1.3 Кесте - Теңіз кен орнының мұнай қасиеттері

Көрсеткіш	Шамасы
Мұнай тығыздығы	797 кг/м3
Коллектордың бастапқы қысымы (4250 м)	80,8 Мпа
Ерітілген газдағы газ факторы	450 м3/м3
Қанығу қысымы	24,7 Мпа
Қабаттық көлем коэффициенті	2,306
Мұнай тұтқырлығы	0,12 мПа . с

Қабаттық мұнай сынамаларының сұрыпталуы ұңғыма аузында жүргізілсе де ұңғыма басындағы қысым қанығу қысымынан арту жағдайы сақталды. Бұл кері флюид бір фазалы күйде екенін және қабаттық флюидке сай екенін білдіреді.

Көптеген сынақтама бойынша қабаттық мұнайды зерттеу барысында зерттелетін ұңғыманың перфорация тереңдігіндегі термобариялық шарттары ескерілмеген, бірақ қабаттық температура мен қысымның орта мәні ретінде қабылданған. Сондықтан қабаттық мұнайдың алынған параметрлері пласт бойынша корреляцияланбады, оған қоса мұнай қабатының қалыңдығы 1000 м асатын ірі кен орындары үшін тән болмайтын мұнайдың құрамы мен қасиетіндегі өзгеріс үлкен емес[2].

Қабаттық қысымның төмендеуі өзінде мұнай беру және мұнай өндіру деңгейіне тәуелді болатын қабаттық мұнайдың сығылуы, көлем коэффициенті және тығыздығы сияқты параметрлеріне орасан әсер етіп қабаттық жүйенің термодинамикалық тепе-теңдігінің бұзылуын көрсетеді.

Соңғы кездері нрітілген газ құрамындағы күкіртті сутектің арту тенденциясы байқалады. Мамандар мұны мүмкін болатын жыныстардағы күкіртті сутектің қабаттық мұнайдағы қабаттық қысымның төмендеу кезінде сіңу және көмілген суда еру процессімен байланыстырады. Теңіз кен орнында игеру жұмыстары кеннің термобариялық жағдайы, және соның салдарынан олардың флюидтерін қанықтыратын физика-химиялық қасиеттері өзгеріп отыратын бірнеше сатыдан өтеді. Сондықтан мүмкін болатын өзгерістерді болжау үшін және мұнай мен газ шығару, оларды дайындау және игеру кезінде осыған байланысты қиындықтар тудырмау үшін мұнай мен газдың құрамы мен қасиеттерін тұрақты түрде бақылап отыру қажет. 1-2 м тереңдіктегі лас сулар 116-196 г/л минерализацияға ие. Магний хлоридті су типі, йод мен бромның құрамы 10 мг/л дейінгі суммада болады. Альбсеноман горизонт суы 107-125 г/л минералдан тұрады, олардың деңгейі жер бетіндегі белгіден төмен орналасқан. кальций хлоридті су типі осы горизонтта орналасқан су алмасудың қиындығының жабық жағдайын көрсетеді.

Йод құрамы 4-5 мг/л, бромның құрамы 230-304 мг/л. Жыныстардың тұзүсті кешенінің тереңірек горизонтының 2700-ден 3500 м дейінгі тереңдікте орналасқан сулары (бор, юра және пермотриастық) көрші аудандардың аналогы бойынша (Кеңқияқ, Боранқұл) кальций-хлоридті және магний хлоридті типті жоғары минералдануын күтуге болады. Т-9 және Т-14 ұңғымаларындағы ашылған және сыналған ерте линзалар жоғары, тауға жақын, қабаттық қысымға ие: Т-9 ұңғымасында 3559 м тереңдікте қысым 7,5 МПа құраған. Тұзды судың тығыздығы 232 кг/м³ , тұз мөлшері 320-327 г/л. Олардың құрамы көбіне кальци хлориті және натрий хлоридті [4].

Йод құрамы 38-44 мг/л, хром құрамы 52-800 мг/л. Сынамаларда күкірттісутектің болғаны байқалды, бірақ арнайы сынама алынбады, сондықтан сан мөлшерін беру мүмкін емес. Тұзасты палеозойлық шөгінділерде Қаратон аумағы аналогы бойынша белгілі бір мөлшердегі күкіртті сутек және көмір қышқылы бар көмірсутегі газымен қанықтырылған минералдылығы 230 г/л дейін болатын кальций-хлоридті және магний хлоридті типті жоғары минералды сулар кездесуі мүмкін. Бірақ Астрахань кен онындағы тас көмірлі шөгінділерінде орнатылған минералдылығы 60-тан 100 г/л және йод пен бромның төменгі концентрациясы әр түрлі типтегі тұщыландырылған суы бар кендермен түйісу мүмкіндігі де бар.

700 м тереңдіктен басталатын тұзүсті кешенінің жерасты суларындағы йод пен бромның концентрациясы және кунгур тұзды шөгінділерінің әртүрлі линзаларында өнеркәсіпке сай келеді, бірақ оларды бөліп алу тиімділігін бағалау мүмкін емес, себебі сулы горизонт өнімділігі туралы ешқандай мәлімет жоқ.

Теңіз мұнайы жеңіл, 20^˚С та тығыздығы 789,2 – 851, 4 кг/м³, баяу қатады, парафинді, заттар аз мөлшерде болғанда балқу температурасы 53 – 60 ^˚С. Кинематикалық тұтқырлығы 50 ^˚С болғанда 1,21 – 1,55мм/с құрайды. 0, 09 – 0, 36% асфальтеннен, кокстан 0,33 – 0, 7%, золы до 0,22% дейінгі күлден тұратын күкіртті мұнай (0,57 – 0,8%). Қату температурасы – 28-ден - 48˚С-қа дейін, тұтануы 10 - 37˚С, бастапқы қайнау нүктесі 48 - 55˚С. Фракция шығысы 100˚С дейін 8,1 – 21,0% құрайды, 200˚С дейін – 37,7 – 43,9% және 300˚С дейін -70,0 - 74,6%. Метанды газ құрамы (%): 58,8 метан; 12,57 этан; 7,36 пропан; 7,45 ауыр гомологтар; 1,97 көмірқышқыл газы; 2,87 азот; 7,6 – 19,25 күкірт.

Фракций құрамы до 200, 350 и 490˚С дейін өте жоғары. Оның көмірсутегі құрамына сай келетін бензин фракциялары шығысы да жоғары (мысалы, - 180˚С – 32,6%), октандық саны өте төмен (36 – 40). 100 мл Бензиндегі күкірт құрамы және оның қышқылдығы жоғары – 0,11 – 0,17% және 4,1 – 6,3 мг КОН; азот жоқ.

Мұнайдың жеңіл бөлігінде белгілі бір мөлшерде фракцияға 50% жуық, немесе мұнайға 2,44% жуық С4 - С8 н-алкандар бар. Фракция н.к. - 62˚С толығымен дерлік аз мөлшердегі арен мен цикландардың қоспасынан құралған алкандардан тұрады, оған қоса н-С5 - С₆ құрамы 30,7% құрайды. Бұл фаркция С5- С6 н-алкандары изомеризациясы үшін жақсы шикізат болып табылады.

200˚С дейінгі бензин фракциясы негізінен алкандардан (60-73%), сонымен қатар, 15 -23% н-алкандардан және 17-27% цикландардан тұрады. 50˚С фракциялардағы алкандар жоғары тұрады. 250 – 300 және 300 - 350˚С фракцияларда ол 82-83% жетеді. Осы фракцияларда 10-15% цикландардан және 2-4% ареннен тұрады.

Реактивті жанармай фракциясы жақсы ТС – 1 және ТР фотометрикалық реактивті жанармай сипатталады.

Керосин фракциялары жоғары қышқылдығымен және күкіртті құрамымен сипатталды. Оларды арнайы тазалаудан өткен соң ғана жарықтандырғыш керосин ретінде қолдануға болады.