Геологическая часть (стр. 5 )

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 0,76 %, азота 7,13 %, метана 22,06 %, этана 30,92 %, пропана 24,22 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 37,73 %, гелия 0,019 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,210.

Пласт Б2, Западно-Алакаевский купол

Исследованы три глубинные и четыре поверхностные пробы из скв. №№69, 220, 221.

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти  784,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 5,43 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 70,2 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 1,65 мПаЧс.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 834,0 кг/м3, газосодержание 62,0 м3/т, объёмный коэффициент 1,166, динамическая вязкость разгазированной нефти 14,93 мПаЧс.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы  1,49 %), смолистая (5,68 %), парафинистая (4,98 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 49 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 0,95 %, азота 8,74 %, метана 15,44 %, этана 29,76 %, пропана 27,37 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 43,69 %, гелия 0,019 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,285.

Пласт В1, Западно-Алакаевский купол

Свойства нефти и газа определены по данным исследований одной глубинной и одной поверхностной пробам из скв. № 000.

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 764,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 6,10 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 74,9 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 2,50 мПаЧс.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 835 кг/м3, газосодержание 66,5 м3/т, объёмный коэффициент 1,196, динамическая вязкость разгазированной нефти 10,11 мПаЧс.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы  1,67 %), смолистая (7,65 %), высокопарафинистая (10,89 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 50 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 2,48 %, азота 8,91 %, метана 20,16 %, этана 32,51 %, пропана 25,08 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 34,76 %, гелия 0,017 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,178.

Пласт ДI, Западный+Центральный купол

Свойства нефти и газа приняты по данным исследований двух глубинных проб из скв. №№15,46 и трёх поверхностных проб из скважин 1,15 (две пробы).

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти  752,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 8,13 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 80,5 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 1,81 мПаЧс.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 830,0 кг/м3, газосодержание 69,7 м3/т, объёмный коэффициент 1,204, динамическая вязкость разгазированной нефти 7,49 мПаЧс.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы  0,88 %), смолистая (5,84 %), парафинистая (6,00 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 48 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота  9,26 %, метана 37,00 %, этана 22,55 %, пропана 20,89 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 30,74 %, гелия 0,080 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,068.

Пласт ДI, Восточный купол

Из данного пласта отобраны и изучены две глубинные и три поверхностные пробы из скв. №84.

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 745,0 кг/м3, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре 8,05 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 79,6 м3/т, динамическая вязкость пластовой нефти 1,86 мПаЧс.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 823,0 кг/м3, газосодержание 66,9 м3/т, объёмный коэффициент 1,198, динамическая вязкость разгазированной нефти 7,12 мПаЧс.

По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы  0,96 %), смолистая (5,84 %), парафинистая (4,57 %). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 °С – 52 %.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода нет, азота 9,58 %, метана 38,56 %, этана 22,78 %, пропана 19,43 %, высших углеводородов (пропан + высшие) 28,49 %, гелия 0,059 %. Относительная плотность газа по воздуху 1,047.

Таблица 1.4

Свойства пластовой нефти пласта А4 Алакаевского, Западно-Алакаевского куполов

Наименование параметра	Численные значения
Начальные значения	Текущие значения
Пластовое давление, МПа	11,4-14,0	12,4
Пластовая температура, °С	32-36	35
Давление насыщения газом, МПа	4,76-5,45	5,14
Газосодержание, м3/т	33,6-42,4	39,0
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	34,0	34,0
Р1 = 0,45 МПа  Т1=30°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	803,0-829,0	811,0
Вязкость в условиях пласта, мПаЧс	2,75-3,90	3,46
Коэффициент объёмной упругости, 1/МПа·10-4	8,52	8,52
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°С
–при однократном (стандартном) разгазировании	1,530-1,595	1,557
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	1,428	1,428
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20°С
–при однократном (стандартном) разгазировании	841,0-853,0	847,0
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	842,0	842,0

Таблица 1.5

Свойства пластовой нефти пласта Б2 Алакаевского купола

Наименование параметра	Численные значения
Начальные значения	Текущие значения
Пластовое давление, МПа	17,0-20,2	17,9
Пластовая температура, °С	41-43	42
Давление насыщения газом, МПа	5,19-6,00	5,61
Газосодержание, м3/т	64,4-68,9	67,1

Продолжение таюблицы 1.5

Наименование параметра	Численные значения
Начальные значения	Текущие значения
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	58,7	58,7
Р1 = 0,45 МПа  Т1=30°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	770,0-790,0	782,0
Вязкость в условиях пласта, мПаЧс	1,70-2,60	2,25
Коэффициент объёмной упругости, 1/МПа·10-4	9,42	9,42
Плотность нефтяного газа, кг/м3 , при 20°С
–при однократном (стандартном) разгазировании	1,503-1,634	1,557
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	1,421	1,421
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20°С
–при однократном (стандартном) разгазировании	837,0-842,0	840,0
–при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	832,0	832,0

Таблица 1.6

Свойства пластовой нефти пласта Б3 Алакаевского купола

Наименование параметра	Численные значения
Начальные значения	Текущие значения
Пластовое давление, МПа	17,3	17,3
Пластовая температура, °С	42	42
Давление насыщения газом, МПа	6,70	6,70
Газосодержание, м3/т	87,0	87,0
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	77,4	77,4
Р1 = 0,45 МПа  Т1=30°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	773,0	773,0

Продолжение таблицы 1.6