Партнерка на США и Канаду по недвижимости, выплаты в крипто
- 30% recurring commission
- Выплаты в USDT
- Вывод каждую неделю
- Комиссия до 5 лет за каждого referral
Газ, выделившийся из нефти при дифференциальном разгазировании, характеризуется содержанием: сероводорода – 0,89 %, углекислого газа – 0,96 %, азота+редкие – 15,96 %. Содержание гелия в газе 0,027 %. Мольное содержание метана – 31,42 %, этана – 26,85 %, пропана – 17,69 %, высших углеводородов (пропан+высшие) – 23,92 %. Относительная плотность газа по воздуху – 1,040, а теплотворная способность – 49945,0 кДж/м3.
По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 1,99 %), малосмолистая (4,72 %), парафинистая (5,34 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300°С – 45,0 %.
Информация о характеристиках (свойств и компонентного состава) газонасыщенной пластовой нефти, нефтей и газов при стандартной и ступенчатой сепарации находится в таблицах 1.3, 1.4.
Для характеристики пластовых вод турнейского яруса использованы одновозрастные пластовые воды Алексеевского, Богатыревского месторождений, Ореховской площади.
Плотность вод в стандартных условиях составляет 1,1748 г/см3 (в пластовых условиях 1,1494 г/см3), минерализация 264,73 г/дм3. Вязкость в пластовых условиях в среднем равна 0,85 мПа·с. В составе воды содержится 7,48 г/дм3 ионов кальция, 1,28 г/дм3 магния, 0,59 г/дм3 сульфатов. Первая соленость 90,5 %-экв. Пластовые воды характеризуются низкой степенью метаморфизации (rNa/rCl=0,91).
Водорастворенный газ в отложениях пласта В-1 турнейского яруса изучался на Грековском месторождении. В составе газа CH4 - 32,8 %, C2H6+высшие - 40,7 %, N2 - 54,2 %, CO2 - 3,0 %, H2S - 2,4 %. Газонасыщенность 114 см3/дм3, общая упругость газа – 2,5 МПа. Растворенные в водах газы характеризуются азотно-углеводородным составом.
Свойства и состав пластовых вод пласта В-1 приведены в таблице 1.5.
Таблица 1.3
Свойства пластовой нефти пласта В-1
Наименование параметра | Пласт В-1 | |
Алексеевский купол | Восточно-Алексеевский купол | |
Пластовое давление, МПа | 29,6 | 29,4 |
Пластовая температура, °С | 63 | 63 |
Давление насыщения газом, МПа | 7,5 | 5,42 |
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т | 55,6 | 42,41 |
Газосодержание при дифференциальном разгазировании, м3/т | 46,2 | 36,28 |
Р1 = МПа Т1 = °С | – | – |
Р2 = МПа Т2 = °С | – | – |
Р3 = МПа Т3 = °С | – | – |
Р4 = МПа Т4 = °С | – | – |
Плотность в условиях пласта, кг/м3 | 793 | 820 |
Вязкость в условиях пласта, мПа⋅с | 2,41 | 6,22 |
Коэффициент объемной упругости, 1/Мпа∙10-4 | 11,5 | 9,7 |
Плотность нефтяного газа, кг/м3, | ||
при 20°С | – | 1,31 |
-при однократном (стандартном) разгазировании | 1,515 | 1,253 |
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании | 1,358 | |
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20°С | 879 | |
-при однократном (стандартном) разгазировании | 859 | 875 |
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании | 851 | 840 |
Таблица 1.4
Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта В-1
Наименование параметра | Количество исслед-ных | Среднее значение | Количество исслед-ных | Среднее значение | ||
скв. | проб | скв. | проб | |||
Пласт В-1 | ||||||
Алексеевский купол | Восточно-Алексеевский купол | |||||
Плотность при 20°С, кг/м3 | 3 | 4 | 869,7 | 3 | 5 | 901,6 |
Вязкость, мПа∙с | ||||||
при 20°С | 3 | 4 | 17,42 | 3 | 5 | 18,9 |
при 50°С | ||||||
Молярная масса, г/моль | 1 | 2 | 208 | 1 | 1 | 241,8 |
Температура застывания, °С | 1 | 1 | -4 | 1 | 1 | -1 |
Массовое содержание, % | ||||||
серы | 3 | 4 | 1,98 | 3 | 5 | 1,99 |
смол силикагелевых | 3 | 4 | 8,11 | 1 | 1 | 4,72 |
асфальтенов | 3 | 4 | 3,13 | 1 | 1 | 4,41 |
парафинов | 3 | 4 | 5,26 | 1 | 1 | 5,34 |
воды | 1 | 1 | 3 | 3 | 5 | 45,4 |
механических примесей | ─ | ─ | ─ | – | – | – |
Содержание микрокомпонентов, г/т | ||||||
ванадий | ─ | ─ | ─ | 1 | 1 | 66 |
никель | ─ | ─ | ─ | – | – | – |
Температура плавления парафина, °С | 1 | 2 | 64 | 1 | 1 | 68 |
Температура начала кипения, °С | 1 | 1 | 53 | 2 | 3 | 63 |
Фракционный состав, % | ||||||
до 100°С | 3 | 4 | 7 | 2 | 3 | 6 |
до 150°С | 3 | 4 | 16 | 2 | 3 | 16 |
до 200°С | 3 | 4 | 27 | 2 | 3 | 25 |
до 250°С | 3 | 4 | 36 | 2 | 3 | 35 |
до 300°С | 3 | 4 | 47 | 2 | 3 | 45 |
Шифр технологической классификации | III Т1 П2 | III Т1 П2 |
Таблица 1.5
Свойства и состав пластовых вод пласта В-1
Наименование параметра | Алексеевский, Восточно-Алексеевский купола | |
Диапазон изменения | Среднее значение | |
1 | 2 | 3 |
Газосодержание, м3/м3 | - | 0,114** |
Плотность воды, кг/м3 | ||
- в стандартных условиях | 1168,3*-1178* | 1174,8* |
- в условиях пласта | 1143-1152,5 | 1149,4 |
Вязкость в условиях пласта, мПа·с | - | 0,85 |
Коэффициент сжимаемости, 1/МПа·10-4 | - | 2,47 |
Объемный коэффициент, доли ед. | - | 1,02213 1,02214 |
Химический состав вод, г/дм3 | ||
Na++K+ | 86,71*-98,09* | 93,94* |
Ca2+ | 6,61*-8,41* | 7,48* |
Мg2+ | 1,22*-1,34* | 1,28* |
Cl- | 152,46*-165,80* | 161,35* |
HCO3- | 0,0*-0,20* | 0,10* |
SO42- | 0,07*-0,95* | 0,58 |
NH4 | - | - |
Микрокомпонентный состав вод, мг/дм3 | ||
Br- | - | 192 |
J- | - | 4 |
B+3 | - | - |
Li+ | - | - |
Sr+2 | - | - |
Rb+ | - | - |
Cs+ | - | - |
Общая минерализация, г/дм3 | 249,0*-272,78* | 264,73* |
Водородный показатель, рН | - | - |
Жесткость общая, мг-экв/дм3 | - | - |
Химический тип воды (по ) | Хлоридно-кальциевый | |
Количество исследованных проб (скважин) | 3(3) |
1.8 Подсчет запасов нефти и газа объемным методом
Расчет запасов нефти и газа (балансовых, извлекаемых и остаточных) производится на 01.01.16 года. Подсчет производится объемным методом.
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 |
