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

Таблица 18

Состав газа

на колеблется в заметных пределах. Пределы колебания азота и более тяжелых углеводородов можно считать незначительными за исключением скв. 42, в газе кото­ рой азота больше, чем в газе других исследованных скважин.

Средние данные состава газа по всем исследованным скважинам центральной части месторождения приводятся в табл. 18.

Как видно из приведенных данных, характерной осо­ бенностью газа рассматриваемого месторождения является довольно высокое содержание в нем азота, равное 44,0%.

Благодаря этому на долю балластных компонентов в этом газе приходится 45,0% и на долю всех углеводородов 55,0% по объему.

30

Этот газ, в сравнении с газами других месторождений республики, обладает пониженной теплотворностью, рав­ ной 9250 ккал нм3 при 20°С.

Несмотря на это, в углеводородной части газа содер­ жится пропана и бутанов 530 г нм3, а пентанов плюс выс­ шие 109 г нм 3. С этой точки зрения попутный газ приведен­ ного состава целесообразно отбензинивать. При этом сле­ дует иметь в виду то, что теплотворность отбензиненного газа будет значительно ниже показанной для жирного газа, отобранного из трапов при давлении 0,2 ати.

Вследствие этого стоимость транспортировки на даль­ нее расстояние, например, одного миллиона калорий тако­ го газа будет выше, чем для газов других месторождений Башкирии.

Поэтому желательно предусмотреть использование от­ бензиненного газа на месте добычи в рабочих поселках и на промышленных предприятиях.

Помимо этого, такое заключение об использовании от­ бензиненного газа принуждают нас сделать размеры ресур­ сов газа, которые при указанных газовых факторах будут незначительными.

С учетом того, что общая площадь Арланского место­ рождения в несколько раз больше той, по которой выполне­ ны исследования газа, следует считать изучение его соста­ ва по месторождению в целом незавершенным.

Через 2—3 года, когда будет разбурено и введено в

эксплуатацию все месторождение, к уточнению состава газа необходимо возвратиться, при возможности, по от­ дельным куполам.

Состав газа Орьебашского месторождения

Орьебашское месторождение нефти находится недалеко от Арланского.

Как по площади, так и по запасам нефти это месторож­ дение значительно уступает первому. Отбор проб газа для изучения его состава производился нами во время пробной эксплуатации промысла во второй половине 1958 г., кото­ рая осуществлялась при частых и длительных остановках скважин из-за отсутствия достаточной емкости резервуар­ ного парка и налаженного сбыта добываемой нефти.

Пробы газа отобраны из двух действующих скважин, расположенных в центральной части залежи.

31

Условия отбора проб газа и результаты его исследо­ вания по отдельным скважинам приводятся в табл. 19.

Состав газа из этих скважин заметно отличается по содержанию почти всех компонентов. Поэтому нужно что­ бы после ввода в эксплуатацию основного фонда скважин nd орьебашской залежи провести уточнение состава газа по пробам, отобранным из большего числа трапов.

Ориентировочные средние данные состава газа для цент­ ральной части этого месторождения приводятся в табл. 20.

примыкает к Орьебашскому.

Как по площади, так и по запасам нефти это месторожде­ ние, видимо, будет уступать последнему.

Отбор проб газа для исследования производился во время пробной эксплуатации промысла во второй по-

32

ловине 1958 г., когда ни размеры площади залежи, ни за­ пасы нефти еще не были определены.

Все восемь проб газа отобраны из четырех скважин, расположенных в юго-западной части залежи, которая на­ ходится в непосредственной близости к Орьебашскому ме­ сторождению.

Условия отбора проб газа и результаты его исследова­ ния по отдельным скважинам приводятся в табл. 21.

Из приведенных данных можно заметить, что при одина­ ковых давлениях и близких температурах (скв. 14, 17, 16) в составе газа из разных скважин не наблюдается сущест­ венных различий.

Газ из скв. 22 характеризуется более повышенным удель­ ным весом и большим содержанием углеводородов от и-бу-

Таблица 20

Таблица 21

Номера скважин и дата отбора проб

тана до гексанов плюс высшие, что следует объяснить более высокой температурой газа, имевшей место при отборе проб и при сеперации нефти. Можно надеяться, что в теплое и жаркое время года газ рассматриваемого место­ рождения будет более жирным, чем показано в приведен­ ной таблице.

Средний состав газа, по исследованным скважинам югозападной части залежи, показан в табл. 22.

Как по составу газа из отдельных скважин, так и по средним данным видно, что азота содержится в нем весьма значительное количество, которое вместе с углекислотой занимает 36,4% объема газа. Таким образом, на долю угле-

34

водородов приходится только 63,6%, благодаря чему низшая теплотворность газа равна 9655 ккал'нм3.

Однако, несмотря на это, в углеводородной части газа содержится 437 г,нм 3 пропана и бутанов и НЗг-нм3 пен­

танов плюс высшие.

Естественно, что газ такого состава следует отбензини­ вать.

Сравнение состава газа угленосной свиты нижнего карбона

По средним данным состава газа угленосной свиты ниж­ него карбона, приведенным в табл. 24, можно заметить следующее:

35

1. В составе газа Туймазинского, Александровского и Копей-Кубовского месторождений содержится серово­ дород в количестве 0,1—1,5% по объему, или 2—26 г!нмл.

По исследованным скважинам в газе остальных место­ рождений сероводород не обнаружен.

При последующих работах по уточнению состава газа Арланского, Чераульского и Орьебашского месторождений по пробам из большего количества всех купольных подня­ тий на выявление сероводорода в газе должно быть обра­ щено особое внимание.

Следует заметить, что по данным Е. И. Суханкина, от­ носящимся к 1938—1942 гг., в газе из скважин Туймазинско­ го месторождения количество сероводорода было отмечено

впределах 0,1—3,4% по объему.

2.Газы всех месторождений этого типа''характеризуют­ ся весьма высоким содержанием азота, что существенно сказывается на понижении их теплотворности и на увеличе­ нии относительного удельного веса.

Наибольшее содержание азота в газе (34,5—45,6%) ха­ рактерно для Туймазинского, Арланского, Чераульского

иКопей-Кубовского месторождений; несколько понижен­ ное, но достаточно высокое (27,0—31,8%), —для Алек­ сандровского, В.-Манчарского и Орьебашского месторож­ дений.

3.Газы всех этих месторождений содержат заметное

количество углекислоты (0,3—-2,5% по объему).

4. По наибольшему содержанию метана близки друг к другу газы Туймазинского и В.-Манчарского месторож­ дений (32,9 и 33,9%). По более пониженному содержанию метана наиболее близки друг к другу газы Копей-Кубов­ ского, Александровского и Чераульского месторождений (соответственно 27,0, 27,2 и 26,0%). Наконец, по самому меньшему содержанию метана можно объединить газы Арланского и Орьебашского месторождений (17,6—21,9% по объему).

5. По содержанию этана можно сгруппировать Алексан­ дровское, Орьебашское и Чераульское месторождения, в газе которых его содержится 14,5%. В газе остальных месторождений содержание этана находится в пределах

36