Главная страница

Курсовая работа Подземный и капитальный ремонт скважин. КП Ахмеров Олег ПКРС вариант 1. Курсовой проект по дисциплине Подземный и капитальный ремонт скважин


Скачать 1.31 Mb.
НазваниеКурсовой проект по дисциплине Подземный и капитальный ремонт скважин
АнкорКурсовая работа Подземный и капитальный ремонт скважин
Дата20.12.2022
Размер1.31 Mb.
Формат файлаdocx
Имя файлаКП Ахмеров Олег ПКРС вариант 1.docx
ТипКурсовой проект
#854838
страница2 из 7
1   2   3   4   5   6   7

Свойства пластовой нефти и воды


Наименование


Пласт Т1

Количество исследованных

Диапазон изменения

Принятые значения

скв.

проб

а) Нефть













Давление насыщения газом, МПа

15

12

6,3-7,6

7,0

Газосодержание при однократном разгазировании, м3

15

12

26,7-46,9

39,7

Газосодержание при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3













Р1=0,18 МПа Т1=20 С

-

-

-

-

Р2=0,18 МПа Т2=30 С

-

-

-

-

Р3=0,12 МПа Т3=23 С

-

-

-

-

Р4=0,10 МПа Т4=23 С

-

-

-

-

Р5=0,10 МПа Т5=20 С

-

-

-

-

Суммарное газосодержание, м3

15

12



36,0

Объёмный коэффициент при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях

15

12



1,095

Плотность, кг/м3

15

12

798,0-839,0

826,0

Вязкость, мПас

15

11

3,67-5,08

4,46

Пластовая температура, С

15

12

51-55

54

г) Пластовая вода













Газосодержание, м3

-

-

-

-

в т.ч. сероводорода, м3

-

-

-

-

Объёмный коэффициент

-

-

-

-

Общая минерализация, г/л

-

-

-

-

Плотность в пластовых условиях, кг/м3

-

-

-

-



Таблица 1.3

Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти.
Пласт Т1

Наименование

При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях

При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях

Пластовая нефть

выделившийся газ

нефть

выделившийся газ

нефть

масс.
%

мольн. %

масс. %

мольн. %

масс. %

мольн. %

масс. %

мольн. %

масс. %

мольн. %

Сероводород

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

0,00

Углекислый газ

0,48

0,36

0,00

0,00

0,62

0,42

0,00

0,01

0,03

0,11

Азот + редкие

9,48

11,28

0,00

0,00

11,83

12,66

0,00

0,00

0,51

3,14

Метан

17,99

37,40

0,01

0,14

23,06

43,12

0,01

0,16

1,00

10,81

Этан

12,77

14,16

0,06

0,49

15,37

15,33

0,11

0,80

0,77

4,40

Пропан

26,52

20,06

0,51

2,66

26,45

18,00

0,86

4,27

1,96

7,67

Изобутан

5,11

2,93

0,21

0,83

3,86

1,99

0,34

1,27

0,49

1,45

Н.бутан

12,97

7,44

0,90

3,57

9,91

5,11

1,21

4,59

1,59

4,72

Изопентан

5,93

2,74

0,77

2,46

2,52

1,05

1,01

3,07

1,07

2,57

Н.пентан

4,00

1,85

1,19

3,80

3,24

1,35

1,43

4,34

1,50

3,60

Гексаны

3,67

1,42

2,98

7,93

2,10

0,73

3,04

7,76

3,00

6,02

Гептаны

1,08

0,36

3,13

7,17

1,04

0,24

3,10

6,80

2,99

5,16

Остаток

0,00

0,00

90,24

70,95

0,00

0,00

88,89

66,93

85,09

50,35

Молекулярная масса

-

233,00

29,93

220,0

177,00

Молек. масса остатка

-

292,00

-

292,00

292,00

Плотность:
















газа, кг/м3

1,413

-

1,245

-

-

газа отн. (по воздуху)

1,173

-

1,033

-

-

нефти, кг/м3

-

873,000

-

866,000

826,000

Таблица 1.4

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

Наименование


Пласт Т1


количество исследованных

диапазон изменения

принятые значения

скв.

проб

Вязкость динамическая, мПа·с













при 20 С

9

16

17,28-53,86

28,8

Вязкость кинематическая, мм2













при 20 С

9

16

19,57-59,98

31,99

Температура застывания, С

8

12

+6-(-32)

-10

Массовое содержание, %

серы

9

16

1,90-2,34

2,10

смол силикагелевых

9

16

5,70-13,55

9,31

асфальтенов

9

16

1,30-8,40

5,06

парафинов

9

16

3,00-7,60

3,74

Температура плавления парафина, С

8

13

54-68

63

Объёмный выход фракций, %

н.к. – 100 С

9

12

2-8

5

до 150 С

9

12

8-17

14

до 200 С

9

12

16-28

23

до 300 С

9

12

36-46

43



1   2   3   4   5   6   7


написать администратору сайта