Геологическая часть (стр. 3 )

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: метан 40,04 %, этан 17,4 %, пропан 15,9%, бутан 11,85%, углекислый газ до 0,98%, азот 2,2%, гелий и сероводород отсутствуют.

Лебяжинское поднятие

Свойства нефти охарактеризованы девятью глубинными и семью поверхностными пробами в скважинах 85, 3819, 3826 и 3830,

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 602,6 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 23,0 МПа, газосодержание 421 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 0,284 мПа*с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 790 кг/м3, объемный коэффициент 1,876,

По товарной характеристике нефть малосернистая (массовое содержание серы 0,27 %), парафиновая (5,74 %), массовое содержание асфальтенов и смол силикагелевых 4,2 %, объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 78,0 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: метан 38,55%, этан 23,13%, пропан 20,73%, бутан 11,85%, азот 1,97%, гелий и сероводород отсутствуют.

Исаковское поднятие

Свойства нефти охарактеризованы шестью глубинными и шестью поверхностными пробами в скважинах 210 и 3712,

По результатам исследований и расчетов плотность пластовой нефти 608,7 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 23,0 МПа, газосодержание 376,2 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 0,38 мПа•с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 792 кг/м3, объемный коэффициент 1,887,

По товарной характеристике нефть малосернистая (массовое содержание серы 0,41%), высокопарафиновая (8,93 %), массовое содержание асфальтенов и смол силикагелевых 7,06 %, объемный выход светлых фракций при разгонке до 300 0С – 62,7%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: метан 41,82%, этан 22,16%, пропан 17,42%, бутан 11,15%, гелий и сероводород отсутствуют.

Свойства пластовой нефти, физико-химическая характеристика дегизарованной нефти,  компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти пласта Д1 представлены в таблицах 1.1-1.3.

Таблица 1.1

Свойства пластовой нефти

Наименование параметра	Пласт Д1	Пласт Д1	Пласт Д1
Лебяжинское поднятие	Исаковское поднятие	Верхнегорское поднятие
Диапазон значений	Принятые значения	Диапазон значений	Диапазон значений	Диапазон значений	Принятые значения
Пластовое давление, МПа		43				43
Пластовая температура, 0С		86				88
Давление насыщения, МПа	8,6-23,15	23	11,8-22,76	11,8-22,76	11,8-22,76	22,8
Газосодержание, м3/т	233,4-451	421				421
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Р1= 0.90 МПа;  t1= 283 0K
Р2= 0.14 МПа;  t2= 303 0К
Р3= 0.101 МПа;  t3= 293 0К
Плотность в условиях пласта, кг/м3	470-739	602,6	620,5-698	620,5-698	620,5-698	621
Вязкость в условиях пласта, мПа*с	0,17-1,66	0,284	0,412-0,854	0,412-0,854	0,412-0,854	0,412
Коэффициент объемной  упругости, 1/МПа*10-4	17,3-77,2	28,22	34,7-57,8	34,7-57,8	34,7-57,8	26,51
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 0С:
-при однократном разгазировании
- при дифференциальном разгазировании
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 0С:
- при однократном разгазировании
- при дифференциальном разгазировании

Таблица 1.2

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти

Наименование параметра	Д1 Верхнегорское поднятие	Д1 Лебяжинское поднятие	Д1 Исаковское поднятие
Кол-во исследованных	Диапазон значений	Среднее значение	Кол-во исследованных	Диапазон значений	Среднее значение	Кол-во исследованных	Диапазон значений	Среднее значение
скважин	проб	скважин	проб	скважин	проб
Плотность при 20 0С, кг/м3	2	2	805-830	818	3	5	797-805	802	1	5	795-845	810
Вязкость, мПа*с
При 20 0С	2	2	2,79-4,57	3,68	2	2	2,42-2,64	2,53	1	5	2,10-5,95	2,97
Молярная масса, г/моль
Температура застывания, 0С	1	1	-9	-9	2	2	(-9)-(-13)	-11	1	5	(-9)-(-16)	-13,4
Массовое содержание, %
серы	2	2	0,19-0,58	0,39	3	4	0,18-0,54	0,35	1	5	0,27-0,82	0,47
смол селикагелевых	2	2	0,76-6,58	3,67	2	2	4,46-7,43	5,95	1	5	5,39-9,30	7,05
асфальтенов	2	2	0,41-0,96	0,69	2	2	0,15-0,82	0,49	1	5	1,19-2,73	2
парафинов	2	2	6,23-8,02	7,13	2	2	4,98-7,45	6,22	1	5	4,45-10,55	7,46
воды
механических примесей
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий
никель
Температура плавления парафина, 0С	1	1		45	2	2	37-42	39,5	1	5	36-40,2	40
Температура начала кипения, 0С	2	2	36-58	47	2	2	30-45	37,5	1	5	32-52	40,6
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %
до 100 0С	2	2	8,7-14,0	11,4	2	2	9,5-20,0	14,8	1	5	12,0-22,0	19,1
до 150 0С	2	2	20,3-30,0	25,2	2	2	20,5-34,0	27,3	1	5	24,0-40,6	34,4
до 200 0С	2	2	32,3-40,0	36,2	2	2	35,5-48,0	41,8	1	5	35,0-51,6	45,1
до 300 0С	2	2	57,0-60,0	58,5	2	2	66,0-90,0	78	1	3	52,0-68,0	62,7

Таблица 1.3