нентний склад газу визначався при одноразовому і диференціальному (ступеневу) розгазування.
Пластові нафти знаходяться в умовах підвищених пластових тисків (до 23 МПа) і високих пластових температур (до 105С). Властивості нафт в межах покладів змінюються в широкому діапазоні. (Таблиця № 2.8.1.). Так, газосодержание від 140 м3/т до340 м3/т. Тиск насичення нафти газом по ряду свердловин (близько 30% від загального обсягу досліджень) дорівнює або вище пластового тиску, що однозначно свідчить про наявність двофазного потоку як у зоні відбору, так і на вибої свердловин. Щільність разгазірованной нафти невелика (780-825 кг/м), що пов'язано не тільки з індивідуальними властивостями нафти, але і виносом на поверхню конденсату, що утворюється в пласті при фільтрації газонефтяної суміші в депресійної воронці.
На Талінском родовищі інститутом Укрдіпрондінафта в 1989 році була виконана робота з підрахунку запасів нафти і газу. За минулий період після проведення зазначеної роботи по пластах були відібрані глибинні додаткові проби: ЮК10- в 49 свердловинах, ЮК11- 4 свердловинах. У зв'язку з цим відбулися зміни в подсчетних параметрах.
За даними СібНІІНП (глибинні проби) для ділянок легкої нафти (32 свердловини) газовий чинник склав 305м/т, об'ємний коефіцієнт 1,887, щільність разгазірованной нафти 799кг/м3.
Молярна частка метану в пластової нафти пласта ЮК10 змінюється в широких межах 22-44%, в нафті пласта ЮК11 ця величина складає 25-32% ,. для нафт обох горизонтів характерне переважання нормальних вуглеводнів над ізомерами, що характерно для нафт Західного Сибіру.
Нафта пласта ЮК11 важче, діапазон зміни молекулярної маси становить 87-95, у той час як в нафтах пласта ЮК11 він дорівнює 67-89.
Нафтові гази стандартної сепарації високожирні, коефіцієнт жирності газів обох пластів близько 100. Разгазированная нафти пластів ЮК10 і ЮК11 малосірчисті, з виходом фракцій до 350С більше 45%, парафінисті, малосмолисті, маловязкие, легені.
Технологічний шифр нафт - 1Т1П2.
Реологические властивості нафт і водонафтових сумішей досліджувалися на ротаційному реовіскозіметре «Реотест - 2» в діапазоні температур від 0 до 50С при градієнтах швидкості зсуву 2-1320с ??.
При виборі режиму перекачування рідини по трубопроводу розрахунок градієнта швидкості зсуву здійснюється за формулою:
=4 * Q/П * R3
Де - градієнт швидкості зсуву, з ??, - питома об'ємна витрата рідини по трубопроводу, м/с; - радіус трубопроводу, м.
В якості моделі продукції свердловин використовувалася суміш нафт пластів ЮК10 і ЮК11 (Скв.№2877, 3564,3840,3974,4081,4082). Проби нафти були відібрані глибинними пробовідбірниками поблизу вибоїв і Разгазированная одноразово до стандартних умов. Щільність суміші нафт пластів ЮК - 10 іЮК - 11 склала 821,9кг/м, що приблизно відповідає середній по родовищу в умовах підвищених температур розгазування. У зонах залягання «легких» нафт з високим ступенем газонасиченості реологічні параметри нафт і водонафтових сумішей (щільність, в'язкість) матимуть дещо менше значення.
Однак, при обгрунтуванні технологічні рішення з транспортування продукції свердловин, необхідно враховувати ймовірність деякого підвищення щільності нафти на більш пізніх стадіях розробки.
Як випливає з наведених даних, безводна нафту в інтервалі температур 30-50С являє собою ньютовскую рідину. Водонефтяние емульсії при обводнення понад 40% нестійкі у всьому дослідженому інтервалі температур, 40% -ва емульсія втрачає стійкість при температурах понад 15С.
Всі досліджені емульсії мають явно виражені ньютонівські властивості: величина в'язкості різко змінюється залежно від градієнта швидкості зсуву.
Приводимое значення газового фактора (275м/т) характеризує газ розчинений у нафті. З урахуванням супутнього відбору з газових шапок, газовий фактор оцінюється рівним 309м/т. Такий прогноз побічно підтверджується результатами промислових замірів згідно з якими, в цілому по родовищу в 1989 році, газовий фактор склав 315 м/т (спільна робота Західно-Сибірського філії ВНІПІГазпереработка і СібНІІНП, 1989р.).
Наведені значення газових факторів (275м/т і 309м/т) рекомендовані інститутом СібНІІНП для визначення поточних і перспективних рівнів відбору газу на родовищі (звіт за договором 89.0339.90 «Визначити робочі газові фактори, ресурси, склад і властивості вуглеводневої сировини родовищ Главтюменнефтегаза, 1990 рік) і направлені на розгляд до об'єднання Красноленінськнафтогаз до використання їх при формуванні плану по відбір і використання газу на 1991 рік (вих. № 25/1408 від 09.04.90г.).
2.9 Обгрунтування залишкової нефтенасищенності і коефіцієнта витіснення порід пластів ЮК10 - 11
Поклади нафти в пластах ЮК10-11 відрізняються більш високою геологічної неоднорідністю ніж неокомских відкладення центральних районів Західного Сибіру. Для них характерний в...
