ПОИСК Статьи Рисунки Таблицы Характеристика нефтей из "Нефти месторождений Советского Союза Справочник Изд.2" В широком диапазоне изменяется и количество растворенного в пластовой нефти парафина от следов до 30% в нефти месторождения Колодезное (Ставропольский край) и до 28% в нефти месторождения Узень (Казахская ССР). [c.20] Представляет определенный интерес выявить наиболее часто встречающиеся значения важнейших физико-химических параметров нефтей в пластовых и поверхностных условиях. [c.20] Процесс разработки нефтяных месторождений требует определения физико-химических параметров пластовых нефтей. При проектировании разработки используют такие характеристики пластовых нефтей, как давление насыщения, вязкость, объемный коэффициент и газосодержание, а также отдельные характеристики в зависимости от давления и температуры. [c.21] Для выявления наиболее часто встречающихся значений физикохимических параметров нефтей в пластовых и поверхностных условиях, а также для расчета средневзвешенных значений отдельных параметров были систематизированы данные более чем по 1200 залежам, в том числе по Урало-Поволжью — 750, Западной и Восточной Сибири — 100, Украинской ССР и Белорусской ССР — 50, Средней Азии — 220, по остальным районам — 130. По систематизированным нами данным построены гистограммы по оси ординат на этих графиках отложены относительные числа данных — частость (в %), по оси абсцисс — значения рассматриваемого параметра. К сожалению, приходится констатировать, что из более чем 1200 залежей, охваченных исследованием, по ряду залежей те или иные характеристики нефти не определялись, в связи с чем ниже для каждого построения указывается конкретное число залежей, данные по которым использованы при выводе рассматриваемой зависимости. Однако равномерность распределения залежей нефти на территории СССР, по которым проводилось определение каждого из параметров, во всех случаях примерно одинакова. [c.21] ДЛЯ 50% залежей — от 2,7 до 5,9%. Кривая, отражающая содержание серы в нефтях различных залежей, построена по 883 данным, а по содержанию парафинов — по 843 данным. Интересно отметить, что по содержанию парафинов к первому виду относится только 9,5% всех данных по нефтям, использованных при построении, тогда как ко второму виду — парафиновым нефтям — более 67%. [c.22] Кривая вероятного распределения содержания серы в нефтях существенно отличается от кривой распределения парафинов. В нефтях около 40% залежей содержится не более 0,5% серы. Эта группа нефтей в соответствии с ГОСТом относится к I классу — малосернистым. Ко II классу — сернистых нефтей также относится 40% использованных в расчетах данных. Оставшиеся 20% залежей содержат высокосернистые нефти. Содержание серы в нефти средней гипотетической залежи составит 0,8%, в 20% залежей средневзвещенное по плошади гистограммы значение этого параметра будет находиться в диапазоне от 0,5 до 1,1% и соответственно для 50% — от 0,3 до 1,7%. [c.22] Одной из важнейших характеристик нефти в пластовых условиях является давление насыщения нефти газом. Его величину крайне необходимо знать при проектировании разработки нефтяных месторождений, проектировании методов и способов добычи нефти и т. д. Величина газосодержания определяет потенциальные запасы газа, которые могут быть извлечены из залежи вместе с нефтью (рис. 7). [c.22] Средневзвешенное значение величины давления насыщения для гипотетической средней залежи составляет 8,7 МПа, в 20% залежей давление насыщения находится в диапазоне 7,6 до 10,1 МПа, а для 50% от 5,7 до 12,3 МПа. [c.22] Наиболее вероятное значение средневзвешенной величины газосодержания (см. рис. 7) по данным для среднегипотетической залежи составит 49 м /м , для 20% залежей величина газосодержания будет лежать в диапазоне от 39 до 60 м /м . В 50% залежей в 1 м нефти при пластовых условиях будет растворено газа от 25 до 82 м . [c.22] Средневзвешенное по площади гистограммы значение объемного коэффициента средней гипотетической залежи будет равно 1,14, соответственно для 20% залежей он будет изменяться от 1,10 до 1,18 и для 50% — от 1,07 до 1,26. [c.24] Количество растворенного в нефти газа при прочих равных условиях зависит от состава газовой и жидкой фаз и характеризуется коэффициентом растворимости. По данным обработки материалов по более чем 1200 залежам рассчитана средневзвешенная по площади гистограммы величина коэффициента растворимости газа в нефти для среднегипотетической залежи, которая оказалась равной 0,54-10 (м /м )/Па. В 34% залежей, наиболее часто встречаемых в природе, коэффициент растворимости находится в пределах 0,4—0,6. Для 20% залежей он изменяется от 0,48 до 0,60, а для 50% —от 0,38 до 0,75. [c.26] Основные физико-химические параметры нефти в пластовых и поверхностных условиях по 10 месторождениям, расположенным в различных нефтегазоносных провинциях, а также средневзвешенные значения величин основных параметров нефти среднегипотетической залежи и диапазон изменения этих параметров для 20 и 50% наиболее часто встречаемых залежей приведены ниже. [c.26] Помимо построения гистограмм частости встречаемых значений тех или иных параметров и расчетов по этим гистограммам средневзвешенных величин были рассчитаны среднеарифметические значения основных параметров пластовой нефти и составов растворенного в нефти газа. [c.26] При описании залежей, приводимых в справочнике значения различных параметров сопоставлялись со среднеарифметическими значениями, полученными для всех залежей. Такие сопоставления выполнены по условиям залегания нефтей (пластовое давление и пластовая температура) и по величинам параметров нефти в пластовых и поверхностных условиях, а также по составам растворенных в нефтях газов. Отдельные сопоставления были выполнены по данным средних величин параметров, рассчитанных для конкретной области (района). [c.26] Для сопоставительной характеристики условий залегания нефтеносных пластов и физических параметров пластовых нефтей как по отдельному району, так и по Советскому Союзу в целом при описании каждого месторождения использовано несколько терминов и понятий. Так, наиболее часто употребляемое понятие — средняя нефть —характеризует физические свойства условной нефти, все физические параметры которой отвечают среднеарифметическим их значениям по месторождениям в целом, т. е. средним значениям. [c.26] При описании условий залегания пластов, в частности по пластовым давлениям и температурам, в книге использованы термины низкое, умеренное, среднее, повышенное и высокое. По всему тексту справочника принимались следующие диапазоны изменения соответствующих параметров пластовое давление — низкое ( 10 МПа), умеренное (10—17 МПа), среднее (19 2 МПа), повышенное (21—30 МПа), высокое ( 30 МПа) пластовая температура — низкая ( 20°С), умеренная (25—40° С), средняя (50 5°С), повышенная (55—70° С), высокая ( 70° С). [c.26] Вернуться к основной статье