Физико-химическая характеристика нефти месторождения Жанажол - Исследование свойств смеси нефтей месторождений Тенгиз-Жанажол

Месторождение представляет собой крупное антиклинальное подсолевое поднятие платформенного типа северо-восточного простирания. Продуктивные пласты в нем приурочены к среднегжельскому регионально - нефтегазоносному комплексу пород, представленному двумя мощными толщами карбонатов (КТ-I и КТ-II), сложенных из известняка и доломитов. Месторождение расположено на востоке Жаркамысско-Есенской зоны нефтегазонакопления, в 40 км юго-восточнее Кенкияка. Открыто в 1978 г., введено в эксплуатацию в 1986 г. Глубина залегания нижнего продуктивного горизонта 3540-3650 м.

Плотность нефти 0,8188 - 0,8586 г/см3, содержание серы менее 1 %, сернокислотных смол до 10%, асфальтенов 0,59 %. Вязкость нефти при 20 С 6,6-25,0 сСт. Плотность пластовой нефти 0,5540 г/см3, сепарарированной 0,8271 г/см3; давление насыщения 255 атм; газосодержание 305,2 м3/м3; усадка 42%; плотность газа 0,7110 г/л. Дебиты газа и конденсата в присводовых скважинах превышали 200 тыс. м3/сут и 200 м3/сут соответственно. Газ метановый, с содержанием сероводорода до 3%. Плотность конденсата 0,750 г/см3. Верхняя залежь находится на глубине от 2550 до 2830 м. Пластовое давление в разных частях залежи составляет 285-295 атм, пластовая температура 57-62 С. В табл. 1-6 приведены физико-химические свойства нефти фракций (скв.№ 4), в табл. 7 характеристики товарной нефти и ее фракций. Первый приток промышленной нефти на месторождении был получен в марте 1978 года из скважины №4. С 1981 года на месторождении поисковые и разведочные работы ведутся вышеуказанными экспидициями в составе объединения "Актюбнефтегазгеология", созданного 1 октября 1981 года. В конце 1981 года на Жанажоле начато бурение разведочных скважин вновь созданным объединением "Актюбинскнефть" Миннефтепрома.

Таблица 11 Характеристика фракций нефти (скв. №4), выкипающих до 200?С

Темп-ра

Отбора,

°С

Выход на нефть

%

Фракционный состав,

При

Давление

Насыщенных

Паров при

38 °С, кПа

Н. к

10%

50%

90%

Н. к.- 120

8,50

0,7270

60

81

97

113

34,79

120-130

10,10

0,7350

63

84

102

121

-

130-140

11,70

0,7420

67

87

107

129

-

140-150

12,90

0,7440

70

90

111

138

24,93

150-160

14,50

0,7510

71

92

116

148

-

160-170

16,00

0,7550

72

94

121

158

-

170-180

17,70

0,7600

73

96

126

168

-

180-190

19,20

0,7635

74

98

131

178

-

190-200

20,60

0,7570

75

100

138

186

13,19

Таблица 12 Физико-химическая характеристика нефти

Интервал, м

№ скважины

М

/ с

/ с

Температура, °С

Содержание парафина, %

Вспышки

Застыва-ния

2834,8-2900

6

0,8485

-

10,76

-

-

-17

4,56

2843-2850

16

0,8294

213

7,90

3,36

38

-

4,34

2783-2787

26

0,8525

232

15,30

6,00

68

-8

4,60

2794-2778

19

0,8332

203

6,35

2,94

45

-20

4,31

3758-3630

23

0,8237

202

5,33

2,89

5

-34

6,96

2894-2810

4

0,8586

228

25,01

7,57

-18

-6

2,94

3650,8-3671

66

0,8259

191

5,47

-

-15

-10

8,0

3575-3595

36

0,7703

148

1,85

-

5

-53

3,6

Товарная

-

0,8090

-

5,4

2,6

-

-10

3,3

Товарная

-

0,8252

221

5,01

2,64

-6

-25

3,3

Таблица 13 Групповой углеводородный состав фракций нефти (скв. №4), выкипаю-щихдо 200 °С

Темп-ра отбора, °С

Выход на нефть,

%

Содержание

Углеводородов, %

Ароматических

Нафтеновых

Парафиновых

Н. к. -62

1,9

0,6733

1,3820

0

27,0

73,01

62-95

3,4

0,7220

1,4090

3

54,0

43,0

95-122

3,5

0,7480

1,4180

5

50,0

45,0

122-150

4,1

0,7700

1,4280

9

47,0

44,0

150-200

7,7

0,7950

1,4430

16

44,0

40,0

Таблица 14 Потенциальное содержание фракций, %

Температура отбора, °С

Нефть из скважины № 4

Товарная нефть (1991г.)

Товарная нефть (1992г.)

1

2

3

4

60

2,0

1,7

5,06

70

2,6

-

-

80

3,6

8,6 (85 єС)

7,50

90

4,8

-

-

100

6,2

11,9

12,73

110

7,4

13,9

15,01

120

8,8

16,0

17,08

130

10,4

17,2

19,44

140

12,0

19,3

21,56

150

13,2

21,5

24,07

160

14,8

23,6

26,25

170

16,4

25,5

28,60

180

18,0

27,9

30,62

190

19,5

29,1

32,37

200

20,9

31,3

33,97

210

22,4

32,5

35,45

220

24,1

34,1

37,04

230

25,7

36,3

39,12

240

27,6

38,8

41,35

250

29,2

41,4

43,35

260

30,9

42,1

45,53

270

32,6

43,0

47,52

280

34,4

44,4

49,50

290

36,2

46,6

51,30

300

38,0

47,5

52,94

310

39,6

49,4

54,73

320

41,4

51,8

57,00

330

43,2

53,8

58,47

340

44,8

58,2

60,03

350

46,4

59,9

62,20

360

48,2

60,4

63,92

370

50,1

62,2

65,67

380

52,0

64,2

67,15

390

54,0

65,8

68,90

400

56,2

68,2

70,80

410

58,2

70,1

Остаток выше 400 29,20

420

60,2

71,2

430

62,2

74,0

440

64,2

75,6

450

65,8

77,1

460

67,4

77,9

470

69,2

79,7

480

71,0

81,6

490

72,0

83,3

500

74,6

84,1

Остаток

25,4

15,9

Нефть Жанажола малосернистая, парафиновая, с высоким содержанием топливных и масляных фракций. Фракции н. к.- 120 и н, к - 150 °С отвечают требованиям ГОСТа 1012-72 на авиабензин Б-70, другие бензиновые фракции могут служить прямогонными компонентами реактивных топлив или растворителями для лакокрасочной промышленности. Во всех фракциях до 200 °С отсутствует сера. нефть месторождение гидроочистка бензиновый

Керосиновые фракции в интервале 160-260 °С имеют высокую температуру начала кристаллизации и утяжеленный фракционный состав. Фракции 150-280 °С соответствует ГОСТу на осветительный керосин КО-20.

Таблица 16 Характеристика остатков нефти (скв. № 4)

Темп-ра

Отбора,°С

Выход на нефть, %

Плотность при 20 °С

Н 50 ,

Мм 2/с

Н 80 , мм2/с

Температура, °С

Содержание серы,

%

Коксуемость, %

Застывания

Вспышки

300

62,0

0,9205

11,631

3,601

15

208

0,40

6,60

350

53,6

0,9320

23,00

7,20

19

246

0,43

8,10

400

43,8

0,9440

-

13,90

21

290

0,49

10,10

450

34,2

0,9555

-

22,30

24

332

0,60

12,80

500

25,4

0,9657

-

-

27

350

0,75

15,94

Таблица 17 Физико-химическая характеристика газовых бензинов

Показатели

Сепаратор

С-402

С-302

1

2

3

С204

0,6868

0,7116

Содержание, %:

Серы общей

0,40

0,39

Сероводорода

0,007

0,038

Серы меркаптановой

0,165

0,141

Йодное число, гI2 на 100 г

1,26

1,34

Кислотность, мг КОН на 100 мл

0,93

1,24

Октановое число в чистом виде

59,2

53,0

Содержание углеводородов, %:

Ароматических

6,08

6,07

Непредельных

0,51

0,55

Нафтеновых

28,24

24,95

Парафиновых

65,17

68,43

Фракционный состав по ГОСТу 2177-82, ,°С, при:

Н. к

31

40

5%

43

54

10%

50

64

30%

69

87

50%

88

108

70%

109

129

80%

125

143

90%

152

165

95%

179

Н. к

176

187

Выход, %

96

98

Дизельные дистилляты имеют высокие температуры застывания и невысокие значения дизельных индексов. Без депарафинизации они могут служить топливом марки ДЛ по ГОСТу 4749-73.

При депарафинизации фракций 240-350 °С получены 15,4 % (на фракцию) жидких парафинов, при этом температуре застывания фракции снижается от минус 15 до минус 59°С.

Широкая масляная фракция 350-450°С нефти (скв. № 4) после депарафинизации имеет температуру застывания минус 21°С; ИВ равен 62. Индекс вязкости масел из фракции 350-450 °С после селективной очистки (84 %) также невысокий и равен 68.

Температура застывания минус 22 °С, кинематическая вязкость при 50 °С 25,13 мм2/с, выход 16,4 % (на нефть). Общий выход дистиллятных базовых масел с ИВ, равным 30-68, составляет 23,8 %, высокие индексы вязкости (89-93) имеет лишь парафино-нафтеновая часть дистиллятных фракций.

Остаточные масла, содержащие только парафино-нафтеновую часть, а такжеI, II и частично IV группы арамотических углеводородов, имеют индексы вязкости 83,71 и 61 и температуры застывания минус 17°С(для I группы) и минус 18 °С (для II и IV групп).

Похожие статьи




Физико-химическая характеристика нефти месторождения Жанажол - Исследование свойств смеси нефтей месторождений Тенгиз-Жанажол

Предыдущая | Следующая