Физико-химические свойства и состав пластового газа и конденсата

Физико-химические свойства и компонентный состав свободного газов изучены по результатам анализов 9 проб из 5 скважин пластов XIII, XVI₁, XVI_1.2, XVI₂, XVI₁,_2,3, XVI_3,4 блоков I, I^a, II. Состав пластового газа на основе промыслово-лабораторных данных получен только для залежи пласта XVI₁ блока I^a, для остальных — расчетным путем (Таблица 6 А Приложения А).

В целом, пластовый газ месторождения относится к высококонденсатным. Как видно из таблиц, характерным для месторождения является небольшая изменчивость его состава по разрезу. Метан является основным компонентом, и в составе газа его содержание в объемных процентах изменяется от 92,2 (IV пласт) до 88,3 (XVI₁ пласты). Содержания этана изменяется — от 5,3 до 3,2%, пропана — от 2,2 до 1,2%, бутанов — от 1,4 до 0,3%, С₅₊ — от 2,7 до 1,2%. Балластные газы присутствуют в незначительных количествах — от 0,6 до 1,2%, содержания азота не превышает 0,8%, углекислого газа — 0,9%, сероводород и меркаптаны не обнаружены.

В составе свободного газа содержится метана 88,1 — 95,4%, этана — 2,8 — 6,1%, пропана — 0,9 — 2,7%, бутанов — 0,2 — 1,4%, С₅₊ — от следовых количеств до 0,8%. Содержание азота не превышает 0,8%, углекислого газа — 1,0%, сероводород не обнаружен (Таблица 7 А Приложения А). По геохимической классификации И. С. Старобинца, газ месторождения относится к сухим, низкоазотным, низкоуглекислым и не содержащим сероводород. Теплотворная способность газов составляет: Qн =34 700−40 080 кДж/м³, Qв = 38 440−44 200 кДж/м³.

Свойства конденсатов близки как по разрезу, так и по площади месторождения. Плотность конденсатов изменяется от 0,747 до 0,815 г/см³, молекулярная масса — от 121 до 132 г/моль, вязкость при 20° С — от 0,77 до 1,29 сСт. Конденсаты состоят из углеводородов, выкипающих до 270 — 300° С и по содержанию керосино-масляных фракций относятся к среднекеросиновым. Конденсаты бессернистые (0,02 — 0,04%), малопарафинистые (0,19 — 1,17%). Содержания асфальтенов и силикагелевых смол низкие, составляют соответственно 0,01 — 0,08 и 0,24 — 0,38%. Групповой углеводородный состав конденсатов разнообразен, в зависимости от расположения скважин на структуре, их типы (по классификации А.Ф. Добрянского) сменяются с метано-нафтенового, на нафтеновый и нафтено-метановый (Таблица 8 А, 9 А Приложения А).

На рисунке 1 Б (Приложение Б) приведены зависимости изменения плотности конденсата при снижении давления для залежей пластов XI, XVI_3,4 блока I и пластов XVI₁ блока I^а.

По товарной характеристике конденсаты месторождения являются хорошим сырьем для получения ароматических углеводородов при каталитическом риформинге. Газы месторождения могут служить ценным источником топлива для коммунально-бытовых и энергетических целей.