книги из ГПНТБ / Грицев Н.Д. Попутные газы и трапные нефти Башкирии

110

для получения стабильного газобензина, жидкого и топлив­ ного газа.

В газе рассматриваемых месторождений от сепарации нефти при этом давлении содержится от 104 до 111 г/нм9 углеводородов, входящих в состав газобензина, и от 505 до 538 г!нма углеводородов, входящих в состав жидкого газа.

2. В случае осуществления сепарации нефти при дав­ лении в трапе 1,5 ати, выделяющийся из нее газ также сле-

*иг. 11. Изменение газового фактора и удельного веса газа в зависимости от давления в трапе, при сепарации

нефти из скв. 39, Д-1 Шкаповского месторождения.

дует использовать для получения газобензина и жидкого газа. При этом надо иметь в виду, что в газе от сепарации нефти под этим давлением в трапе будет содержаться от 64 до 82 г!нм3 углеводородов, входящих в состав газобензи­ на, и от 400 до 446 г!нмъ углеводородов, входящих в состав жидкого газа.

111

3. Газ, выделяющийся из нефти при давлении сепара­ ции, равном 3,0 ати, может быть использован преимущест­ венно для получения жидкого газа. Количество углеводоро­ дов, входящих в состав газобензина, в этом газе будет ко­ лебаться от 31 до 67 г!нм3-, причем, полученный из него газобензин непременно будет иметь слишком высокую упру­ гость паров и конец кипения ниже 100°С.

го газа, в этом газе будет еще высоким, колеблющимся от

289 до 390 г/нм3.

4. Как показывают результаты сепарации нефти Шка­

112

При отсутствии большей надобности в жидком газе, газ такого состава можно использовать на месте, как топ­ ливный. Однако, перекачка на дальнее расстояние при дав­ лениях потребует предварительного извлечения из этого газа пропана и бутанов с тем, чтобы предотвратить их кон­ денсацию и образование газогидратов в трубопроводе.

Для полного представления о количественных измене­ ниях газового фактора и содержании в газе углеводородов, входящих в состав газобензина .и ^жидкого газа, были вы­

полнены расчеты, показывающие" 'их зависимость от дав­ ления сепарации. Полученные при этом данные показывают­

что для нефти, в которой больше растворено газа, с повы­ шением давления при сепарации газовый фактор и содержа­ ние суммы углеводородов от и-пентана и тяжелее падают меньше, чем для нефти с более низким содержанием раство­ ренного газа.

Так, согласно данных, приведенных в табл. 53, по ве­ личине газового фактора при 0,2 ати, нефти рассматривае­ мых, месторождений следует расположить в ряд следующим

образом: скв. 16 Шкаповского месторождения (Д-IV), скв. 86 Старо-Казанковского месторождения, скв. 29 Введенов­ ского месторождения и скв?39 Шкаповского месторожде­ ния (Д—1).

С повышением давления в трапе при сепарации нефтей, например, до 1,5 ати, газовый фактор соответственно па­ дает на 17,9%, 23,5%, 24,6% и 27,0%.

Фиг. 15. Изменение в попутном газе суммы углеводородов С3

С4 и С5+высшие в зависимости от давления в трапе при сепарации нефти из скв. 39, Д-1 Шкаповского месторождения.

Такая же закономерность прослеживается по падению суммарного количества углеводородов от и-пентана и тяже­ лее.

В отношении суммы пропана и бутанов эта закономер­ ность выражена слабее; причем, для Введеновской нефти она не подтверждается.

114

Так, например, при газовом факторе для Введеновской нефти, равном 69 м sjm, уменьшение количества пропана и бутанов составляет: при 1,5 ати 12,7% и при 3,0—32,0% в то время как для нефти из скв. 16 Шкаповского месторож­ дения, имеющей газовый фактор 123 м 3/т, уменьшение количества этих углеводородов соответственно составляет

17,1 и 27,5%.

Фиг. 16. Изменение в попутном газе суммы углеводородов С3 С, и С5 4- высшие в зависимости от давления в трапе при сепарации

нефти из скв. 16, Д-IV Шкаповского месторождения.

Отменённое отклонение от этой закономерности, види­ мо, можно объяснить тем, что на Введеновском месторож­ дении, которое эксплуатируется на режиме растворенного газа, протекает процесс интенсивного разгазирования неф­ ти в пласте. При этом условии в газе меняется соотношение в пользу метана и этана, в которых пропан и бутаны имеют лучшую растворимость, чем в нефти.

При решении последней задачи, предусмотренной на­ стоящей работой, пробы трапной нефти (отобранные при соответствующих давлениях сепарации) освобождались от растворенного газа путем приведения ее к температуре20°С И барометрическому давлению.

Вслед за этим разгазированные нефти заливались в кубик прибора Гадаскина и отгонялась широкая фракция

полной депентанизации этих нефтей, которая была найде­ на предварительными опытами.

Результаты разгазирования и разгонки нефтей, при указанных условиях, приводятся в табл. 54.

Приведенные данные позволили установить, что по при­ ведении нефтей к 20°С и барометрическому давлению, ко­ личество газа увеличивается от меньшего давления сепара­ ции к большему; причем, эти данные неодинаковы для неф­ тей разных месторождений.

Из нефти скв. 39 (Д-1) Шкаповского месторождения, отобранной из трапа под давлением 0,2 ати, по приве­ дении ее к указанным условиям, газ не выделялся. Это

11

указывает на то, что нефти такого состава (содержащие не­

значительное количество растворенного газа) наиболее полно выделяют газ при сепарации под давлением в трапе, близком к атмосферному.

По мере повышения давления при сепарации как для этой нефти, так и для остальных количество этого газа

Таблица 53

Старо-Казанковское (рифовое) месторождение —86

117

увеличивается тем более, чем выше ее газовый фактор. Ис­ ключение представляет нефть из скв. 29 Введеновского месторождения, которая при газовом факторе в 69 м31т выделяет этого газа практически столько же, сколько и нефть из скв. 16 (Д—IV) Шкаповского месторождения, имеющая газовый фактор, равный 123 м31т.

Это обстоятельство указывает на то, что газообразные и самые легкие .жидкие углеводороды при соответствующих давлениях сепарации удерживаются в этой нефти боль­ шими сорбционными силами, чем в других рассматриваемых нефтях.

Количество газа, выделяющегося из нефти при раз­ гонке до 70°С, почти одинаково для всех давлений сепара­ ции; причем, отмеченная выше связь этих количеств с вели­ чиной газового фактора выражена весьма слабо.

Наконец, количество дестиллата до 70°С отгоняется от нефти, отобранной при всех давлениях сепарации, не одинаково. Однако, связь этих количеств (выходов) с ве­ личиной газовых факторов нефтей выражена так же за­ метно; как и для количества газа, выделившегося из нефти, по приведении ее к 20°С и барометрическому давлению.

В данном случае от нефти из скв. 29 Введеновского ме­ сторождения отогналось дестиллата до 70°С больше, чем от остальных нефтей, и почти столько же, сколько из нефти ; скв. 16 (Д—IV) Шкаповского месторождения.

Это дает возможность обоснованно утверждать, что нефть Введеновского и нефть из четвертого пласта Шкапов­ ского месторождений достаточно близки по количеству лег­ ких углеводородов и, видимо, всех светлых продуктов.

Эти последние для нефти .Введеновского месторожде- , ния являются абсорбентом, удерживающим наиболее тя- ' желые компоненты газа и, следовательно, понижающие общий газовый фактор.

На основании всех вышеприведенных данных было под­ считано общее количество газа на тонну нефти от разных давлений ее сепарации, которые приводятся в табл. 55.

Из приведенных данных видно, что наибольший общий газовый фактор соответствует давлению сепарации нефти, равному 0,2 ати. Более низкие газовые факторы, соответ­ ствующие повышенным давлениям сепарации нефти, не бы­ ли доведены до этих размеров ни разгазированием нефти при 20°С и барометрическом давлении, ни при разгонке еедо,70°С.

120