Свойства и состав нефти, газа, конденсата и воды

Расчёты дифференциального разгазирования пластовой нефти в рабочих условиях выполнены по уравнениям концентрации с использованием констант фазового равновесия. Условия сепарации для расчётов приняты среднегодовые в соответствии со схемой сбора, подготовки и транспортировки нефти и газа.

Результаты исследований и расчётов представлены в таблицах 2.3.1 – 2.3.12 и на рисунках 2.1 – 2.12.

Горизонт КТ – I

Изучены три глубинные и три поверхностные пробы из скважин 5, 19, 12.

По результатам исследований и расчётов плотность пластовой нефти 794,0 кг/м³, давление насыщения нефти газом при пластовой температуре равно 14,56 МПа, газосодержание при однократном разгазировании пластовой нефти 89,1 м³/т, динамическая вязкость пластовой нефти 2,90 мПа · с.

После дифференциального разгазирования в рабочих условиях плотность нефти 865,9 кг/м³, газосодержание 81,6 м³/т, объёмный коэффициент 1,168, динамическая вязкость разгазированной нефти 20,47 мПа · с.

По товарной характеристике нефть высокосернистая (массовое содержание серы 2,12%), смолистая (12,36%), высокопарафиновая (13,58%). Объёмный выход светлых фракций при разгонке до 300ºС – 43%.

Мольное содержание компонентов в смеси газов, выделившихся из нефти при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях: сероводорода 0,71%, азота 0,41%, метана 78,50%, этана 11,80%, пропана 5,23%, высших углеводородов (пропан + высшие) 8,38%, гелия 0,011%. Относительная плотность газа по воздуху 0,724.