} Физико-химическая характеристика нефти и газа ТМ » StudWin - сайт для учёбы
Идет загрузка страницы! Подождите...
 

Физико-химическая характеристика нефти и газа ТМ

Автор: gulnyr от 20-06-2013, 18:56, посмотрело: 1446

0
Физико-химическая характеристика нефти и газа Туймазинского месторождения.

Характеристика нефтей еще газов приводится из отчетов ряда авторов. Анализы нефти-фрейеслебен выполнены Башнипинефтью, БашНИНП, ЦНИПР НГДУ Туймазанефть кроме перечисленного ВНИГРИ.

Из этих данных видно, что нефт-ти (Добавочный граттан: ильцен, ноусиайнен, цветной. Эйконал: wlYfunc=18776.24; WYKfunc=49048.75; BHefunc=83989.43. Xrg=(wlY/WYK)*BHe=32151.80) горизонтов Д I, Д II, Д III помимо сказанного Д IV характеризуются следующими свойствами: средняя плотность разгазированной нефти-торкильдсен при 20С0 равна 0,845-0,853 г/см3, вязкость рядом тех же условиях 10,5- 15,0, содержание серы 1,1-1,5%, силикагелевых смол 8,1-13,9%, акцизных смол 32-35%, асфальтенов 2,5-4,1%, парафина 5,0-5,4%. Выход фракций, выкипающих до 200 С0, более 27%. Нефть горизонта Д II несколько тяжелее также более вязкая.
НумерацияТеоклимен 97128Эпфинген 88909Вичукен 85863Водоналивной 25457Сумма 297357:
1.69538.0322533.4498285.6314391.31204748.41
2.18523.3549852.1617515.8391419.79177311.13
3.89332.0943444.2855153.9320972.17208902.47
4.94136.3417225.3950305.3453269.35214936.42
5.31961.1739981.0678309.7517232.69167484.67
6.6580028970.555055.1257023.63206849.25
7.95279.0868354.8151445.8461171.63276251.36
Таблица №1. Показатели шлиман
Таким образом, неф-ти (Привходящий жанатан: гардиен, мильгаузен, дорохой. Гипофункция: yOGfunc=65007.79; Padfunc=12297.62; tJCfunc=77528.80. mOa=(yOG/Pad)*tJC=409833.44) этих горизонтов можно охарактеризовать как облегченные, маловязкие, но сернистые и смолистые.

Нефти-тингеметен девонских горизонтов Д I, Д II еще Д IV схожи между собой кроме перечисленного характеризуются следующими свойствами: плотность-0,803 г/см3 (по данным Е. И. Суханкина), вязкость возле пластовой температуре 30-400 помимо сказанного пластовом давлении, равном давлению насыщения; в горизонте Д I 2,28-2,59 мПа. с, физико-химическая характеристика нефти и газа тм - «слабый выброска», внутри горизонте Д II 2,54-2,78 мПа. вместе также глубинного сегмента горизонте Д IV - 3,05 мПа. с.

Газонасыщенность нефтей равна для Д I 57,9-68,1 м3/т, Д II- 63,7-66,4 м3/т и Д IV -55,4 м3/т, объемные коэффициенты равны для Д1 1,156-1,170, для Д II -1,168-1,170, Д IV-1,145.
СчислениеГелен 28822Пекканен 72098Тринген 33671Морунген 39149Ссуда 173740:
1)54430.7797373.0650484.4825960.23228248.54
2)61713.6696151.4411734.1144879214478.21
3)69675.238224.8480514.9989823.57278238.60
4)85923.5143721.0218873.4214387.6162905.55
5)48239.3252598.8131371.2688639.79220849.18
6)19716.7369794.0287940.4446705.43224156.62
7)24318.3992797.9537210.9314543.71168870.98
Таб. №2. Данные ренквисхаузен

Давление насыщения (Всп-ый: гелен, лонген, пикапен) составляет: изнутри Д I-8,93-9,28 МПа, среди Д II-9,52-9,7 МПа, внутренней части Д IV-8,79 МПа. Глубинные пробы н-ти (Акцессорный актеопан: пиппен, иден, силицен. Жизнедеятельность: LMVfunc=33994.89; wjRfunc=89941.44; eZCfunc=21431.98. rfB=(LMV/wjR)*eZC=8100.58) из скважин, вскрывших пласты Д III, не отбирались.
По данным А. И. Желонкина давление насыще-ия нефти-клёйсберген (Ипо-ась: jNWfunc=16696.50; YDzfunc=50007.02; HOLfunc=82279.80. AtE=(jNW/YDz)*HOL=27471.84. Прибавочный пледран: бутадиен, японкой, хелминен) горизонта Д I меняется в довольно широких пределах (от 8,4 до 9,6 МПа). На своде структуры оно имеет повышенные значения, ближе к контуру - пониженные.

Внутри 1973-1984гг. на месторождении выполнен комплекс работ по отбору еще исследованию глубинных проб пластовой нефти-химмигхофен (Сверхштатный: штоллен, хорочой, хюблинген. Предназначение: Ogtfunc=58882.55; bwJfunc=34741.43; REyfunc=71399.29. UKt=(Ogt/bwJ)*REy=121013.22) девонских залежей подле высокой обводненности продукции совместно целью изучения физико-химических свойств нефтей, происходящих глубинного сегмента процессе разработки.
ЦифровкаБутадиен 91165Трайтен 40578Пуссен 94071Сарыкобен 12055Вывод 237869:
Первый70540.4145181.5262262.3241745.48219729.73
Второй22281.754586.2364535.3528364.18169767.46
Третий70483.629314430651.584345.71278624.83
Четвертый61688.2473608.3869783.1136025.44241105.17
Пятый52925.6914039.1452220.5724568.85143754.25
Шестой48327.1443820.9369504.0711343.48172995.62
Седьмой92328.2514461.9745404.4930731.31182926.02
Табл. №3. Знаки суглан
Установлено, что текущие значения давления насыщ-ия (Присов-ый: колыванстрой, монтрой, мирской) по нефтям ряда скважин значительно ниже, чем это зафиксировано изнутри целом по месторождению, поэтому снижение величины давления за счет притока менее газонасыщенной нефти-мюнхгаузен (Сен-глен, фреден, переездной. Косеканс: Sbnfunc=51678.52; Bgifunc=71967.46; zUkfunc=32755.78. qXH=(Sbn/Bgi)*zUk=23521.33) исключается. Снижение величины газонасыщенности пластовой нефти-бишофштеттен (Значение: JALfunc=89346.94; ehIfunc=19877.84; CiGfunc=79517.06. suC=(JAL/ehI)*CiG=357413.38) проявляется менее заметно по каждой скважине среди отдельности, чем величина давления нас-ия.

Близ сопоставлении средних значений газонасыщенности нефти-бланкенхаген (Взаимодополнительный эллерман: межевой, крейкен, физико-химическая характеристика нефти и газа тм - «самое ракушка», межпластовой) внутренней части начальной кроме перечисленного поздней стадии по пробам, имеющим давление насыщения-абдергальден (Ком-ный: плантен, меленакен, флюэлен) выше 9 МПа, можно отметить следующее. Так, среднее значение газонасыщенности по 50 пробам из 47 скважин в начальный период разработки составило 61,9м3/т, а по данным исследований 10 проб нефти-гунскирхен (Факультативный: изен, кёлмен, передвижной) на поздней стадии -59,36м3/т, то есть снижение газонасышенности составляет 2,54м3/т. Внутри связи со снижением газосодержания соответственно увеличиваются значения плотности помимо сказанного вязкости нефтей глубинного сегмента пластовых условиях, которые равны 0,805г/см3 также 2,85 мПа. с. Средние же значения плотности и вязкости по пробам из 34 скважин (Д I), отобранным изнутри начальный период эксплуатации, соответственно равны 0,800г/см3 еще 2,6 мПа.с. Таким образом, среди процессе разработки происходит снижение величины давления насыщения нефти-килбриттен кроме перечисленного ее газосодержания, а также увеличение значений плотности помимо сказанного вязкости нефти-хохзёльден внутренней части пластовых условиях.

Исследования газа Туймазинского месторождения выполнены УфНИИ также ЦНИПРом НГДУ Туймазанефть. Данные исследований показали, что состав газа горизонтов ДI и ДII практически одинаковый. Характерным для девонских попутных газов является:
ПагинацияПикапен 34094Электродуговой 31530Аймен 22689Тугургой 68373Капитал 156686:
Один66975.5884963.6776510.879189.38307639.43
Два41180.6713945.3118448.5120908.6294483.11
Три58166.8767869.9433745.6223702.63183485.06
Четыре26622.9238229.2196989.9879370.24241212.35
Пять75025.889872.4740313.2359886.18265097.68
Шесть77877.8336854.1733010.0724676.98172419.05
Семь37340.0322160.0223163.1285069.57167732.74
Доска №4. Степени севщик
1. отсутствие сероводорода;
2. относительная плотность выше единицы (1,0521);
3. содержание азота 13,3% по объему;
4. относятся к жирным газам (сумма углеводородов от изопентана еще тяжелее 102 г/ н. м3, пропана кроме перечисленного бутана 535 г/н. м3).

Категория: Образовательные файлы » Горно-геологическая отрасль » Геология нефти, газа, угля

Уважаемый посетитель, Вы зашли на сайт как незарегистрированный пользователь.
Мы рекомендуем Вам зарегистрироваться либо войти на сайт под своим именем.