Геологическая часть (стр. 3 )

Наименование	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пласто-вая нефть
выделив-шийся газ	нефть	выделив-шийся газ	нефть
Пласт Д3бур
Молярная концентрация компонентов, %
Сероводород	0,19	-	0,21	0,01	0,07
Углекислый газ	2,04	-	2,52	0,02	0,73
Азот+редкие	6,26	-	7,87	-	2,24
в том числе: гелий	0,052	-	0,063	-	0,019
Метан	36,09	0,26	45,75	0,07	13,06
Этан	14,01	0,83	17,48	0,82	5,56
Пропан	19,93	3,09	18,41	5,53	9,19
Изобутан	2,86	0,65	1,53	1,46	1,48
Н. бутан	7,56	3,43	3,90	5,40	4,97
Изопентан	3,40	2,43	0,92	3,59	2,83
Н. пентан	3,32	3,18	0,85	4,24	3,28
Гексаны	3,22	6,34	0,41	7,10	5,20
Гептаны	1,12	5,53	0,10	5,44	3,92
Остаток (С8+высшие)	-	74,26	0,05	66,32	47,47
Молекулярная масса	36,98	205,00	29,06	189,72	144,00
Молекулярная масса остатка	–	250,00	–	250,00	250,00
Плотность:
газа, кг/м3	1,536	–	1,207	–	–
газа относительная (по воздуху), доли ед.	1,275	–	1,002	–	–
нефти, кг/м3	–	–	849,0	781,0

Таблица 1.2

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти продуктивных пластов Солоцкого месторождения (средние значения по результатам анализа дегазированных глубинных и поверхностных проб)

Наименование параметров	Среднее значение
Б2, Б2/	Д3вор	Д3бур	Дк, ДI (Кутурушское)	Дк (горелкинское)	ДI (Солоцкое)	ДIII
Плотность при 20 °С, кг/м3	0,815	0,835	0,849	0,840	0,824	0,829	0,815
Вязкость, мПа*с  - при 20 °С   - при 50°С	5,32	6,50	15,43	11,51	8,72	4,79	3,80
-	-	-	-	-	-	-
Молярная масса, г/кмоль
Температура застывания, °С	3	-18	-3	-17	-18	-18	-5
Массовое содержание, %:
-серы	0,71	1,21	1,40	0,97	1,63	0,85	0,46
-смол силикагелевых	2,70	4,60	5,60	5,05	3,80	2,70	3,28
-асфальтенов	0,70	1,44	1,70	2,09	0,60	1,20	0,38
-парафинов	5,85	3,80	3,30	2,53	2,80	4,20	4,47
-воды	0,20	0,50	0,20	0,06	1,00	0,00	1,58
Температура плавления парафина, °С	62	73	70	68	66	62	59
Температура начала кипения, °С	66	49	56	45	74	47	60
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %
-до 100 °С	4	5	5	6	6	10	7
-до 150 °С	16	17	14	16	16	22	20
-до 200 °С	30	28	24	27	28	33	32
-до 250 °С	42	37	33	38	39	43	43
-до 300 °С	54	46	43	47	50	54	56
Количество проб (скважин)	1 (1)	1 (1)	1 (1)	1 (1)	1 (1)	1 (1)	3 (3)

Таблица 1.3

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти

Наименование	При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	Пласто-вая нефть
выделив-шийся газ	нефть	выделив-шийся газ	нефть
Пласты Б2', Б2
Молярная концентрация компонентов, %
Сероводород	3,69	0,11	3,75	0,26	0,68
Углекислый газ	0,89	-	1,09	0,01	0,14
Азот+редкие	14,60	-	19,65	-	2,34
в том числе: гелий	0,037	-	0,046	-	0,006
Метан	23,23	0,09	31,54	0,08	3,82
Этан	16,06	0,52	18,66	0,94	3,05
Пропан	25,07	3,38	19,79	5,17	6,91
Изобутан	3,45	0,83	1,60	1,23	1,27
Н. бутан	5,12	1,86	2,20	2,44	2,41
Изопентан	2,19	1,63	0,62	1,88	1,73
Н. пентан	1,62	1,42	0,41	1,59	1,45
Гексаны	2,78	5,96	0,46	6,09	5,42
Гептаны	1,30	7,39	0,17	7,22	6,38
Остаток (С8+высшие)	-	76,81	0,06	73,09	64,40
Молекулярная масса	37,35	181,00	30,28	174,73	158,00
Молекулярная масса остатка	–	212,00	–	212,00	212,00
Плотность:
газа, кг/м3	1,552	–	1,258	–	–
газа относительная (по воздуху), доли ед.	1,288	–	1,044	–	–
нефти, кг/м3	–	822,0	–	815,0	794,0
Пласты Д3вор-1, Д3вор-2
Молярная концентрация компонентов, %
Сероводород	0,01	-	-	-	-
Углекислый газ	0,79	-	0,95	-	0,27
Азот+редкие	5,57	-	6,79	-	1,90
в том числе: гелий	0,034	-	0,041	-	0,012
Метан	32,38	0,16	39,69	0,04	11,14
Этан	20,31	0,81	24,35	1,01	7,54
Пропан	21,70	3,14	20,05	5,53	9,59
Изобутан	2,99	0,83	1,74	1,53	1,59
Н. бутан	7,57	3,67	4,19	5,42	5,07
Изопентан	2,67	2,50	0,89	3,26	2,60
Н. пентан	2,57	3,05	0,80	3,74	2,92
Гексаны	2,41	6,02	0,40	6,46	4,76
Гептаны	1,03	5,48	0,10	5,42	3,93
Остаток (С8+высшие)	-	74,34	0,05	67,59	48,69
Молекулярная масса	36,45	179,00	30,04	168,15	130,00
Молекулярная масса остатка	–	215,00	–	215,00	215,00
Плотность:
газа, кг/м3	1,515	–	1,248	–	–
газа относительная (по воздуху), доли ед.	1,257	–	1,036	–	–
нефти, кг/м3	–	849,0	–	835,0	785,0

Воды пластов Д3вор, Дк, ДI на Солоцком месторождении опробовались, но не изучались, характеристика их приводится по аналогии с одновозрастными пластовыми водами Карагайского, Восточного, Многопольского месторождений и Кривушинской площади. Воды пласта Б2/ на Солоцком месторождении не опробовались и не изучались, характеризуются по аналогии с пластом Б2.