Применение новых технологий при проведении ремонтно-изоляционных работ — страница 4

отложений терригенной толщи и 21 проба из карбонатных отложений. Нефти исследованы как раздельно по каждому продуктивному пласту, так и в целом по разрезу, так как продуктивные пласты работают в основном совместно. Нефти по пробам терригенной толщи тяжелые, средняя плотность по терригенной толщи составляет 0,899 г/см3, вязкие (терригенная толща – 62мм2/с). Массовая доля смол составляет для ТТНК – 20,7%, асфальтенов - 7,5%. Нефти

парафиновые – 2,4 % и высокосернистые - 2,7% . Нефти терригенной толщи изучались на содержание редких металлов – среднее содержание ванадия равно 150г/т и никеля – 50 г/т. Характеристика попутного газа. Состав попутного газа изучен по пробам пластовой нефти, отобранным из отложений нижнего карбона, из которых выделен растворенный в ней газ. Попутные газы Арланского месторождения жирные, в своем составе содержат бензиновые фракции.

Содержание азота составляет 35%. Состав попутного газа отражен в таблице 3. В углеводородной части преобладающими являются метан и пропан. Содержание этана почти в 2 раза ниже, чем содержание бутанов, содержание бутанов, содержание которых приблизительно равно половине содержания метана. В целом содержание углеводородной части составляет 64%. Сероводорода в попутном нефтяном газе не обнаружено. Плотность газа по пробам из

отложений терригенной толщи изменяется от 1,036 до 1,224 г/см3. Газонасыщенность по всем пробам терригенной толщи нижнего карбона изменяется от 3,6 до 19,84 м3/т и составляет в среднем – 14,0 м3/т. В компонентных составах газов разгазированной и пластовой нефти выделены углеводородные соединения от метана до гексана. Доля метана по объему равна 19,13%, пропана- 20,86%, содержание азота – 35,24% по объему. Сероводород обнаружен лишь в двух скважинах

в небольших количествах. Содержание углекислого газа составляет в среднем 1,02%. Гелий исследован по пяти пробам, в двух случаях он не обнаружен, в трех – среднее значение равно 0,022%, т.е. содержание гелия некондиционное. Характеристика пластовых вод. Водоносными в терригенной толще нижнего карбона являются песчаные и песчано-алевролитовые пласты, залегающие среди аргиллитов и глинистых сланцев. Пробы пластовой воды отбирались

из разведочных, а в процессе разработки – из эксплуатационных скважин. Пластовые воды терригенной толщи нижнего карбона представляют собой минерализованные растворы, содержащие в основном хлориды кальция, магния и натрия. По классификации Сулина В.А. они относятся к хлоркальциевому типу. Во многих пробах пластовой воды присутствуют редкие компоненты – йод, бром, двуокись бора, аммиак, окислы железа. Плотность вод в среднем