьшение вдвое парафина за счет легкой его части, повышение плотности с 0.890 до 0.910 г/см³, увеличение вязкости от 41.9 до 72 мм²/с

Следовательно, на Григорьевском поднятии в районе скв. 526 и 2199 до 1989-93гг. разработка башкирской залежи велась без нарушения технологии, а закачиваемая вода, по-видимому, не контактировала с нефтью, что обеспечило сохранность первоначальных характеристик пластовых флюидов. Не изменилось качество поверхностной нефти и в районе скв. 113 и 2020 на Улыкском поднятии. На Павловском и Южно-Павловском поднятиях в ряде скважин закачка воды привела к окислению, осмолению, биодеградации нефти.

На рисунке 3.3.2.1 приводятся зависимости газонасыщенности, вязкости, плотности и объёмного коэффициента от давления.

Физико-химические свойства и фракционный

состав разгазированной нефти Павловского месторождения

Улыкское поднятие

Таблица 3.3.2.1.

		Пласт Бш
Наименование		Кол-во иссле-		Диапазон	Среднее
		дованных		изменения	значение
		скв.	проб
1		2	3	4	5
Вязкость динамическая, мПас
при 20 °С		1/2	1/2		31.48/27.90
50 °С		1/2	1/2		10.78/9.56
Вязкость кинематическая, мм2/c
при 20 °С		1/2	1/2		35.21/31.39
50 °С		1/2	1/2		12.33/11.0
Температура застывания, °С		-/2	-/2		-/<-20
Температура насыщен. парафином, °С		-/1	-/1		-/21
Массовое	Cеры	1/2	1/2		2.59/2.13
содержание,	Смол силикагелевых	-/2	-/2		-/18.76
%	Асфальтенов	-/2	-/2		-/4.42
	Парафина	-/2	-/2		-/2.54
	Солей
	Воды	-/2	-/2		-/0.5-следы
	Мехпримесей
Температура плавления парафина, °С		-/2	-/2		-/56.7
	н.к. — 100 °С	1/2	1/2		6/4
Объёмный	до 150 °С	1/2	1/2		14/13
выход	до 200 °С	1/2	1/2		21/21
фракций, %	до 300 °С	1/2	1/2		43/46
	до 350 °С
Классификация нефти		тяжелая, вязкая, смо­лис­тая, парафинистая, высокосернистая

Компонентный состав нефтяного газа Павловского месторождения

Скв. 240/скв.526 Таблица.3.3.2.2.

	Пласт Бш
Наименование	При однократном дегазировании пластовой нефти в стандартных условиях				При дифференциальном дегазировании пластовой нефти в рабочих условиях				Пластовая нефть
	Состав газа данные 1968 г.		Состав газа данные 1989 г.х		Состав газа данные 1968 г.		Состав газа данные 1989 г.х		однократ­ное разга­зи­ро­ва­­ние		дифферен­ци­альное раз­газирование
	% масс	% моль	% масс	% моль	% масс	% моль	% масс	% моль	% масс	% моль	% масс	% моль
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13
Сероводород	0.22	0.20	0.15	0.16	0.36	0.30	0.17	0.16
Углекислый газ	0.84	0.60	0.50	0.42	1.18	0.76	0.80	0.58
Азот+редкие (в т.ч. гелий)	7.67	8.7	5.02	6.62	10.43	10.63	6.86	7.88
Метан	15.58	30.8	12.53	28.82	19.22	34.14	18.43	36.94
Этан	32.51	34.1	15.96	19.46	40.25	37.91	20.48	21.77
Пропан	20.60	14.6	31.07	25.6	18.13	11.54	29.33	21.07
Изобутан	7.91	4.2	5.51	3.4	3.83	1.83	6.06	3.26
Н-бутан	6.99	3.7	14.52	8.94	4.14	1.97	8.68	4.66
Изопентан	5.48	2.3	4.42	2.16	2.31	0.87	4.14	1.76
Н-пентан	0.72	0.3	3.88	1.88	0.05	0.02	2.34	0.99
Гексан	1.48	0.5	6.44	2.54	0.10	0.03	2.71	0.93
Гептан
Остаток (С8+высш.)
Молекулярная масса
Молекул. масса остатка
Плотность	1.318		1.537		1.188		1.335
- газа, кг/м	1.094		1.276		0.986		1.109
- газа относительная (по во­з­­духу), доли ед.
- нефти, кг/м