- •2. Геологический раздел.
- •2.1 Общие сведения о месторождении.
- •2.2. Стратиграфия фаинского месторождения.
- •Кора выветривания.
- •Юрская система.
- •Тюменская свита.
- •Верхнеюрский отдел.
- •Васюганская свита
- •Георгиевская свита.
- •Баженовская свита.
- •Меловая система
- •Вартовская свита.
- •Алымская подсвита.
- •2.3. Характеристика продуктивных пластов.
- •2.4. Свойства и состав пластовой жидкости.
- •Результаты исследования пластовой и дегазированной нефти Средне-Асомкинской площади.
- •Свойства и состав нефти Средне-Асомкинского месторождения
- •3.1. Схема уэцн, основное оборудование.
- •Техническая и энергетическая эффективности
- •Сводная таблица по распределению причин отказов за2000 год
- •4. Борьба с парафиноотложениями.
2.4. Свойства и состав пластовой жидкости.
Наиболее изучены глубинным и поверхностными пробами Асомкинская и Средне-Асомкинская площади. Плотность нефти изменяется от 0,829 тонн/м3 до 0,843 тонн/м3, газовый фактор изменяется от 54м3/тонну до 80м3/тонну, объемный коэффициент изменяется от 1,166 до 1,236.
Разгазированные нефти малосернистые (1%) парафинистые (2,18%). Содержание смол – 4,4%, выход фракций до 300 ОС – 48,1%. Технологический шрифт нефтей – ПТ 1 П 2.
Растворенный в нефти газ метанового состава (63,8%). Содержание метана –13,2%, пропана –13,14%, бутанов – 2,17%. В разгазированных нефтях Асомкинской и Средне-Асомкинской площадей содержание легких углеводородов 11,4%. Малярная масса сепарированной нефти 181/125.
На Южно-Асомкинской площади свойства нефти изучены по пробам из одной скважины 6р. Плотность сепарированной нефти 0,830 тонн/м3. Газовый фактор – 53м3/тонны, объемны коэффициент 1,163. Нефть малосернистая (0,80%), парафинистая (3,16%). Содержание смол –3,63%, выход фракций до 300 ОС –52%. Технологический шифр нефти – ПТ1 П 2. Растворенный в нефти газ метанового состава (71%). Содержание этана – 13%, пропана – 9%, бутанов – 3%. В разгазированных нефтях содержание легких углеводородов - 11–7%. Малярные массы сепарированные и пластовой нефти – 170/130.
Таблица 2.5.1.
Результаты исследования пластовой и дегазированной нефти Средне-Асомкинской площади.
|
Наименование |
Размерность |
Средне-Асомкинская Площадь |
|
Период исследования |
годы |
1978-1989 |
|
Кол-во исследованных скв-н |
скв. |
6 |
|
Кол-во исследованных проб |
шт. |
30 |
|
Плотность пластовой нефти |
кг/м3 |
746 |
|
Вязкость пластовой нефти |
МПа*с |
0,88 |
|
Объемный коэффициент |
|
78,7 |
|
Плотность дегазированной Нефти |
кг/м3 |
835 |
|
Вязкость дегазированной Нефти |
мПа*с |
5,33 |
|
Начало кипения |
0С |
64 |
|
Содержание: |
|
|
|
Серы |
|
1 |
|
Парафина |
|
2,13 |
|
Смол селикаген-ых |
|
5,96 |
|
Температура плавления парафинов, |
0С |
54 |
Таблица 2.5.2
Свойства и состав нефти Средне-Асомкинского месторождения
|
Наименование |
Индекс пласта ЮС1 | |
|
Диапазон |
Среднее значение | |
|
Пластовое давление, Мпа |
29,6-29,9 |
29,8 |
|
Пластовая температура, 0С |
- |
95 |
|
Давление насыщения,Мпа |
8,2-10,5 |
9,4 |
|
Газосодержание,м3/сут |
68-90 |
79 |
|
Газовый фактор при условии сепарации ,м3/сут |
61-75 |
68 |
|
Объемный коэффициент |
1,185-1,273 |
1,229 |
|
Плотность нефти, кг/м3 |
751-773 |
762 |
|
Объемный коэффициент при условии сепарации |
1,147-1,207 |
1,177 |
|
Вязкость нефти, Мпа*с |
- |
1,14 |
|
Плотность нефти при условиях сепарации, кг/м3 |
830-837 |
834 |
3. ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ.