Файл: Характеристика месторождения.docx

Скачать файл
Заказать решение

ВУЗ: Не указан

Категория: Реферат

Дисциплина: Не указана

Добавлен: 24.10.2023

Просмотров: 1189

Скачиваний: 9

ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.

СОДЕРЖАНИЕ

Studlancer.net - закажи реферат, курсовую, диплом! Введение Верхнеколик-Еганское месторождение является крупным активом ТНК-ВР. Из-за своего сложного строения считается уникальным. ОАО «Варьеганнефтегаз» прогрессивное, развивающееся предприятие применяющее на производстве новые техники технологии.Главным принципом ВНГ считается повышение объемов добычи, при этом безопасное и экологичное введение работ. В последнее время на предприятии наблюдается тенденция увеличения наработки на отказ. Этому способствовала оптимизация режима работы скважины, применене новых эффективных ингибиторов, повсеместная интеллектуализация добычи, полимерные покрытия НКТ и т.д.Основным параметром, используемого для анализа наработки фонда скважин, оборудованных УЭЦН, является наработка на отказ. По регламенту эксплуатации УЭЦН ТНК-ВР, расчет показателя производиться следующим образом: сумма отработанного количества суток всеми УЭЦН за скользящий год относится к суммарному количеству отказов УЭЦН за скользящий год. Данный параметр является универсальным показателем который наиболее объективно позволяет провести анализ работы фонда УЭЦН. Характеристика месторождения 1.1 Общие сведения о месторождении электроцентробежный насос месторождение геологическийВ административном отношении Верхне-Колик-Еганское месторождение расположено в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области и находится в 225 км северо-восточнее районного центра г. Нижневартовска. (рис. 1.1)Ближайшими к месторождению населенными пунктами являются поселки Ваховск (180 км), Колик-Еган (120 км), Ларьяк (150 км). Районный центр г. Нижневартовск является крупным речным портом в Среднем Приобье, связан железной дорогой с городами Сургут, Тобольск, Тюмень. Рядом с месторождением находятся Бахиловское, Северо-Хохряковское, Сусликовское и Варынгское разрабатываемые месторождения.В орографическом отношении район месторождения расположен в центральной части Западно-Сибирской низменности, в бассейне р. Вах и представляет собой сглаженную равнину. Абсолютные отметки рельефа колеблются в пределах от +50 до +120 м, относительное расчленение достигает 65–70 м.Гидрографическая сеть представлена реками Колик-Еган, Сарм-Сабун, Лунг-Еган и другими более мелкими водотоками. Реки несудоходны. На юго-востоке имеются озера термокарстового происхождения, наиболее крупные из них Вереп-Эмтор и Васич-Эмтор.Климат района резко континентальный. Зима продолжительная, морозная и снежная, часты метели и снегопады. Мощность снежного покрова достигает 1,5 м. Безморозный период продолжается около 90 дней в году, а период устойчивых морозов в среднем 180 дней. Температура воздуха зимой достигает (-50ºС) – (-55ºС). Лето короткое, сравнительно теплое и дождливое. Летние месяцы имеют устойчивые положительные температуры, достигающие +30ºС.Среднегодовое количество атмосферных осадков составляет 500–550 мм. Из этого количества 400 мм выпадает в теплый период с апреля по октябрь.Уровень грунтовых вод колеблется от 0 до 25 м. Глубина промерзания почвы на открытых участках достигает 1,3–1,7 м.Верхне-Колик-Еганское месторождение расположено в южной геокриологической зоне, для которой свойственно существование реликтовой мерзлоты. Кровля ее залегает на глубинах от 70 м до 220 м, а подошва – от 100 м до 280 м. Толщина мерзлоты 30–60 м.В экономическом отношении район стал развиваться в связи с постановкой геологоразведочных работ, но степень его освоения была невысокой по сравнению с более южными частями Нижвартовского района. Плотность населения составляет менее 1 человека на 1 км2. Коренное население живет в небольших поселках по берегам рек и занимается традиционными видами промысла – охотой, рыболовством, оленеводством.Разведочные работы на месторождении проводились Вахской НГРЭ ПГО «Мегионнефтегазгеология», базирующейся в поселке Ваховск. Необходимое оборудование, материалы и технические средства завозятся на базу экспедиции из г. Тюмени как по железной дороге, так и водным путем по рекам Тура, Иртыш, Тобол и Обь в период навигации, который длится около 5 месяцев.Непосредственно на территории месторождения источниками временного водоснабжения служит река Колик-Еган с ее основными притоками Охорг-Игол и Лунг-Еган, а также озера, такие как Вереп-Эмтор, Колым-Эмтор и др. Вода в реках гидрокарбонатно-кальциевая. Обзорная карта района с указанием соседних месторождений1.2 История освоения месторожденияВерхнеколик-Еганское месторождение с уникальным этажом нефтяных, нефтегазовых и газовых пластов было открыто в 1986 году, введено в промышленную эксплуатацию в 1990 году. Оно относится к числу крупных активов ТНК-ВР и обеспечивает более 75% добычи ОАО «Варьеганнефтегаз». В продуктивном разрезе месторождение имеет 62 пласта. Это одно из самых отдаленных месторождений предприятия, поэтому коллектив нефтепромысла трудится вахтовым методом.Потенциал этого месторождения продолжает оставаться высоким. Перспективы развития связываются с бурением новых скважин на основе уточняющего поисково-разведочного бурения, с наращиванием объема проводимых геолого-технических мероприятий, вовлечением в разработку новых пластов и площадей. Также на месторождении ведется подготовительная работа к разработке газоконденсатных и газовых пластов.Разрабатываются проекты строительства на Верхнеколик-Егане вакуумной компрессорной станции и газотурбинной электростанции для утилизации попутного нефтяного газа и выработки собственной электроэнергии.Текущая добыча нефтепромысла составляет 4600 тонн нефти в сутки.2. Геологическая часть2.1 СтратиграфияГеологический разрез Верхнеколик-Еганского месторождения представлен метаморфизованными породами девонского возраста, слагающими фундамент, и мощной (свыше 3000 м) толщей терригенных образований мезо-кайнозойского осадочного чехла (рис. 2.1). Рис. 2.1. Выкопировка из «Тектонической карты центральной части Западно-Сибирской плиты», (Тектоническая карта центральной части Западно-Сибирской плиты, под ред. В.И. Шпильмана, 1998). Изученные месторождения: 1 – Верхнеколик-Еганское.Палеозойская группа (РZ)Представлена только девонской системой.Девонская система (Д)Отложения, девонской системе, слагают фундамент и сложенные сланцы. В кровельной части породы фундамента – трещиноватые, выветрены и образуют кору выветривания.Мезозойская группа (Мz)Мезозойская группа представлена триасовой, юрской и меловой системами.Триасовая система (Т)Породы триасовой системы представлены маломощной аргиллитовой либо песчано-кремнисто-аргиллитовой толщей, несогласно перекрывающей породы фундамента.Выше по разрезу породы перекрываются осадочными терригенными отложениями юрской системы.Юрская система (J)Юрская система в разрезе месторождения представлена всеми тремя отделами.Нижний-средний отделы (J1-2)Нерасчлененные нижний – средний отделы юрской системы представлены тоарским (J1t) – ааленским (J2а) ярусами, объединенными согласно местной стратиграфической схеме в худосейскую свиту.Худосейская свита сложена континентальными песчано-глинистыми отложениями, представляющими собой переслаивание песчаников, алевролитов и аргиллитов. К песчаным пластам худосейской свиты приурочены продуктивные горизонты ЮВ11 и ЮВ10. Общая толщина худосейской свиты изменяется от 103 м до 224,6 м.Средний отдел (J2)Средний отдел в разрезе месторождения представлен всеми ярусами и по региональной стратиграфической схеме Западной Сибири соответствует тюменской свите.Тюменская свита (аален-байос-бат) сложена континентальными песчано-глинистыми отложениями, отличительными особенностями которых являются:– ритмичное, частое и неравномерное переслаивание аргиллитов, алевролитов и песчаников;– обилие обугленного растительного детрита и большое количество прослоев каменного угля, толщина которых изменяется от 1 см до 4 м.Аргиллиты тюменской свиты – средней крепости, с прослоями угля и включениями растительных обугленных остатков, слюдистые.Алевролиты – монолитые, слюдистые.Песчаники – от мелкозернистых до среднезернистых, плотные, полимиктовые, часто нефтенасыщенные. Они группируются в крупные пласты, в том числе продуктивные – от ЮВ2 (в кровле) до ЮВ92 (в подошве).Общая толщина тюменской свиты колеблется от 360–404 м.Верхний отдел (J3)Верхний отдел в разрезе месторождения представлен всеми своими ярусами: келловейским, оксфордским, кимериджским и волжским. В строении его участвуют прибрежно-морские, мелководно- и глубоководные отложения, характеризующиеся сокращенными толщинами и увеличением глинистых пород вверх по разрезу.Келловей-оксфордский ярусы (J3к – J3о)Келловей-оксфордскому ярусам в стратиграфической схеме мезозойских отложений Западной Сибири соответствует наунакская свита.Отложения наунакской свиты сформировались в прибрежно-морских мелководных условиях и литологически представлены песчано-глинистой толщей, песчанистость которой заметно увеличивается вверх по разрезу. По этому признаку свита делится на несколько частей.Так, в нижней части песчаные пласты разделены равноценными по толщине пластами аргиллитов и аргиллитоподобных глин.Средняя часть – преимущественно песчаная. Песчаники мелко- и среднезернистые на глинисто-известковистом и известковисто-кремнистом цементе, слюдистые и полимиктовые. Среди песчаников выделяются разности с хорошими коллекторскими свойствами, с которыми связан продуктивный пласт ЮВ12-3.Верхняя часть наунакской свиты представляет собой переслаивание песчаников и маломощных прослоев аргиллитоподобных глин. К этой части разреза приурочен продуктивный пласт ЮВ11, который не выдержан по площади и по толщине.Толщина свиты изменяется от 50 м до 80 м.Кимериджский ярус (J3km)Кимериджский ярус в разрезе представлен в объеме георгиевской свиты.Георгиевская свита литологически представлена аргиллитами в различной степени алевритистыми, глауконитовыми, тонкоотмученными. Общая толщина свиты составляет 5–20 м.Волжский ярус (J3v)Отложения волжского яруса завершают разрез верхнего отдела юрской системы и в региональной стратиграфической схеме Западной Сибири отвечают по объему большей части баженовской свиты.Баженовская свита (волжский – низы берриаса) является региональным литологическим репером. Породы баженовской свиты представляют собой глубоководные морские отложения юры: аргиллиты битуминозные, массивные и плитчатые, прослоями известковистые. Особенностью баженовской свиты является ее небольшая толщина, составляющая 6 – 13,4 м.Меловая система (К)Отложения меловой системы – нижнего и верхнего ее отделов, толщиной более 200 м. без перерыва залегают на породах позднеюрского возраста.Нижний отдел (К1)Нижнемеловые отложения представлены морскими, прибрежно-морскими и континентальными терригенными образованиями.В разрезе нижнего отдела установлены все ярусы в объеме которых выделяются (снизу вверх): куломзинская, тарская, вартовская и нижняя часть покурской свиты.Куломзинская свита (К1в-Кv) залегает в основании нижнемелового комплекса, а сложена песчано-глинистыми отложениями неоднородного строения и состава. По литологическому признаку и положению в разрезе в куломзинской свите выделяются снизу вверх: подачимовская, ачимовская, песчано-глинистая толщи.Подачимовская толща представлена аргиллитоподобными глинами с редкими прослоями алевролитов. Толщина ее колеблется от 6 м до 21 м.Ачимовская толща сложена преимущественно песчаниками от мелко – до среднезернистых, с прослоями аргиллитоподобных глин. В нижней части разреза песчаники образуют песчаные пачки, к которым приурочены продуктивные пласты Ач БВ16 – Ач БВ19 в клиноформном залегании. Разделом между ними служат алевролиты и аргиллитоподобные глины, толщина которых по разрезу заметно меняется. Внизу эти разделы незначительны и песчаные пачки оказываются сближенными. Выше по разрезу толщина глинистых разделов увеличивается. К верхней части приурочены продуктивные пласты АчБВ14 - АчБВ152, которые постепенно сближаясь с пластом АчБВ16 в западном направлении, переходят от шельфового залегания к клиноформному.Кровля ачимовской толщи совпадает с кровлей пласта Ач БВ14.Толщина ее изменяется с запада на восток от 62 м до 162 м.Песчано-глинистая толща завершает разрез куломзинской свиты. Сложена она аргиллитоподобными глинами с отдельными и редкими прослоями алевролитов и песчаников. Содержит продуктивный горизонт БВ13. Толщина толщи колеблется от 45 м до 132 м.Толщина куломзинской свиты увеличивается в восточном направлении от 157 м до 225 м.Тарская свита (К1V) сложена чередующимися песчаниками, алевролитами и аргиллитами, сформировавшимися в условиях прибрежного мелководья.Песчаники глинистые, прослоями известковистые, от мелко- и среднезернистых до крупнозернистых в нижней части разреза, нефтенасыщеные. Среди них выделены продуктивные горизонты: БВ8-БВ12, хорошо прослеживаемые по всей территории месторождения.Толщина отложений тарской свиты колеблется от 158 м до 204 м.Вартовская свита (К1V1-К1а) сложена прибрежно-морскими и континентальными терригенными отложениями, для которых характерна фациальная изменчивость по разрезу и площади. Отложения вартовской свиты подразделяются на три подсвиты.Нижняя подсвита объединяет продуктивные горизонты группы «Б» (БВ7-БВ1), песчаники продуктивных горизонтов от тонкозернистых до мелко- и среднезернистых различной крепости, иногда уплотненные на глинистом, реже – глинисто-кремнистом цементе, слюдистые, иногда слоистые за счет переслаивания аргиллитов.Толщина нижней подсвиты изменяется от 104 м до 135 м.Средняя подсвита объединяет продуктивные песчаные пласты группы «А» (АВ7-АВ2). Песчаные пласты, сложенные в основном мелко- и мелко-среднезернистыми разностями, характеризуются фациальной изменчивостью, что затрудняет их уверенное прослеживание по площади. Толщина этих отложений изменяется от 209 м до 268 м.К верхней подсвите вартовской свиты отнесена сравнительно маломощная (23–54 м) песчано-глинистая толща пород, сформировавшаяся в прибрежно-морских условиях, отложения подсвиты представлены аргиллитами и мелкозернистыми слюдистыми песчаниками. К этой части разреза приурочен продуктивный пласт АВ1, который по литологическим признакам разделен на АВ11 и АВ12.Толщина вартовской свиты колеблется от 362 м до 424 м.Нижний-верхний отделы (К1-2)К отложениям нижнего и верхнего отделов меловой системы, объединенных в покурскую свиту, отнесены континентальные и частично прибрежно-морские осадки апт-альбского и сеноманского возраста.Покурская свита (К1а-К2с) сложена мощной толщей переслаивающихся песков, песчаников, алевролитов, глин и аргиллитов. Песчанистость свиты вверх по разрезу заметно увеличивается. Для отложений покурской свиты характерна сильная фациальная изменчивость.По диаграммам ГИС отчетливо устанавливается трехчленное строение покурской свиты:– нижняя часть, объединяющая пласты ПК17-ПК22, характеризуется частым ритмичным чередованием пластов с высокоомными и низкоомными значениями КС (стандартного каротажа);– средняя,

Отложения ачимовской толщи

Пласты группы ПК

Таблица 2.1.1. Компонентный состав пластовой нефти

Таблица 2.1.2. Компонентный состав растворенного в нефти газа по глубинным пробам нефти (однократное разгазирование)

Таблица 2.1.3. Компонентный состав растворенного в нефти газа по глубинным пробам нефти (ступенчатая сепарация)

Таблица 3.1.4. Основные показатели разработки с распределением по способам эксплуатации с начала разработки

5. Капитальные затраты.

где: Прt – прибыль руб./год.

Н – налог руб./год.

Таблица 2.1.2. Компонентный состав растворенного в нефти газа по глубинным пробам нефти (однократное разгазирование)


№ скв.
№
Интервал
Плотность газа в ст. усл., кг/м3
С о д е р ж а н и е, % мол.

пробоотборника
испытания, м
метана
этана
пропана
изо-бутана
н-бутана
изо-пентана
н-пентана
гексанов
гептаов
азота+ редких
углекислого газа

Поисково-разведочные скважины

Пласт ПК19

72



1560–1564
0.741
95.48
1.83
0.44
0.08
0.15
0.09
0.05
1.54
0
0.34

Пласт БВ112

82



2194–2196
0.836
88.89
4.70
0.48
2.45
0.25
0.63
0.05
2.26
0
0.29

Пласт ЮВ12-3

72
3375/3
2478–2485
1.198
34.40
10.57
22.52
8.84
11.74
4.94
3.76
2.18
-
0.42
0.62




3376/1
-»-
1.128
39.46
10.92
20.12
6.72
10.76
4.85
3.61
2.75
-
0.00
0.79




3392/1
-»-
1.167
36.25
11.03
21.03
8.28
11.69
4.64
3.45
2.10
-
0.75
0.68

Эксплуатационные скважины

Пласт Ач

3003
1
2425–2435
1.199
62.55
7.70
12.37
3.63
5.36
1.97
1.74
1.88
0.69
1.25
0.69

Пласт ЮВ12-3

432
1
2557–2564
1.366
50.77
9.68
17.36
5.42
7.91
2.48
2.09
1.97
0.70
0.64
0.81

454
1
2520–2525
1.261
57.11
9.15
15.35
4.42
6.36
2.02
1.72
1.61
0.59
0.76
0.77

487
1
2501–2506
1.426
48.49
8.98
17.31
5.73
8.61
2.95
2.51
2.57
0.87
0.89
0.89

491
1
2498–2505
1.341
53.22
8.62
15.97
5.08
7.57
2.54
2.16
2.05
0.73
1.06
0.81

493
1
2550–2558
1.398
50.51
8.90
16.53
5.42
8.24
2.90
2.48
2.45
0.87
0.70
0.80

502
1
2543–2551
1.530
39.18
11.53
22.79
6.87
10.16
3.02
2.49
2.20
0.76
0.38
0.46

514
1
2531–2548
1.334
51.36
10.39
17.98
5.03
7.22
2.20
1.83
1.72
0.59
0.75
0.79

521
1
2602–2613
1.318
52.50
9.89
16.49
4.79
6.88
2.29
1.84
1.71
0.60
1.27
1.59

532
1
2533–2548
1.460
44.63
10.14
19.84
6.46
9.56
2.87
2.35
2.04
0.70
0.51
0.75

539
1
2502–2512
1.300
53.97
9.60
17.09
4.93
6.97
2.09
1.72
1.54
0.52
0.60
0.83

616
1
2634–2653
1.188
64.60
7.18
11.56
3.51
5.21
2.00
1.77
2.03
0.77
0.43
0.77

1123
1
2520–2529
1.220
61.25
7.49
13.48
4.02
5.65
2.00
1.75
1.84
0.65
1.02
0.70



Таблица 2.1.3. Компонентный состав растворенного в нефти газа по глубинным пробам нефти (ступенчатая сепарация)


№ скв.
№ ступени
Интервал испытания,

м
Плотность

в станд. усл., кг/м3
С о д е р ж а н и е, % мол.

метана
этана
пропана
изобутана
н-бутана
изопентана
н-пентана
гексаны
гептаны
азота + редких
углекислого

газа

Поисково-разведочные скважины

Пласт ПК19

72



1560–1564
0.695
97.43
1.53
0.24
0.03
0.05
0.02
0.02
0.36
0
0.32

Пласт БВ112

82



2194–2196
0.739
93.02
4.51
0.33
1.13
0.09
0.18
0.01
0.44
0
0.29

Пласт БВ13

64



2296–2304
1.076
64.52
11.76
14.59
2.88
3.71
0.80
0.62
0.65
0.41
0.06

Пласт ЮВ12-3

72
1
2478–2485
0.905
58.58
10.87
14.95
4.02
5.05
1.73
1.24
0.51
-
1.83
0.86




2
– «-
0.916
57.05
11.93
16.03
4.14
4.80
1.76
1.24
0.55
-
1.27
0.88




3
– «-
1.071
41.23
14.94
23.80
6.17
7.24
2.42
1.72
0.79
-
0.38
0.93



























































































4
– «-
1.357
22.25
15.82
31.92
9.47
11.95
9.71
2.62
0.99
-
0.02
0.75




5
– «-
2.134
3.14
7.96
27.66
11.48
15.02
4.72
28.68
0.79
-
0.00
0.27

72
1
2478–2485
0.808
70.88
11.11
9.63
1.97
2.24
0.73
0.52
сл.
-
1.96
0.97




2
– «-
0.965
49.67
18.39
18.76
3.85
4.55
1.36
0.99
0.56
-
0.37
1.16




3
– «-
1.128
33.37
23.11
27.33
5.91
5.78
1.45
1.06
0.47
-
0.19
1.03




4
– «-
1.834
4.28
12.91
43.13
14.11
16.46
4.40
2.89
0.94
-
0.00
0.43


Таблица 2.1.4. Компонентный состав свободного газа

№ скв.
Интервал испытания, м
С о д е р ж а н и е, % мол.

метана
этана
пропана
изобутана
н-бутана
изопентана
н-пентана
С6+высшие
азота+редких
углекислого газа

Пласт ПК19

72
1560–1564
98.75
0.58
0.11
0.01
0.02
0.19
0.01
0.17
0.01
0.15

Пласт БВ11

60
2157–2167
93.19
2.21
0.84
0.81
0.27
0.28
0.08
1.74
0.32
0.26


Таблица 2.1.5. Физико-химические свойства пластового газа

№

скв.
Интервал опробования
Рпл,
Тпл,
Объемный
Усадка
Коэф. сжимаемкости

-
Мол.

вес
Содержание

конденсата, г/м3
Плотность

газа
Ркр,

МПа
Ткр,

0К

глубина, м

абс. отм
МПа
оС
коэф.

пласт.

нефти
%
1

МПа·10-4
газа
стабильный
сырой
абс.,

г/л
относит.






Пласт ПК19

72
1560.0–1564.0

-1447.2–1451.2
15.31
47
0.0059
169.95
0.840
16.49
4.92
5.15
0.686
0.569
4.61
191

Пласт БВ11

60
2157.0–2167.0

-2044.2–2054.2
21.20
63
0.0045
224.38
0.840
18.84
70.05
80.26
0.783
0.650
4.59
203

Пласты группы БВ

В пласте БВ102 по результатам исследования глубинных проб пластовых нефтей изучен состав растворенного газа. Растворенный газ содержит метана в среднем 72,56%, этана – 10,45%, пропана – 10,40%, бутанов – 4,41%, пентан + высшие – 1,06%. Сероводород отсутствует, из негорючих компонентов определен углекислый газ (0,23%) и азот (0,87%). Относительная плотность по воздуху составляет 0,963.

Нефтегазоконденсатные залежи содержатся в пластах БВ9, БВ101, БВ111, БВ112, БВ12, а газоконденсатные в пластах БВ1, БВ2, БВ3, БВ6, БВ7-8, БВ111 и БВ13. Эта группа наиболее полно охарактеризована анализами и представлена 18 поверхностными и 10 глубинными пробами пластовых нефтей, 7 анализами устьевых проб газа. По скважинам 58 бис, 62, 72 и 77 проведены промысловые газоконденсатные исследования, в процессе проведения которых отбирались пробы сырого конденсата и газа сепарации, и по трем объектам выполнен полный лабораторный комплекс исследования газоконденсатной системы с определением состава пластового газа и коэффициента извлечения. Пластовый газ имеет следующий состав: содержание метана – 94,93%, этана – 1,87%, пропана – 0,20%, бутанов – 0,44%, пентан + высшие 1,81%. Углекислый газ содержится в количестве 0,23%, азот – 0,52%.

Содержание метана составляет 91,46–96,29%, этана 1,22–2,39%, пропана – 0,02–2,05%, бутанов – 0,17–1,36%, пентана + высшие до 0,75%. Относительная плотность по воздуху – 0,581–0,625. Сероводород не обнаружен, содержание углекислого газа достигает 1,36%. Инертные газы содержатся в незначительном количестве. Содержание азота в пределах 0,46–5,99%. Величина среднекритического давления составляет 4,71 МПа, среднекритической температуры – 195,36ºК.

Конденсаты являются малосернистыми (0,001–0,023%), малопарафинистыми (не более 0,01%). Стабильный конденсат имеет плотность 0,752–0,792 г./см3, кинематическая вязкость при 20ºС составляет 0,882–1,368 см2/с. Молекулярный вес изменяется в пределах 97–114. Следует отметить, что с повышением температуры кипения возрастает плотность, кинематическая вязкость и показатель преломления.

По групповому углеводородному составу конденсаты относятся к преимущественно нафтеновому и метано-нафтеновому типам. Некоторое отличие групповых и фракционных составов конденсатов объясняется различными пластовыми условиями, а также условиями отбора и сепарации.

Смотрите также файлы