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
Таблица 1.1
Свойства пластовой нефти
Наименование параметра | Пласт А0 Ново-Страховского участка, Южно-Неприковского, Гребенного поднятий | |
Численные значения | ||
диапазон значений | принятые | |
Пластовое давление, МПа | 13,8-18,0 | 15,2 |
Пластовая температура, °С | 38 | 38 |
Давление насыщения газом, МПа | 4,39-6,77 | 5,89 |
Газосодержание, м3/т | 45,9-57,2 | 53,0 |
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т | – | 44,9 |
Р1 = 0,67 МПа Т1= 20 °С | ||
Р2= 0,12 МПа Т2= 23 °С | ||
Р3= 0,10 МПа Т3= 23 °С | ||
Р4= 0,10 МПа Т4= 20 °С | ||
Плотность в условиях пласта, кг/м3 | 780,0-796,0 | 787,0 |
Вязкость в условиях пласта, мПа⋅с | 1,60-3,08 | 2,1 |
Коэффициент объёмной упругости, 1/МПа·10-4 | – | 8,7 |
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°С: | ||
–при однократном (стандартном) разгазировании | – | 1,548 |
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании | – | 1,398 |
Плотность дегазированной нефти, кг/ м3, при 20°С: | ||
–при однократном (стандартном) разгазировании | – | 828,0 |
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании | – | 821,0 |
Наименование параметра | Пласта А0′ Ново-Страховского участка, Южно-Неприковского, Гребенного поднятий | |
Численные значения | ||
диапазон значений | принятые | |
Пластовое давление, МПа | 15,7-17,9 | 17,21 |
Пластовая температура, °С | 37-39 | 38 |
Давление насыщения газом, МПа | 5,44-6,74 | 6,19 |
Газосодержание, м3/т | 49,4-55,9 | 53,7 |
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т | – | 45,1 |
Р1 = 0,67 МПа Т1= 20 °С | ||
Р2= 0,12 МПа Т2= 23 °С | ||
Р3= 0,10 МПа Т3= 23 °С | ||
Р4= 0,10 МПа Т4= 20 °С | ||
Плотность в условиях пласта, кг/м3 | 780,0-789,0 | 785,0 |
Вязкость в условиях пласта, мПа⋅с | 1,65-2,38 | 2,14 |
Коэффициент объёмной упругости, 1/МПа·10-4 | – | 8,8 |
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°С: | ||
–при однократном (стандартном) разгазировании | – | 1,648 |
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании | – | 1,448 |
Плотность дегазированной нефти, кг/ м3, при 20°С: | ||
–при однократном (стандартном) разгазировании | – | 829,0 |
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании | – | 822,0 |
Таблица.1.2
Физико-химическая характеристика дегазированной нефти (средние значения по результатам анализа дегазированных глубинных и поверхностных проб)
Наименование параметра | Пласт А0′ Южно-Неприковского, Ново-Страховского и Гребенного поднятий | |||
количество исследованных | диапазон изменения | среднее значение | ||
скв. | проб | |||
Плотность после дифференциального разгазирования при 20 °С, кг/м3 | 2 | 3 | – | 822,0 |
Вязкость динамическая по поверхностным пробам, мПа·с: | ||||
при 20 єС | 5 | 7 | 4,50-8,86 | 6,55 |
при 50 єС | ─ | ─ | ─ | ─ |
Молярная масса, г/моль* | 2 | 3 | ─ | 177 |
Температура застывания, єС | 2 | 3 | -18-(-28) | -21 |
Массовое содержание, % | ||||
серы | 4 | 6 | 0,94-1,59 | 1,24 |
смол силикагелевых | 2 | 3 | 4,00-5,68 | 4,60 |
асфальтенов | 2 | 3 | 0,65-1,00 | 0,82 |
парафинов | 2 | 3 | 5,00-6,20 | 5,69 |
воды | 5 | 7 | сл.** -83,0 | 23,7 |
механических примесей | ─ | ─ | ─ | ─ |
Содержание микрокомпонентов, г/т | ||||
ванадий | 1 | 1 | 22 | 22 |
никель | 1 | 1 | 1 | 1 |
Температура плавления парафина, єС | 2 | 3 | 52-57 | 55 |
Температура начала кипения °С | 3 | 5 | 50-80 | 63 |
Фракционный состав (объёмное содержание выкипающих), % | ||||
до 100°С | 3 | 5 | 3-8 | 5 |
до 150°С | 3 | 5 | 14-20 | 16 |
до 200°С | 3 | 5 | 24-32 | 28 |
до 250°С | 3 | 5 | 36-44 | 40 |
до 300°С | 3 | 5 | 48-54 | 50 |
Шифр технологической классификации ( по ГОСТ Р 51858-2002) | Класс 2 Тип 0 Группа 3 Вид 3 |
Продолжение таблицы 1.2
Наименование параметра | Пласт А0 Южно-Неприковского, Ново-Страховского и Гребенного поднятий | |||
количество исследованных | диапазон изменения | среднее значение | ||
скв. | проб | |||
Плотность после дифференциального разгазирования при 20 °С, кг/м3 | 4 | 6 | ─ | 821,0 |
Вязкость динамическая по поверхностным пробам, мПа·с: | ||||
при 20 єС | 6 | 8 | 4,30-8,18 | 6,02 |
при 50 єС | ─ | ─ | ─ | ─ |
Молярная масса, г/моль* | 4 | 6 | ─ | 185 |
Температура застывания, єС | 4 | 6 | -8-(-28) | -21 |
Массовое содержание, % | ||||
серы | 6 | 8 | 0,83-1,15 | 1,01 |
смол силикагелевых | 4 | 6 | 4,00-7,71 | 6,17 |
асфальтенов | 4 | 6 | 0,49-1,00 | 0,76 |
парафинов | 4 | 6 | 3,51-8,44 | 6,38 |
воды | 6 | 8 | 0-50,0 | 7,2 |
механических примесей | ─ | ─ | ─ | ─ |
Содержание микрокомпонентов, г/т | ||||
ванадий | 1 | 1 | 22 | 22 |
никель | 1 | 1 | 1 | 1 |
Температура плавления парафина, єС | 4 | 6 | 52-58 | 54 |
Температура начала кипения °С | 6 | 8 | 35-80 | 55 |
Фракционный состав (объёмное содержание выкипающих), % | ||||
до 100°С | 6 | 8 | 4-10 | 8 |
до 150°С | 6 | 8 | 16-22 | 19 |
до 200°С | 6 | 8 | 28-34 | 31 |
до 250°С | 6 | 8 | 40-47 | 42 |
до 300°С | 6 | 8 | 49-57 | 52 |
Шифр технологической классификации ( по ГОСТ Р 51858-2002) | Класс 2 Тип 0 Группа 3 Вид 1 |
Таблица 1.3
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 5 |
