Введение Месторождение расположено на территории Сергиевского и Челно-Вершинского районов Самарской области в 115 км к северо-востоку от г. Самары (стр. 3 )

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 0,886 г/см3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 5,42 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 15,2 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 30,5 мПа⋅с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 0,900 г/см3, газосодержание 13,9 м3/т, объёмный коэффициент 1,035, динамическая вязкость разгазированной нефти 71,12 мПа⋅с.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 3,59 %), смолистая (11,45 %), парафиновая (3,72 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 40 %.

Таблица 1.2

Свойства пластовой нефти пласта Б-2

Наименование параметра	Численные значения
диапазон значений	принятые значения
Пластовое давление, МПа	14,2 - 14,5	14,3
Пластовая температура, °С	30,5-31	31
Давление насыщения газом, МПа	5,16 - 5,67	5,42
Газосодержание, м3/т	13,9 - 14,0	13,9
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т
Р1=0.17 МПа;  t1=18°С
Р2=0.28 МПа;  t2=20°С
Р3=0.11 МПа;  t3=18°С
Р4=0.10 МПа;  t4=20°С
Р5=0.10 МПа;  t4=40°С
Плотность в условиях пласта, кг/м3	876,0 - 895,0	886,0
Вязкость в условиях пласта, мПа⋅с	25,1 - 35,9	30,5
Коэффициент объёмной упругости, 1/МПаЧ10-4	-	5,38
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°С:
–при однократном (стандартном) разгазировании	1,463	1,463
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	1,361	1,361
Плотность дегазированной нефти, кг/ м3, при 20°С:
–при однократном (стандартном) разгазировании	896,0 - 908,0	902,0
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	-	900,0

Таблица 1.3

Физико-химические характеристика дегазированной нефти пласта Б-2

Наименование параметра	количество исследованных	диапазон изменения	среднее значение
скв.	проб
Плотность после дифференциального разгазирования при 20 °С, кг/м3	2	3	-	900,0
Вязкость динамическая по поверхностным пробам, мПа·с:
при 20 єС	2	3	54,0 - 80,1	71,1
при 50 єС	-	-	-	-
Молярная масса, г/моль	-	-	-	-
Температура застывания, єС	2	3	-6 - 8	-7
Массовое содержание, %
Серы	2	3	3,50 - 3,65	3,59
смол силикагелевых	2	3	10,64 - 12,25	11,45
асфальтенов	2	3	3,54 - 4,59	4,07
парафинов	2	3	3,54 - 3,90	3,72
воды	2	3	-	24,21
механических примесей	-	-	-	-
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий	-	-	-	-
никель	-	-	-	-
Температура плавления парафина, єС	2	3	57 - 62	60
Температура начала кипения °С	2	3	55 - 80	72
Фракционный состав (объёмное содержание выкипающих), %
до 100°С	2	3	1 - 9	5
до 150°С	2	3	5 - 19	12
до 200°С	2	3	10 - 29	20
до 250°С	2	3	20 - 39	30
до 300°С	2	3	30 - 49	40
Шифр технологической классификации (по ГОСТ 912-66)	IIIТ2П2

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 11,31 %, азота 31,67 %, метана 16,97 %, этана 14,45 %, пропана 13,68 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 21,07 %, гелия 0,034 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,124.

Таблица 1.4 

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %)

Наименование	Пласт Б-2
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	при дифференциаль-ном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	пласто-вая нефть
выделив-шийся газ	нефть	выделив-шийся газ	нефть
Сероводород	9,42	0,72	11,31	0,56	1,96
Углекислый газ	4,42	-	4,53	0,05	0,63
Азот + редкие	29,04	-	31,67	-	4,12
в т. ч. гелий	0,031	-	0,034	-	-
Метан	14,24	0,19	16,97	0,03	2,23
Этан	14,46	0,35	14,45	0,55	2,36
Пропан	16,90	1,93	13,68	2,66	4,09
Изобутан	2,57	0,72	1,67	0,90	1,00
Н. бутан	5,10	2,44	3,54	2,71	2,82
Изопентан	1,91	2,32	0,95	2,44	2,25
Н. пентан	0,79	1,54	0,56	1,57	1,44
Гексаны	0,90	4,62	0,50	4,61	4,08
Гептаны	0,25	3,81	0,17	3,77	3,30
Остаток (С8+высшие)	-	81,36	-	80,15	69,72
Молекулярная масса	-	261	-	258	229
Молекулярная масса остатка	-	304	32,56	304	304
Плотность:
газа, кг/м3	1,463	-	1,355	-	-
газа относительная (по воздуху)	1,214	-	1,124	-	-
нефти, г/см3	-	0,902	-	0,900	0,886

Водопритоки из пласта Б-2 были получены в ходе испытания скважины  № 000 (интервал 1529,0 - 1534,0 м) и № 000 (интервал 1431,0 -1436 м) в 1995 и 1997 году, соответственно. Сведения о водообильности притоков отсутствуют. Пласт Б‑2 исследовался на расположенном южнее Радаевском месторождении. При опробовании разведочной скважины № 43 на Малиновском куполе приток воды с нефтью из интервалов 1338,0 -1344,0 м и 1348,0 -1358,0 м составил 15 т/сут. Из скважины № 000 при опробовании пласта Б-2 в интервале 1358,0-1365,0 м получено 6 т/сут нефти и 4 т/сут воды. На Успенском куполе при испытании скважины № 82 был получен приток минерализованной воды удельного веса 1,176 г/см3 с дебитом 4,2 м3/сут.

Вода пласта Б-2 охарактеризована по результатам анализа 9 представительных проб, отобранных в процессе разработки залежи, и представлена рассолами хлоркальциевого типа. Плотность ее в стандартных условиях составляет 1,155 - 1,173 г/см3, минерализация 230,6 - 268,4 г/л. В составе воды содержится 7,0 - 10,6 г/л ионов кальция, 2,2 - 3,2 г/л магния, 0,07 - 1,3 г/л сульфатов. Величина первой солености колеблется от 83,4 до 86,9 %-экв. Начальное пластовое давление - 14,3 МПа, пластовая температура - 31 °С. Газосодержание в водах пласта Б-2 Красногородецкого месторождения не определялось. На расположенном севернее Нурлатском месторождении в составе водорастворенного газа преобладает азот, газонасыщенность составляет 0,206 м3/т.