Геологическая часть (стр. 3 )

По результатам пересчета на ступенчатое разгазирование плотность нефти определена равной 0,800 г/см3, газовый фактор – 669 м3/т, объемный коэффициент – 2,36 и пересчетный – 0,424,

Газ однократного разгазирования характеризуется высоким содержанием этана – 19,59 % и пропана – 8,99 %, на долю метана приходится 61 %. Гелий содержится в количестве 0,095 %, углекислый газ – 1,37 %, плотность газа по воздуху – 0,908,

Таблица 1.3

Свойства пластовой нефти пласта Д5

Наименование параметра	Пласт Д5 (Основная залежь)	Пласт Д5 (Р-н скв. 13)
Численные значения	Численные значения
диапазон значений	принятое значение	диапазон значений	принятое значение
Пластовое давление, МПа	43,5-47,4	46,6	-	51,5
Пластовая температура, °С	85-91	88	-	88
Давление насыщения, МПа	27,7-32,2	30,2	-	31
Газосодержание, м3/т	606,7-802,0	738,2	-	818,3
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т	-	607	-	669
Плотность в условиях пласта, кг/м3	495-508	511	-	567
Вязкость в условиях пласта, мПа·с	<0,1-0,2	-	-	0,15
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа×10-4	-	-	-	34,2
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 °С:
-при однократном разгазировании	0,976-1,157	1,043	-	1,094
- при дифференциальном разгазировании	-	0,966	-	1,06
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 °С:
- при однократном разгазировании	793-799	797	795
- при дифференциальном разгазировании	-	774	-	800

Таблица 1.4

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти пласта Д5

Наименование параметра	Пласт Д5 (основная залежь)	Пласт Д5 (Р-н скв. 13)
Кол-во исследованных	Диапазон значений	Среднее значение	Кол-во исследованных	Диапазон значений	Среднее значение
скважин	проб	скважин	проб
Плотность при 20 °С, кг/м3	15	28	776-809	792	1	2	792-795	794
Вязкость, мм2/с	14	23	2,1-3,5	2,3	1	1	-	2,3
Молярная масса, г/моль
Температура застывания, °С	14	27	-35-(-2)	-16	1	2	-10-(-12)	-11
Массовое содержание, %
серы	15	28	0,12-0,98	0,34	1	2	0,45-0,92	0,69
смол селикагелевых	14	27	0,1-11,8	3	1	2	1,2-6,4	3,8
асфальтенов	14	27	0,00-0,7	0,15	1	2	0,00-0,04	0,02
парафинов	14	27	3,7-9,6	5,5	1	2	4,4-6,3	5,4
воды	-	-	-	-	-	-	-	-
механических примесей	-	-	-	-	-	-	-	-
Содержание микрокомпонентов, г/т
ванадий	-	-	-	-	-	-	-	-
никель	-	-	-	-	-	-	-	-
Температура плавления парафина, °С	14	27	+50-(+59)	+54	1	2	52-55	54
Температура начала кипения, °С	14	27	+30-(+79)	+44	1	2	63-65	64
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %
до 100 °С	14	27	5-22	14	1	2	10-12	11
до 150 °С	14	27	22-38	31	1	2	30-31	31
до 200 °С	14	27	38-52	45	1	2	46-47	47
до 250 °С	14	27	52-64	57	1	2	-	60
до 300 °С	14	27	64-76	68	1	2	71-72	72
Шифр технологической классификации	1Т1П2	2Т1П2

Таблица 1.5

Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти

Наименование	Пласт Д5 (основная залежь)	Пласт Д5 (р-н скв. 13)
при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях	при однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях	при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях
выделив- шийся газ	нефть	выделив- шийся газ	нефть	выделив-шийся газ	нефть	выделив-шийся газ	нефть
Молярная концентрация компонентов, %
Сероводород	-	-	-	-	-	-	-	-
Углекислый газ	0,96	-	1,03	-	1,37	-	1,52	-
Азот + редкие	0,74	-	0,83	-	0,54	-	3,71	-
в т. ч.  гелий	0,66	-	0,076	-	0,095	-	0,077	-
метан	66,62	-	68,2	-	61,01	-	61,37	-
этан	15,9	-	17,58	-	19,59	-	18,19	-
пропан	8,21	-	8,2	-	8,99	-	8,28	-
изобутан	0,95	-	0,75	-	1,21	-	1,29	-
н. бутан	3	-	2,14	-	3,48	-	2,99	-
Остаток (С5 + высшие)	3,54	-	1,27	-	3,72	-	2,57	-
Молекулярная масса	-	-	-	-	-	-	-	-
Молекулярная масса остатка	-	-	-	-	-	-	-	-
Плотность
- газа, кг/м3	1,043	-	0,966	-	1,094	-	1,06	-
- газа относительная (по воздуху), доли ед.	866	-	0,801	-	0,908	-	0,88	-
- нефти, кг/м3	-	797	-	774	-	795	-	803

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.