Разработка нефтяных месторождений глава Понятия и параметры, определяющие процессы добычи углеводородов

Приложение 3. 
П.3.1. Классификация составов нефтей 
Состав нефтей и содержание в них асфальтенов, смол, парафинов, серы 
существенно влияет на физические свойства нефти, на процессы 
вытеснения и, следовательно, на выбор метода, технологии извлечения 
нефти.
Согласно принятому документу ГОСТ Р 51858–2002 нефти класси-
фицируются: 
По содержанию серы 
Содержание серы 
Типы нефтей 
До 0,6% 
Малосернистые 
От 0.6 до 1,8% 
Сернистые 
От 1,8 до 3,5 % 
Высокосернистые 
Более 3,5 % 
Особо высокосернистые 
По содержанию парафинов 
Содержание парафина 
Типы нефтей 
До 1,5% 
Малопарафинистые 
От 1,5 до 6% 
Парафинистые 
Более 6 % 
Высокопарафинистые 
По содержанию асфальтенов и смол 
Содержание 
Типы нефтей 
До 5% 
Малосмолистые 
От 5 до 15% 
смолистые 
Более 15 % 
Высокосмолистые 
По плотности 
Плотность нефти при 15˚, кг/м
3
 
Плотность нефти при 20˚, кг/м
3
 
Типы нефтей 
До 834,5 
До 830 
Особо легкая 
От 834,5 до 854,4 
От 830 до 850
Легкая 
От 854,4 до 874,4 
От 850до 870 
Средняя 
От 874,4 до 899,3 
От 870 до 895 
Тяжелая 
Более 899,3 
Более 895 
Битуминозная 
По вязкости 
Вязкость нефти, мПа×с 
Типы нефтей 
≤5 
С незначительной вязкостью 
>5 ≤10 
Маловязкая 
>10 ≤30 
С повышенной вязкостью 
>30 
Высоковязкая 
П. 3.2. Эффективная температура. 
Эффективная температура определяется по результатам лабораторных 
исследований, зависит от состава и свойств нефтей, теплофизических ха-
рактеристик породы коллектора, нефти, закачиваемой воды. На рисунке 
п.3.1. представлена зависимость изменения динамической вязкости от тем-
пературы. Заштрихованная область это интервал изменений эффективной 

---

температуры 
Т
эф
, который определяют по результатам лабораторных ис-
следований [23,24]. Дальнейшее нагревание нефти практически не дает 
значительного уменьшения вязкости, следовательно, позволяет уменьшить 
затраты на тепловую энергию. 
Рис. п. 3.1.
Зависимость динамической вязкости от температуры пласта 
А–4 Гремихинского месторождения 
П.3.3. Начальный градиент давления 
В приложении 1 приведено уравнение пьезопроводности вязкопла-
стичных нефтей (п.1.9), в правую часть которого входит начальный гради-
ент давления 
g.
В работах [39,40] разработан способ определения началь-
ного градиента давления по результатам интерпретации гидродинамиче-
ских исследований скважин на установившихся режимах фильтрации. 
Уточненная формула для определения начального градиента имеет вид: 
c
c
c
r
R
Ln
r
r
R
p
g




*
(п.3.1)
где 
g
– начальный градиент давления,
∆p
*
– депрессия, необходимая для 
преодоления начального градиента давления.
 R 
– радиус контура питания, 
r
c
– приведенный радиус скважины. На рис. п. 3.2. приведена индикатор-
ная диаграмма скважины 12 Русского месторождения. 
Рис. п. 3.2.
Индикаторная диаграмма скв.12 Русского месторождения. 

---

Из уравнения прямой (индикаторной линии), построенной в координа-
тах