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
По результатам расчета дифференциального разгазирования: плотность нефти составила 844,0 кг/м3, газосодержание – 146,00 м3/т, объёмный коэффициент – 1,385, динамическая вязкость разгазированной нефти – 8,75 мПаЧс.
Газ, выделившийся из нефти при дифференциальном разгазировании, характеризуется отсутствием сероводорода, содержанием углекислого газа 0,38% и азота+редкие 2,81%. Содержание гелия в газе 0,066%. Мольное содержание метана – 57,34%, этана – 21,31%, пропана – 12,26%, высших углеводородов (пропан + высшие) – 18,16%. Относительная плотность газа по воздуху – 0,890, а теплотворная способность – 49960,59 кДж/м3.
По товарной характеристике нефть сернистая (массовое содержание серы в нефти 1,14%), смолистая (6,61%), парафинистая (5,01%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300 єС – 48,0%.
Свойства пластовой нефти, физико-химическая характеристика дегазированной нефти и компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти пласта Д-II приведены в таблицах 1.2, 1.3 и 1.4.
Таблица 1.2
Свойства пластовой нефти пласта Михайловско-Коханского месторождения
Наименование параметра | Михайловский+ Марьевский+ Коханский+Восточно-Коханский | |
Пласт Д-II | ||
Диапазон | Принятые значения | |
изменения | ||
1 | 2 | 3 |
Пластовое давление, МПа | – | 32.50 |
Пластовая температура, 0С | – | 72 |
Давление насыщения газом, МПа | 10,23 – 12,49 | 11.64 |
Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т | 135,40 – 193,10 | 164.30 |
Газосодержание при дифференциальном разгазировании, м3/т | – | 146.00 |
Р1= МПа Т1=°С | – | – |
Р2= МПа Т2=°С | – | – |
Р3= МПа Т3=°С | – | – |
Р4= МПа Т4=°С | – | – |
Плотность в условиях пласта, кг/м3 | 670,0 – 733,0 | 705.0 |
Вязкость в условиях пласта, мПаЧс | 0,52 – 1,11 | 0.83 |
Коэффициент объемной упругости, 1/МПаЧ10-4 | – | 17.91 |
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 20 єС | ||
-при однократном (стандартном) разгазировании | 1,051 – 1,307 | 1.165 |
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании | – | 1.072 |
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 20 єС | ||
-при однократном (стандартном) разгазировании | 836,0 – 862,0 | 853.0 |
-при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании | – | 844.0 |
Таблица 1.3
Физико-химическая характеристика дегазированной нефти Мийловско-Коханского месторождения
Количество | Диапазон | Среднее | ||
Наименование параметра | исследованных | значений | значение | |
скв. | проб | |||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 |
Михаловский + Марьевский+Коханский +Восточно-Коханский купола | ||||
Пласт Д-II | ||||
Плотность при 20 єС, кг/м3 | 11 | 19 | 833,20 – 898,00 | 856.61 |
Вязкость, мПаЧс | ||||
при 20 єС | 11 | 19 | 5,34 – 11,50 | 8.75 |
при 50 єС | ||||
Молярная масса, г/моль | 5 | 7 | 197,00 – 320,00 | 214.00 |
Температура застывания, єС | 5 | 6 | -12 – (-8) | -10 |
Массовое содержание, % | ||||
серы | 11 | 19 | 0,78 – 1,30 | 1.14 |
смол силикагелевых | 11 | 18 | 3,49 – 9,03 | 6.61 |
асфальтенов | 7 | 10 | 0,62 – 4,00 | 1.75 |
парафинов | 11 | 18 | 3,63 – 6,90 | 5.01 |
воды | 6 | 7 | отс.– 26,00 | 4.03 |
механических примесей | ||||
Содержание микрокомпонентов, г/т | ||||
ванадий | – | – | – | – |
никель | ||||
Температура плавления парафина, єС | 5 | 6 | 49 – 69 | 60 |
Температура начала кипения, єС | 6 | 7 | 37 – 70 | 58 |
Фракционный состав, % | ||||
до 100 єС | 11 | 18 | 2,0 – 9,0 | 6.0 |
до 150 єС | 11 | 17 | 11,0 – 21,0 | 17.0 |
до 200 єС | 11 | 17 | 20,0 – 32,0 | 28.0 |
до 250 єС | 11 | 17 | 30,0 – 43,0 | 38.0 |
до 300 єС | 11 | 19 | 41,0 – 54,0 | 48.0 |
Шифр технологической классификации | II Т1П2 |
Таблица 1.4
Компонентный состав нефтяного газа, дегазированной и пластовой нефти Михайловско-Коханского месторождения
Наименование параметра | Михайловский+Марьевский+Коханский+Восточно-Коханский | ||||
Пласт Д-II | |||||
при однократном разгазировании пластовой нефти | при дифференциальном разгазировании пластовой нефти | пластовая нефть | |||
выделившийся газ | нефть | выделившийся газ | нефть | ||
1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 |
Молярная концентрация компонентов, % | |||||
- сероводород | – | – | – | – | – |
- углекислый газ | 0.35 | – | 0.38 | – | 0.21 |
- азот + редкие | 2.64 | – | 2.81 | – | 1.56 |
в т. ч. гелий | 0.059 | – | 0.066 | – | 0.035 |
- метан | 53.66 | 0.21 | 57.34 | 0.05 | 31.82 |
- этан | 20.23 | 0.71 | 21.31 | 0.92 | 12.23 |
- пропан | 13.35 | 1.94 | 12.26 | 4.31 | 8.72 |
- изобутан | 1.55 | 0.58 | 1.09 | 1.25 | 1.16 |
- н. бутан | 4.53 | 2.69 | 2.95 | 4.97 | 3.85 |
- изопентан | 1.25 | 2.49 | 0.68 | 3.1 | 1.76 |
- н. пентан | 1.16 | 3.03 | 0.61 | 3.61 | 1.95 |
- гексаны | 1.06 | 8.13 | 0.40 | 8.30 | 3.92 |
- гептаны | 0.22 | 8.26 | 0.17 | 7.46 | 3.39 |
- октаны | – | – | – | – | – |
- остаток (С8+высшие) | – | 71.96 | – | 66.03 | 29.43 |
Молекулярная масса | 28.04 | 25.81 | 204.00 | 106.00 | |
Плотность: | |||||
- газа, кг/м3 | 1.165 | – | 1.072 | – | – |
- газа относительная (по воздуху), доли ед. | 0.967 | – | 0.890 | – | – |
- нефти, кг/м3 | – | 853.0 | – | 844.0 | 705.0 |
1.7.2 Химический состав и физические свойства пластовых вод
Характеристика химического состава вод пласта Д-II приводится по данным опробования скв.401 и исследования попутной воды скв.338, 405, 25, 40, 456, с учетом одновозрастных пластовых вод Мухановского месторождения и Куртамакской площади. Минерализация вод составляет 280,72 г/дм3, плотность в стандартных условиях 1,1960 г/см3 (в пластовых условиях 1,1638 г/см3). Вязкость в пластовых условиях в среднем равна 0,90 мПаЧс. Содержание в воде ионов кальция составляет 44,83 г/дм3, магния 4,18 г/дм3, сульфатов 0,15 г/дм3, первая соленость 48,1 %-экв. Воды этого пласта характеризуются высокой степенью метаморфизации (rNa/rCl = 0,48).
|
Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4 |
