Определение состава пластовой нефти.

Состав пластовой нефти БУ₈ Юрхаровского месторождения определен и представлен в компонентно-фракционном виде – в форме, удовлетворяющей с одной стороны проектирование процесса разработки месторождения, и с другой стороны потребности проектирования промысловой подготовки нефти. Модельный состав пластовой нефти должен содержать в себе информацию о кривой ИТК (истинных температур кипения) стабильной части пластовой нефти. Эта информация необходима для проработки вариантов переработки нефти, она нужна для технологических и экономических расчетов.

Определение состава пластовой нефти было проведено в следующем порядке на основе экспериментов по стандартной сепарации пластовой нефти:

При стандартной сепарации глубинная проба нефти разделяется на газ сепарации и стабильную нефть, при этом определяется газовый фактор – объемно-массовое соотношение между полученным газом и жидкостью. Зная это соотношение и составы полученного газа сепарации и стабильной нефти можно рассчитать состав глубинной пробы нефти.

2.4.3.3.1 Определение состава газа, выделяющегося из пластовой нефти при стандартной сепарации.

В таблице 2.20 (см.выше) приведены составы газов стандартной сепарации двух глубинных проб нефти скважины 102. Составы газов были усреднены и усредненный состав переформатирован в универсальную компонентно-фракционную форму.

2.4.3.3.2 Определение состава стабильной нефти при стандартной сепарации в компонентно-фракционной форме.

Традиционно состав пластовой нефти представляется в виде индивидуальных компонентов от метана до пентанов, а весь состав стабильной части нефти приведен в виде нерасшифрованного остатка С₆₊. Подобная форма представления состава нефти не устраивает службы, занимающиеся проектированием процессов промысловой подготовки нефти. Для расчетов процессов сепарации пластовой нефти, составов выделяющегося при сепарации газа необходим гораздо более детальный состав пластовой нефти, с разбиением стабильной части на фракции.

Таблица 2.22 – Физико-химическая характеристика устьевых проб нефти Юрхаровского месторождения

Разбиение стабильной части нефти на фракции обычно проводится на основании экспериментальных данных. Стабильная нефть разгоняется на узкие фракции по ГОСТ-11011 или ASTM D2892 (построение кривой «истинных температур кипения»). У полученных узких фракций определяются физико-химические свойства – плотность, вязкость, молекулярная масса, температура застывания. После проведения этих работ полученный фракционный состав стабильной нефти стыкуется с составом пластовой нефти и в результате получается состав пластовой нефти в компонентно-фракционном виде с расшифрованной стабильной частью. Такой состав пригоден для любых технологических расчетов промысловой сепарации нефти и процессов ее первичной переработки.

При физико-химических исследованиях поверхностных проб нефти подобные углубленные исследования проведены не были. Определен только лишь фракционный состав по Энглеру (ГОСТ-2177). Результаты исследования стабильных нефтей приведены в таблице 2.22 (см.выше). Так как не было проведено разгонки Юрхаровской нефти на узкие фракции, соответственно нет информации по физико-химическим свойствам узких фракций.

Ввиду недостатка экспериментальных данных были проведены аналитические исследования, в процессе которых на основе фракционного состава усредненной поверхностной пробы нефти и свойств узких фракций Уренгойской нефти, смоделирован компонентно-фракционный состав стабильной нефти Юрхаровского месторождения.

2.4.3.3.3 Расчет состава пластовой нефти по известным составам газа сепарации, стабильной нефти и соотношению между ними – газовому фактору стандартной сепарации.

Составы газа и стабильной нефти получены в универсальной компонентно-фракционной форме, что позволяет рассчитать в таком же виде и состав пластовой нефти. Полученный модельный состав пластовой нефти представлен в таблице 2.23.

Определенный состав пластовой нефти непосредственно пригоден для различных технологических расчетов процессов сепарации нефти, получения материальных балансов и составов нефти и газа установок подготовки нефти. В случае необходимости, состав пластовой нефти, выраженный в 10° фракциях, можно преобразовать в более широкие фракции. В этом случае расчетные составы будут менее громоздкими.

Таблица 2.23 – Модельный состав пластовой нефти. Пласт БУ8-9. Юрхаровского месторождения

Продолжение таблицы 2.23

2.4.3.3.4 Согласование полученной модели пластовой нефти с пластовым газом БУ_8-9.

Модель пластового газа БУ_8-9 построена на основе газоконденсатных исследований, а модель пластовой нефти на основе исследования глубинных проб. Таким образом, механизмы построения моделей газа и нефти абсолютно независимы друг от друга. Но, в условиях пласта пластовый газ находится в термодинамическом равновесии с пластовой нефтью, следовательно, необходима проверка на согласованность моделей друг с другом.

При известном составе пластовой нефти и известных термодинамических условиях – давлении и температуре, при которых система газ-нефть находится в равновесии, можно рассчитать состав равновесного для нефти при этих условиях газа. Это и было сделано. Полученный газ был по составу сопоставлен с пластовым газом. Потенциал С₅₊ в равновесном нефти газе составляет 99.0 г/м³, а в пластовом газе 110.3 г/м³. Эти значения удовлетворительно близки, что дает основания считать полученную систему газ-нефть пласта БУ_8-9 термодинамически замкнутой.

Дата добавления: 2015-07-25