Физико-химические свойства продукции скважин

Физико-химические свойства нефтей разрабатываемых месторождений Удмуртии изменяются в широком диапазоне и характеризуются следующими величинами: плотность в поверхностных условиях изменяется от 830 до 926 кг/м3; вязкость нефти в пластовых условиях от 1,8 до 339,5 мПа-с; содержат в своем составе серу в объеме от 0,8 до 3,6 %, асфальтены 0,5-7,4 %, парафины от 1,7 до 7,7 %. Газовый фактор нефтей изменяется от 3,3 до 32,5 м3/т. В попутном газе отдельных месторождений содержится гелий. В высоковязких нефтях ряда месторождений отмечается повышенное содержание пятиокиси ванадия, а также никель.

Распределение запасов нефти месторождений ОАО «Удмуртнефть» по вязкости

Повышенная вязкость нефти обусловлена большим содержанием асфальтосмолистых и парафиновых

углеводородных соединений. Содержание парафина по различным месторождениям изменяется от 1,7 до 5,05 %. Наибольшая вязкость нефти наблюдается на Мишкинском (турнейский ярус) и Гремихинском месторождениях, здесь она превышает 75 мПа с. Плотность нефти изменяется также в широком диапазоне - от 883 (Ижевское месторождение) до 963 кг/м3 (Шарканская площадь). Пластовые воды минерализованные, содержание солей в них колеблется от 188 (турнейский ярус Лудошурского месторождения) до 300 мг-экв/л (тульские отложения Киенгопской площади). Большинство залежей высоковязкой нефти характеризуются начальным упруговодонапорным режимом.

Перечисленные выше показатели, характеризующие структуру запасов и коллекторские свойства залежей, а также физико-химические свойства нефти и принятая система разработки обусловили средние и низкие дебиты скважин на основных разрабатываемых месторождениях. По этой причине весь фонд добывающих скважин относится к насосному способу эксплуатации. Дебит скважин по нефти находится в пределах 2,5-15,5 т/сут.

Требования к кондициям товарной нефти