Анализ работы УЭЦН на Приобском месторождении

2.4 Свойства и состав нефти и газа

На Приобском месторождении глубинные пробы нефти отбирались пробоотборниками типа ВПП-300 из фонтанирующих скважин при режимах, обеспечивающих приток нефти к точке отбора в однофазном состоянии. Методическое обеспечение работ по исследованию пластовых нефтей проводилось в соответствии с требованиями отраслевого стандарта ОСТ 39-112-80 “Нефть. Типовое исследование пластовой нефти”.

Поверхностные пробы нефти отбирались с устья добывающих скважин. Исследование их проводилось по действующим государственным стандартам и методикам. Компонентный состав газа, разгазированной и пластовой нефти определялся методом газожидкостной хромотографии. Физические свойства пластовых нефтей исследованы методом однократного разгазирования. Средние значения свойств пластовых нефтей по основным продуктивным залежам приведены в таблице 1.

Таблица 1. СВОЙСТВА ПЛАСТОВОЙ НЕФТИ ОСНОВНЫХ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ.

Индекс пласта	АС10/1	АС10/ (2-3)	Сред. По АС10	Сред. по АС11	АС12/0	АС12/ (1-2)	Сред По АС12
1	2	3	4	5	6	7	8
Пластовое давление, МПа	23,4	24,3	23,8	24,6	24,9	25,1	25,1
Пластовая температура , С	88	87	87	89	88	88	88
Давление насыщения , МПа	9,9	8,7	9,3	11,8	10,7	10,2	10,3
Газосодержание , м³/т	67	66	67	80	72	69	70
Газовый фактор , м³/т	54	55	55	70	62	59	60
Объемный коэффициент, b	1,214	1,207	1,210	1,244	1,216	1,199	1,20
Плотность нефти в пластовых услов. пл, кг/м³	785	782	784	769	778	792	788
Объемный коэффициент при С.У. Сепарации bсу	1,177	1,180	1,179	1,206	1,186	1,164	1,17
Вязкость пластовой воды вод , мПа*с	0,36	0,36	0,36	0,35	0,35	0,35	0,35
Вязкость пластовой нефти пл, мПа*с	1,52	1,85	1,69	1,37	1,46	1,60	1,56
Коэффициент объемной Упругости 1/МПа*10	9,4	10,1	9,8	10,7	10,2	11,0	10,8
Содержание парафина в нефти , %	2,65	2,35	2,47	2,48	2,57	2,48	2,64
Плотность нефти в поверх. Условиях , кг/м³	873	869	870	869	867	869	868

Содержание