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

и по Александровской площади из трапов нескольких скважин при давлении 0,2 ати.

Результаты этих исследований приводятся в табл. 12. Эти данные показывают, что газ из скв. 63 Туймазинской площади отличается от состава газа, приведенного в табл. 10, незначительно. Судя по пределам колебания отдельных компонентов в газе, отобранном из нескольких скважин в начальный период разработки площади, газ, подобный отобранному из скв. 63, встречался и в тот пе­

риод.

Средний состав газа Александровской площади по данным наших исследований приводится в табл. 13.

20

Таблица 11

табл. 11, показывает, что газ Александровской площади, относящейся к начальному периоду ее разработки, был легче, чем в настоящее время.

Утяжеление газа этой площади прослеживается по бо­ лее высокому относительному удельному весу и по содер­ жанию в нем большего количества углеводородов от про­ пана и тяжелее. Так, например, в газе из скважин этой

отобранном из скважин в 1958 г., количество этих угле­ водородов увеличилось до 705 г!нм*.

Отмеченные различия в составе газа следует объяснить еще и тем, что его пробы для исследования отбирались в 1953 г. во второй половине ноября (в холодное время), а в 1958 г. в июне (в жаркое время).

21

В связи с этим, при одном и том же давлении сепарации, в нашем случае газ выделялся из нефти с большим коли­ чеством тяжелых углеводородов, а, следовательно, и в большем количестве.

В составе рассматриваемого газа на долю неуглеводо­ родных компонентов приходится 27,9% и на долю углево­ дородов 72,1% по объему.

Общее количество пропана и бутанов в этом газе состав­ ляет 575 г;нм3, а пентанов плюс высшие —130 г’нм3. По

1 Проба газа отобрана из затрубного пространства.

22

Таблица 13

Состав газа

содержанию этих углеводородов газ рассматриваемой площади заслуживает высокой оценки, нов связи с нали­ чием сероводорода его использование значительно услож­ няется.

Состав газа Копей-Кубовского месторождения

Небольшое Копей-Кубовское месторождение, располо­ женное в 30—35 км юго-восточнее Туймазинского, разра­ батывается с 1956 г.

Добыча нефти и попутного газа осуществляется на этом месторождении четырьмя скважинами, по двум из которых отобраны пробы и выполнены исследования газа.

Результаты этих исследований показываются в табл. 14.

23

Приведенные данные позволяют установить, что в газе этого месторождения на долю неуглеводородных компо­ нентов приходится 38,5% и на долю углеводородов 61,5% по объему.

В углеводородной части газа содержится пропана и бутанов 363 г/шт*. а пентана плюс высшие —108 гнм3. Это позволяет оценить рассматриваемый газ как сырье для газо­

1,2—1,8% (23,0г/нм3) сероводорода, перед всяким использо­ ванием должна производиться его очистка, а также защита нефтяных резервуаров, нефте- и газопроводов от коррозии.

24

Состав газа В.-Манчарского месторождения

В.-Манчарское (Чекмагушское) месторождение нефти вступило в эксплуатацию в 1957 г.

Исследование попутного газа этого месторождения выполнено в 1958 г. по пробам, отобранным из действую­ щих скважин, равномерно размещенных по площади залежи.

отдельных компонентов в газе из разных скважин колеб­ лется незначительно.

Сероводород в газе из исследованных скважин не об­ наружен.

Обращает на себя внимание различие в составе газа этого месторождения из скв. 42 и 87, отобранного в октябре

67,3%.

Иначе говоря, количество этих компонентов в газе, ото­ бранном в летнее жаркое время против осеннего холодно­ го времени, относительно понизилось.

Вместе с тем, содержание углеводородов от пропана до гексанов плюс высшие в газе из этих скважин, отобран­ ном летом 1958 г., увеличилось против газа, отобранного осенью 1957 г.

Так, количество пропана и бутанов в газе, отобран­

с изменением газового фактора для каждой нефти, который

25

будет меньше для холодного времени года и больше для жаркого.

Уменьшение или увеличение газового фактора, как и облегчение или утяжеление газа будет сказываться на со­ держании большего или меньшего количества головных углеводородов в трапной нефти.

Это обстоятельство должно учитываться на газобензино­ вых заводах и нефтестабилизационных установках при планировании выработки продукции в различное время года.

Так, в холодное время года газобензиновые заводы будут получать от промыслов меньше газа, а в его соста­ ве будет содержаться меньше углеводородов от пропана до гексанов плюс высшие.

Вместе с тем, на стабилизационные установки будет поступать нефть с большим содержанием головных угле­ водородов в холодное время года, чем в жаркое.

Как следует из вышеприведенных данных, падение количества первых четырех компонентов и увеличение коли­ чества углеводородов от пропана до гексанов плюс высшие в газе, отобранном в июне 1958 г., против газа, отобран­ ного в октябре 1957 г., для скв. 42 выражается меньшими относительными цифрами, чем для скв. 87.

По нашему мнению, это объясняется не столько раз­ личиями в составе нефти названных скважин, сколько раз­ ными температурами, имевшими место при отборе проб газа или при сепарации нефти.

Как уже отмечалось выше, эта температура для скв. 42 была равна 16°С, а для скв. 87 — 25°С. Следовательно, от­ меченные изменения в составе газа находятся в полном соответствии с упругостью паров нефти, которая меняет­ ся с изменением температуры.

Средние данные состава газа по этому месторождению приводятся в табл. 16.

Как видно из приведенных данных, в газе рассматри­

мого месторождения следует оценить как сырье для газо­ бензиновых заводов, переработка которого не связана с очисткой от вредных примесей.

27

Таблица 16

Состав газа Арланского месторождения

Втектоническом отношении угленосная толща нижнего карбона Арланского поднятия осложнена рядом отдель­ ных куполов, наименование которым присвоено по на­ званию близлежащих населенных пунктов.

Внастоящее время установлены следующие купольные

поднятия: Соколовское, Ашитовское, Нагаевское, Актанышевское, Уртаульское, Арланское, Можаровское.

Изучение состава газа Арланского месторождения было выполнено во втором полугодии 1958 г. по пробам, отобран­

28

ным во время пробной эксплуатации промысла, в основном из скважин центральной части залежи.

Десять проб газа взято из трапов пяти скважин. Скв. 42 пробурена на Нагаевском куполе, а скв. 5, 77, 27, 39 — в

29