Состав попутных газов нефти Самотлорского месторождения Западной Сибири
Автор: Aleksandr Zaharkov • Январь 9, 2021 • Реферат • 593 Слов (3 Страниц) • 493 Просмотры
Для оценки ресурсов и компонентного состава попутных газов нефти Самотлорского месторождения Западной Сибири были отобраны и разгазированы при пластовой температуре на УИПН-2м глубинные пробы нефтей этого месторождения из пластов А-1 (скв. 14) и Б-VШ (скв. 12). Данные приведены в таблице 1.
Таблица 1 – Состав газа и легких углеводородов
Номер скважины | Глубина анализа | Углеводороды | |||||
С2H6 | С3H6 | И – С4H10 | |||||
на поверхн. нефть | на пласт. нефть | на поверхн. нефть | на пласт. нефть | на поверхн. нефть | на пласт. нефть | ||
14 (пласт А-1) | до C4 | 0,001 | 0,001 | 0,127 | 0,114 | 0,121 | 0,108 |
до C5 | 0,001 | 0,001 | 0,127 | 0,114 | 0,121 | 0,108 | |
12 (пласт Б-VIII) | до C4 | 0,006 | 0,005 | 0,203 | 0,181 | 0,181 | 0,161 |
до C5 | 0,006 | 0,005 | 0,203 | 0,181 | 0,181 | 0,161 |
Анализ отобранных проб газа производился хроматографическим методом с использованием хромагографов ГАХ-21 и ХЛ-4. На ГАХ-21 осуществлялось разделение неуглеводородных газов и метана при следующих условиях:
- неподвижная фаза — цеолит САХ,
- длина колонки — 1м,
- температура термостата — комнатная,
- газ-носитель — гелий, 100 мл/мин.
Углеводородные газы до С5 разделялись на хроматографе ХЛ-4. Условия анализа:
- неподвижная фаза — вазелиновое масло (20%) на ИНЗ-600,
- температура термостата 50°С,
- газ-носитель — гелий, 100 мл/мин,
- длина колонки — 4 м.
Определение содержания двуокиси углерода в газе осуществлялось на химическом газоанализаторе ВТИ-2. По установленному компонентному составу газа рассчитывалась его плотность при нормальных условиях и производился пересчет объемных процентов в весовые.
Количество газа, выделяющегося из 1 см3 нефти при ступенчатом сбросе давления на одну атмосферу, для всех проб одинаково возрастает с уменьшением общего давления в системе. Плотность газа и нефти по ступеням при дифференциальном разгазировании также возрастает при сбросе давления, что говорит об увеличении содержания в газе, особенно последней ступени, тяжелых углеводородов С4—С5. Общее количество газа, выделяющегося из 1 м3 нефти при ее контактном разгазировании для проб из скважин 14 (пласт А-1) и 12 (пласт Б-VIII) составляет соответственно 95,01 и 78,38м3.
Состав попутного газа, выделившегося при разгазировании в общий объем, представлен в таблице 2.
Состав газа при ступенчатом разгазировании пластовой нефти с отбором в общий объем*)
Компонент | 60 ати | 40 ати | 20 ати | 16 ати | 6 ати | 0 ати | |||||||||||||||||
% об | % вес | % об. | % вес | % об. | % вес | % об | % вес | % ,об | 1 % вес | % об | % вес | ||||||||||||
пласт А-1 | пласт Б-УШ | пласт А-1 | пласт Б-УШ | пласт А-1 | пласт Б-УШ | пласт А-1- . | пласт Б-УШ , | пласт А-1 | пласт Б-УШ | пАст А-1 | пласт Б-УШ | пласт А-1 | пласт Б-УШ | пласт А-1 | плабг Б-УШ | пласт А-1 | пласт Б-УШ | пласт А-1 | пласт Б-УШ | пласт А-1 | пласт Б-УШ | пласт А-1 | пласт ■ Б-УШ |
С1 | 92,23 | 90,55 | 82,08 | 79,80 | 91,90 | 89,44 | 81,76 | 77,00 | 90,88 | 87,90 | 79,30 | 74,20 | 90,49 | 86,52 | 78,30 | 71,20 | 88,75 | 84,52 | 74,50 | 66,20 | 82,41 | 70,43 | 61,50 | 44,10 |
с2 | 1,64 | 3,10 | 2,92 | 5,48 | 1,70 | 3,28 | 3,03 | 5,65 | 1,94 | 3,64 | 3,39 , | , 6,15 | 2,05 | 3,96 | | 3,55 | 6,51 | 2,39 | 4,75 | 4,00 | 7,45 % | 3,35 | 6,00 | 5,00 | 7,50 |
С3 | 1,86 | 2,83 | 4,55 | . 6,90 | 2,06 | 3,38 | * 5,04 | 8,20 ( | , 2,58 | 4,1.1 | 6,17 | 9,60 | 2,71 | 4,701 | 6,45 | 10,70 | 3,50 | 6,40 | 8,10 | 13,70 | !т,86 | ; 12,78 | ' 12,10 | 22,00 |
И-С4 | 0,46 | 0,38 | 1,48 | 1,22 | 0,48 | 0,44 | 1,53 | 1,35 | 0,76 | 0,55 | 2,36 | 1,64 | 0,90 | 0,64 | • 2,81 | 1,90 | 1,02 | 0,97 | 3,11 | 2,74 | 2,06 | 1 2,28 | 5,60 | 5,15 |
н-с; | 0,89 | 0,44 | 2,88 | 1,40 | 0,91 | 0,54 | 2,92 | 1,68 | 0,96 | 0,86 | 3,02 | 2,63 | 1,00 | 1,07 | 3,13 ’ ( | 3,20 | 1,30 | 1,70 | 3,96 | 4,80 | „ 2,10 | 4,78 | 5,70 . | 10,80 |
и-с5 | 0,20 | 0,25 | 0,84 | 0,99 | 0,19 | 0,24 | 0,73 | 0,92 | 0,23 | 0,26 | 0,90 | 0,99 | 0,24 | 0,29 | 0,95 | 1,05 | 0,30 | 0,41' | 1,14 | 1,44' | ' 0,99 | 1,20 | 3,34 | 3,37 |
н-с5 | 0,22 | 0,35 | 0,90 | 1,39 | 0,21 | 0,31 | 0,81 | 1,20 | 0,23 | 0,32 | 0,90 | 1,22 | 0,24 | 0,35 | 0,92 | 1,26 | 0,31 | 0,42 | 1,16 | 1,48 | 0,96 | 1,15 ' | 3,23 | 3,27 |
с6 | - | - | - | _ . | < - | - | - | - | - | - | — | - | - | 0,05 | - | 0,22 | - | 0,20 | - | 0,84 | 0,13 | 0,89 | 0,45 | . 2,97 |
2 | 2,31 к | 1,82 | 3,60 | . 2,80 | 2,22 | 1,87 | 3,46 | 2,82-^ | 2,08 | 2,02“ | 3,17 | 2,99 | 2,04 ■ | 1,83 * | 3,10 | 2,63 | * 1,90 | - | 2,80 | - | 1,69 | - | 2,18 | - |
С02 | 0,20 | 0,28 | 0,75 | * 0,02 | 0,30 | 0,5» | # 0,74 | 1,18 - | 0,34 | 0,25 | 0,79 | 0,58 | 9,зз | 0,59 | 0,79 | 1,33 | 0,54 | 0,63 Г | ' 1,23 | 1,35 | 1,45 | 0,49 | 0,90 | 0,84 |
*) | Разгазирование | проводилось | при | пластовой | температуре; | 65°С | для пласта | А-1 и 75°С | для пласта | Б-УШ. |
Попутный газ из пласта А-I (скв. 14) характеризуется более высоким содержанием метана, чем газ из пласта Б-VШ (скв. 12), но газосодержание нефти из пласта А-I выше такового пласта Б-VШ.
Как и следовало ожидать, при уменьшении давления в системе в процессе ступенчатого разгазирования содержание метана в попутном газе уменьшается, а углеводородов С3—С5 увеличивается.
После разгазирования пластовой пробы нефти до атмосферного давления в ней остается в растворенном виде значительное количество углеводородов С2—С5. Выход и состав газов, оставшихся растворенными в разгазированной нефти представлен в таблице 2.
...