2.1.2 Молекулярная масса
Молекулярная масса (ММ) также является одной из важнейших характеристик газоконденсата, ведь на основании этой величины можно определить структурно-групповой состав. Чем меньше ММ, тем больше легких углеводородов присутствует в ГК. Между ММ и температурой кипения существует прямая зависимость. У конденсатов она находится в интервале 92-150, но чаще всего значение ММ соответствует 100-125. Определение данной характеристики проводилось по методике ВНИГНИ криоскопическим методом. Сущность данной методики заключается в определении разности температур застывания чистого растворителя и того же количества растворителя с навеской пробы нефтепродукта.
Также по показателю преломления n, определенному на рефрактометре ИРФ-454-Б2М, можно приближенно рассчитать ММ для проверки результатов, полученных криоскопическим методом. Для этого используется формула:
Мк = −19,25 + 109,252к2, (2.1)
где n – показатель преломления, к – плотность конденсата, вычисленная с помощью формулы:
к = 1,99337 – 2,09066 (2.2)
Результаты по определению молекулярной массы приведены в таблице 2.3.
Таблица 2.3 – Результаты определения молекулярной массы
| Интервал перфорации | 3315-3350 | 3335-3370 | 3360-3387 | 3379-3400 | 3986-4026 | 4015-4048 |
| Молекулярная масса | 110 | 114 | 120 | 116 | 109 | 111 |
Таблица 2.4 – Результаты определения показателя преломления
| Интервал перфорации | 3315-3350 | 3335-3370 | 3360-3387 | 3379-3400 | 3986-4026 | 4015-4048 |
| Показатель преломления | 1,4310 | 1,4326 | 1,4314 | 1,4295 | 1,4315 | 1,4284 |
На основании данных таблицы 2.3 построен график изменения молекулярной массы в зависимости от интервала перфорации.
По данному графику видно, что молекулярная масса стабильного конденсата Уренгойского месторождения колеблется в интервале 109-116. На основании данных можно сделать вывод, что с увеличением глубины отбора газоконденсата значение молекулярной массы меняется незначительно в пределах одного пласта.
2.1.3 Вязкость
Является не менее важной характеристикой газоконденсатов. Интервал кинематической вязкости – 0,7 – 3 мм2/с при 20°С. Для большинства газоконденсатов этот показатель не превышает 2 мм2/с.
Имея данные о вязкости, можно примерно оценить состав ГК. Закономерность такова: увеличение вязкости связано с возрастанием ММ сырья. Чем ГК тяжелее, тем больше в его составе находится тяжелых фракций, следовательно тем выше будет его вязкость. В газоконденсатах в малых количествах содержатся смолисто-асфальтеновые вещества, поэтому его вязкость по сравнению с нефтью, в которое содержание САВ выше, гораздо меньше.
Вязкость и плотность измеряется в интервале температур от 0 до 50°С, чтобы рассчитать технологические параметры.
Определяется по ГОСТ 33-2000. Сущность метода заключается в измерении калиброванным стеклянным вискозиметром времени истечения определенного объема испытуемой жидкости. Результаты приведены в таблицах 2.5-2.10 в зависимости от интервала перфорации.
Таблица 2.5 – Результаты определения кинематической, динамической вязкостей и плотности, интервал перфорации 3315-3350 м
| Температура, оС | Плотность, кг/м3 | Кинематическая вязкость, мм2/с | Динамическая вязкость, МПа*с |
| 0 | 779,2 | 1,495 | 1,164 |
| 10 | 770,9 | 1,315 | 1,014 |
| 20 | 764,7 | 1,149 | 0,879 |
| 30 | 754,3 | 1,021 | 0,770 |
| 40 | 746,7 | 0,928 | 0,693 |
| 50 | 738,1 | 0,832 | 0,614 |
Таблица 2.6 – Результаты определения кинематической, динамической вязкостей и плотности, интервал перфорации 3335-3370 м
| Температура, оС | Плотность, кг/м3 | Кинематическая вязкость, мм2/с | Динамическая вязкость, МПа*с |
| 0 | 778,2 | 1,483 | 1,154 |
| 10 | 769,4 | 1,305 | 1,004 |
| Продолжение таблицы 2.6 | |||
| 20 | 761,1 | 1,131 | 0,861 |
| 30 | 753,4 | 1,012 | 0,762 |
| 40 | 745,6 | 0,918 | 0,684 |
| 50 | 737,3 | 0,827 | 0,610 |
Таблица 2.7 – Результаты определения кинематической, динамической вязкостей и плотности, интервал перфорации 3360-3387 м
| Температура, оС | Плотность, кг/м3 | Кинематическая вязкость, мм2/с | Динамическая вязкость, МПа*с |
| 0 | 777,1 | 1,467 | 1,140 |
| 10 | 768,9 | 1,299 | 0,999 |
| 20 | 760,7 | 1,131 | 0,860 |
| 30 | 752,5 | 1,003 | 0,755 |
| 40 | 744,3 | 0,899 | 0,669 |
| 50 | 736,2 | 0,808 | 0,594 |
Таблица 2.8 – Результаты определения кинематической, динамической вязкостей и плотности, интервал перфорации 3379-3400 м
| Температура, оС | Плотность, кг/м3 | Кинематическая вязкость, мм2/с | Динамическая вязкость, МПа*с |
| 0 | 773,2 | 1,448 | 1,120 |
| 10 | 764,6 | 1,145 | 0,875 |
| 20 | 756,7 | 1,074 | 0,813 |
| 30 | 749,5 | 0,962 | 0,721 |
| Продолжение таблицы 2.8 | |||
| 40 | 740,9 | 0,859 | 0,636 |
| 50 | 732,7 | 0,784 | 0,574 |
Таблица 2.9 – Результаты определения кинематической, динамической вязкостей и плотности, интервал перфорации 3986-4026 м
| Температура, оС | Плотность, кг/м3 | Кинематическая вязкость, мм2/с | Динамическая вязкость, МПа*с |
| 0 | 767,1 | 1,283 | 0,984 |
| 10 | 758,1 | 1,180 | 0,895 |
| 20 | 749,4 | 1,131 | 0,848 |
| 30 | 742,3 | 0,875 | 0,650 |
| 40 | 735,8 | 0,814 | 0,598 |
| 50 | 727,3 | 0,789 | 0,574 |
Таблица 2.10 – Результаты определения кинематической, динамической вязкостей и плотности, интервал перфорации 4015-4048 м
| Температура, оС | Плотность, кг/м3 | Кинематическая вязкость, мм2/с | Динамическая вязкость, МПа*с |
| 0 | 771,9 | 1,338 | 1,033 |
| 10 | 764,5 | 1,253 | 0,958 |
| 20 | 754,5 | 1,131 | 0,853 |
| 30 | 748,2 | 0,953 | 0,713 |
| 40 | 741,9 | 0,928 | 0,688 |
| 50 | 732,4 | 0,810 | 0,593 |
На основании данных таблиц 2.5-2.10 построен график изменения кинематической вязкости и плотности в зависимости от температуры при различном интервале перфорации.
По данному графику видно, что кинематическая вязкость стабильного конденсата Уренгойского месторождения колеблется в интервале 0,8-1,5. На основании данных можно сделать вывод, что с увеличением глубины отбора газоконденсата значение кинематической вязкости меняется незначительно в пределах одного пласта.
2.1.4 Содержание общей серы
Наличие серы и сернистых соединений строго регламентируется, вследствие важно определять их количество в сырье для того, чтобы установить дополнительное оборудование для очистки от данных соединений. Очистку от серосодержащих примесей нужно проводить с целью защиты от коррозии транспортирующего и перерабатывающего оборудования, а также для получения продуктов высокого качества.
В лаборатории определение содержания серы проводится по ГОСТ 19121-73. Сущность метода заключается в сжигании нефтепродукта в лампе в чистом виде или после разбавления растворителем с последующим поглощением образовавшихся оксидов серы раствором углекислого натрия и титрованием соляной кислотой [7].
Результаты исследования газоконденсата на содержание серы приведены в таблице 2.11.
Таблица 2.11 – Результаты определения содержания общей серы
| Интервал перфорации | 3315-3350 | 3335-3370 | 3360-3387 | 3379-3400 | 3986-4026 | 4015-4048 |
| Содержание общей серы, % масс. | 0,028 | 0,026 | 0,029 | 0,025 | 0,020 | 0,024 |
На основании данных таблицы 2.11 построен график изменения содержания общей серы в зависимости от интервала перфорации.
По данному графику видно, что содержание общей серы стабильного конденсата Уренгойского месторождения колеблется в интервале 0,020-0,029. На основании данных можно сделать вывод, что с увеличением глубины отбора конденсата значение содержания общей серы меняется незначительно в пределах одного пласта.
2.1.5 Содержание парафинов
Парафиновые углеводороды составляют основную массу конденсата. Присутствуют в разных агрегатных состояниях: газообразные (СH4-С4H10), жидкие (C5H12-C15H32), твердые (выше C16H34). Газообразные и твердые растворяются в жидких. При увеличении температуры или уменьшении давления из последних газообразные способны снова выделяться, а при понижении температуры из жидких вновь выделяются твердые. В состав ДТ должны входить н-парафины для обеспечения хорошей работы двигателя, изо-парафины придают бензинам высокие противодетонационные свойства.
Парафины обладают достаточно высокой температурой застывания. Из этого следует, что в зимних видах топлива и смазочных маслах они являются нежелательными компонентами. Поэтому удаление парафинов является важной процедурой. Также возможно введение депрессорных присадок для уменьшение температур застывания и помутнения.
При транспортировке высокое содержание парафиновых углеводородов может привести к образованию отложений в системе транспорта и подготовки конденсата.
Фактическое содержание твердых парафинов в газоконденсате определяется по ГОСТ 11851-85 (метод Б). Метод Б заключается в предварительном удалении асфальтово-смолистых веществ из нефти вакуумной перегонкой с отбором фракций 250°С — 550°С и выделении парафина парным растворителем — смесью спирта и эфира при температуре минус 20°С [8].
Результаты исследования конденсата на содержание парафинов приведены в таблице 2.12.
Таблица 2.12 – Результаты определения содержания парафинов
| Интервал перфорации | 3315-3350 | 3335-3370 | 3360-3387 | 3379-3400 | 3986-4026 | 4015-4048 |
| Содержание парафинов,
% масс. |
0,32 | 0,36 | 0,35 | 0,30 | 0,37 | 0,42 |
На основании данных таблицы 2.12 построен график изменения содержания парафинов в зависимости от интервала перфорации.
По данному графику видно, что содержание парафинов стабильного конденсата Уренгойского месторождения колеблется в интервале 0,30-0,42. На основании данных можно сделать вывод, что с увеличением глубины отбора конденсата значение содержания парафинов меняется незначительно в пределах одного пласта.
2.1.6 Низкотемпературные характеристики
К низкотемпературным показателям относятся температуры помутнения, застывания и кристаллизации. Они позволяют оценивать подвижность топлив и масел в условиях эксплуатации. Также можно оценить присутствие некоторых углеводородов: парафины застывают при более высоких температурах, САВ снижают эту температуру. Для снижения данного показателя добавляют депрессорные присадки (депрессаторы).
Температуры помутнения и кристаллизации определяются по ГОСТ 5066-91 методом Б. Сущность методов состоит в охлаждении пробы топлива и определении температуры помутнения, появления первых кристаллов, исчезновения кристаллов углеводородов [9].
Результаты исследования конденсата на низкотемпературные характеристики приведены в таблице 2.13.
Таблица 2.13 – Результаты определения низкотемпературных характеристик
| Интервал перфорации | 3315-3350 | 3335-3370 | 3360-3387 | 3379-3400 | 3986-4026 | 4015-4048 |
| Т застывания,°С | -45 | -43 | -42 | -44 | -39 | -41 |
| Т помутнения,°С | -19 | -16 | -14 | -15 | -11 | -12 |
| Т кристаллизации,°С | -21 | -18 | -17 | -14 | -15 | -11 |
На основании данных таблицы 2.13 построен график изменения низкотемпературных характеристик в зависимости от интервала перфорации.
По данному графику видно, что низкотемпературные характеристики стабильного конденсата Уренгойского месторождения с увеличением глубины отбора конденсата меняются незначительно в пределах одного пласта.
2.1.7 Давление насыщенных паров
Давление насыщенных паров (ДНП) – давление, развиваемое парами, находящимися в условиях динамического равновесия с жидкостью при определенной температуре. Является важным физическим показателем, так как испаряемость бензиновых фракций, а также их способность к образованию паровых пробок. Сущность метода определения ДНП заключается в следующем: жидкостную часть специальной бомбы Рейда заполняют охлажденной пробой испытуемого продукта и соединяют с воздушной частью. Собранную таким образом бомбу погружают в водяную баню с температурой 37,8°С и периодически встряхивают до достижения постоянного давления, которое показывает манометр, соединенный с аппаратом. Показание манометра, скорректированное соответствующим образом, принимают за давление насыщенных паров по Рейду[10].
Результаты исследования конденсата на давление насыщенных паров приведены в таблице 2.14.
Таблица 2.14 – Результаты давления насыщенных паров
| Интервал перфорации | 3315-3350 | 3335-3370 | 3360-3387 | 3379-3400 | 3986-4026 | 4015-4048 |
| Давление насыщенных паров, кПа | 37,1 | 35,0 | 35,4 | 36,6 | 34,2 | 36,2 |
На основании данных таблицы 2.14 построен график изменения давления насыщенных паров в зависимости от интервала перфорации.
По данному графику видно, что давление насыщенных паров стабильного конденсата Уренгойского месторождения колеблется в интервале 34,0-37,5 кПа. На основании данных можно сделать вывод, что с увеличением глубины отбора конденсата значение давление насыщенных паров меняется незначительно в пределах одного пласта.
2.1.8 Фракционный состав
На основании фракционного состава конденсата подбирают оптимальную технологию его переработки. Зная состав, можно определить потенциальное содержание бензиновых, керосиновых и дизельных фракций в ГК. Данная характеристика определяется по ГОСТ 2177-99 методом Б, так как имеем дело с нефтепродуктом.
Сущность метода заключается в перегонке 100 см3 испытуемого образца при условиях, соответствующих природе продукта, и проведении постоянных наблюдений за показаниями термометра и объемами конденсата [11]. Для данного опыта используется аппарат для разгонки конденсата АРН-Лаб. Результаты о данных фракционного состава конденсата Уренгойского месторождения приведены в таблице 2.15.
Таблица 2.15 – Фракционный состав конденсата
|
Выход, % об. |
3315-3350 | 3335-3370 | 3360-3387 | 3379-3400 | 3986-4026 | 4015-4048 |
| Температура, °С | ||||||
| НК | 44 | 47 | 50 | 48 | 54 | 58 |
| 10 % об. | 71 | 74 | 81 | 78 | 87 | 91 |
| 20 % об. | 86 | 89 | 99 | 87 | 105 | 109 |
| 30 % об. | 97 | 104 | 111 | 107 | 118 | 120 |
| 40 % об. | 113 | 116 | 123 | 119 | 128 | 132 |
| 50 % об. | 128 | 132 | 136 | 126 | 142 | 145 |
| 60 % об. | 149 | 153 | 159 | 152 | 160 | 164 |
| 70 % об. | 178 | 181 | 189 | 185 | 191 | 196 |
| 80 % об. | 215 | 221 | 226 | 220 | 229 | 234 |
| Продолжение таблицы 2.15 | ||||||
| 90 % об. | 276 | 280 | 281 | 278 | 288 | 292 |
| 97 % об. | 310 | 313 | 317 | 308 | 324 | 328 |
| КК | 315 | 318 | 319 | 311 | 325 | 328 |
| остаток | 1,95 | 1,85 | 1,50 | 1,45 | 1,39 | 1,48 |
| ост. + потери | 2,99 | 2,72 | 1,88 | 2,18 | 2,68 | 2,65 |
| выход | 97,01 | 97,28 | 98,12 | 97,82 | 97,32 | 97,35 |
На основании данных таблицы 2.15 построен график зависимости выхода фракций в зависимости от интервала перфорации.
По данному графику видно, что с увеличением глубины отбора конденсата выход фракций меняется незначительно в пределах одного пласта. Средний выход бензиновых фракций, выкипающих до 200оС, составляет примерно 75% об.
Старобинец И.С. также предложил классификацию бензиновых фракций по групповому УВ составу:
- Метановые (М) – содержание метановых УВ > 60%;
- Нафтеновые (Н) – содержание нафтеновых УВ > 50-60%;
- Ароматические (А) – содержание ароматических УВ > 50-60%;
- Метано — нафтеновые (МН) — содержание метановых+нафтеновых УВ > 60%;
- Нафтено -метановые (НМ) – содержание нафтеновых+метановых УВ > 60%;
- Метано-ароматические (МА) – содержание метановых+ароматических УВ > 60%;
- Нафтено-ароматические (НА) – содержание нафтеновых+ароматических УВ > 60%.
Несмотря на высокое содержание бензиновых фракций в газоконденсате, керосиновые также могут содержаться в больших количествах. По содержанию керосиновых фракций выделяют 3 группы:
- Низкокеросиновые [КГ]1 – содержание до 20%;
- Среднекеросиновые [КГ]2 – содержание от 20 до 50%;
- Высококеросиновые [КГ]3 – содержание выше 50%.
2.1.9 Потенциальное содержание узких фракций конденсата и их физико-химические свойства
Для определения содержания различных фракций конденсат подвергают разгонке на аппарате АРН-2 согласно ГОСТ 11011-85. Определение фракционного состава конденсата происходит при атмосферном давлении и под вакуумом. На основании полученных данных строится кривая ИТК, с помощью которой устанавливается потенциальное содержание в конденсате отдельных фракций: бензиновой, керосиновой, дизельной и мазута. При атмосферном давлении отбирают дистиллят до 350оС, а под вакуумом – с более высокой температурой для предотвращения термодеструкции сырья. Отбор фракций проводится через каждые 10оС. У полученных фракций определяются следующие показатели качества: плотность, показатель преломления, ММ, кинематическая вязкость при 20оС, температура застывания и массовая доля серы. Результаты приведены в таблицах 2.16-2.21.
Таблица 2.16 — Фракционный состав и физико-химическая характеристика узких фракций конденсата Уренгойского месторождения, интервал перфорации 3315-3350 м
| № фр-и | Пределы отбора, 0С | Выход, %масс. | Плотность при 200С, г/см3 | Показатель
преломления |
ММ | Кинем.вязкость, мм2 /с при 20 ОС | Температура застывания, 0С | Содерж. серы, % | |
| отд. фр. | сумма | ||||||||
| Газ | 1,26 | 1,26 | |||||||
| 1 | НК-40 | 0,59 | 1,85 | 0,6516 | 1,3703 | 80 | 0,402 | 0,0000 | |
| 2 | 40-50 | 2,66 | 4,51 | 0,6573 | 1,3729 | 86 | 0,456 | 0,0000 | |
| 3 | 50-60 | 2,42 | 6,93 | 0,6638 | 1,3758 | 89 | 0,494 | 0,0000 | |
| 4 | 60-70 | 2,82 | 9,75 | 0,6764 | 1,3824 | 91 | 0,539 | 0,0000 | |
| 5 | 70-80 | 6,78 | 16,53 | 0,6961 | 1,3925 | 96 | 0,603 | 0,0000 | |
| 6 | 80-90 | 7,58 | 24,11 | 0,7139 | 1,4018 | 99 | 0,646 | 0,0000 | |
| 7 | 90-100 | 6,71 | 30,82 | 0,7291 | 1,4085 | 104 | 0,693 | 0,0000 | |
| 8 | 100-110 | 7,90 | 38,72 | 0,7376 | 1,4153 | 107 | 0,736 | 0,0000 | |
| 9 | 110-120 | 6,55 | 45,27 | 0,7449 | 1,4183 | 112 | 0,782 | 0,0000 | |
| 10 | 120-130 | 5,93 | 51,20 | 0,7518 | 1,4199 | 116 | 0,836 | 0,0000 | |
| 11 | 130-140 | 2,74 | 53,94 | 0,7591 | 1,4215 | 121 | 0,882 | 0,0005 | |
| 12 | 140-150 | 6,33 | 60,27 | 0,7683 | 1,4285 | 125 | 0,949 | 0,0006 | |
| 13 | 150-160 | 4,47 | 64,74 | 0,7717 | 1,4352 | 130 | 1,082 | ниже-60 | 0,0013 |
| 14 | 160-170 | 1,39 | 66,13 | 0,7835 | 1,4395 | 135 | 1,381 | -57 | 0,0015 |
| 15 | 170-180 | 5,24 | 71,37 | 0,7894 | 1,4410 | 139 | 1,577 | -52 | 0,0018 |
| 16 | 180-190 | 0,83 | 72,20 | 0,7927 | 1,4434 | 145 | 1,895 | -48 | 0,0021 |
| 17 | 190-200 | 1,62 | 73,82 | 0,8017 | 1,4460 | 153 | 2,141 | -45 | 0,0025 |
| 18 | 200-210 | 3,02 | 76,84 | 0,8094 | 1,4489 | 157 | 2,483 | -43 | 0,0033 |
| 19 | 210-220 | 4,00 | 80,84 | 0,8114 | 1,4531 | 166 | 2,625 | -37 | 0,0037 |
| 20 | 220-230 | 1,53 | 82,37 | 0,8194 | 1,4552 | 173 | 2,884 | -34 | 0,0044 |
| 21 | 230-240 | 1,80 | 84,17 | 0,8210 | 1,4569 | 179 | 3,064 | -29 | 0,0051 |
| 22 | 240-250 | 1,46 | 85,63 | 0,8236 | 1,4595 | 186 | 3,495 | -24 | 0,0063 |
| 23 | 250-260 | 1,33 | 86,96 | 0,8274 | 1,4603 | 197 | 3,994 | -20 | 0,0072 |
| 24 | 260-270 | 2,05 | 89,01 | 0,8325 | 1,4624 | 203 | 4,463 | -15 | 0,0104 |
| 25 | 270-280 | 2,66 | 91,67 | 0,8383 | 1,4663 | 214 | 5,089 | -9 | 0,0162 |
| 26 | 280-290 | 1,50 | 93,17 | 0,8398 | 1,4674 | 223 | 5,874 | -4 | 0,0194 |
| 27 | 290-300 | 2,03 | 95,20 | 0,8410 | 1,4684 | 234 | 6,684 | -2 | 0,0217 |
| 28 | 300-310 | 1,81 | 97,01 | 0,8431 | 1,4691 | 245 | 7,973 | 3 | 0,0282 |
| остаток | 1,95 | 98,96 | |||||||
| потери | 1,04 | 100,00 | |||||||
Таблица 2.17 — Фракционный состав и физико-химическая характеристика узких фракций конденсата Уренгойского месторождения, интервал перфорации 3335-3370 м
| № фр-и | Пределы отбора, 0С | Выход, %масс. | Плотность при 200С, г/см3 | Показатель
преломления |
ММ | Кинем.вязкость, мм2 /с при
20 оС
|
Температура застывания, 0С | Содерж. серы, % | |
| отд. фр. | сумма | ||||||||
| Газ | 1,28 | 1,28 | |||||||
| 1 | НК-40 | 0,47 | 1,75 | 0,6521 | 1,3720 | 81 | 0,410 | 0,0000 | |
| 2 | 40-50 | 3,09 | 4,84 | 0,6583 | 1,3739 | 87 | 0,436 | 0,0000 | |
| 3 | 50-60 | 2,08 | 6,92 | 0,6672 | 1,3769 | 90 | 0,485 | 0,0000 | |
| 4 | 60-70 | 1,91 | 8,83 | 0,6794 | 1,3830 | 92 | 0,527 | 0,0000 | |
| 5 | 70-80 | 7,10 | 15,93 | 0,6992 | 1,3902 | 97 | 0,624 | 0,0000 | |
| 6 | 80-90 | 5,45 | 21,38 | 0,7139 | 1,4039 | 99 | 0,652 | 0,0000 | |
| 7 | 90-100 | 7,39 | 28,77 | 0,7281 | 1,4094 | 103 | 0,697 | 0,0000 | |
| 8 | 100-110 | 9,05 | 37,82 | 0,7334 | 1,4140 | 106 | 0,740 | 0,0000 | |
| 9 | 110-120 | 6,03 | 43,85 | 0,7493 | 1,4191 | 113 | 0,791 | 0,0000 | |
| 10 | 120-130 | 5,19 | 49,04 | 0,7573 | 1,4201 | 117 | 0,830 | 0,0000 | |
| 11 | 130-140 | 5,49 | 54,53 | 0,7610 | 1,4213 | 120 | 0,892 | 0,0007 | |
| 12 | 140-150 | 2,91 | 59,47 | 0,7693 | 1,4275 | 126 | 0,952 | Ниже -60 | 0,0012 |
| 13 | 150-160 | 4,47 | 62,38 | 0,7728 | 1,4362 | 131 | 1,092 | -60 | 0,0014 |
| 14 | 160-170 | 3,34 | 65,72 | 0,7837 | 1,4386 | 137 | 1,385 | -56 | 0,0017 |
| 15 | 170-180 | 3,65 | 69,37 | 0,7894 | 1,4421 | 139 | 1,534 | -53 | 0,0020 |
| 16 | 180-190 | 2,64 | 72,01 | 0,7939 | 1,4445 | 144 | 1,895 | -47 | 0,0023 |
| 17 | 190-200 | 1,91 | 73,92 | 0,8017 | 1,4472 | 154 | 2,182 | -43 | 0,0024 |
| 18 | 200-210 | 2,80 | 76,72 | 0,8085 | 1,4493 | 156 | 2,430 | -41 | 0,0033 |
| 19 | 210-220 | 2,90 | 79,62 | 0,8136 | 1,4551 | 162 | 2,694 | -38 | 0,0039 |
| 20 | 220-230 | 2,31 | 81,93 | 0,8185 | 1,4561 | 174 | 2,894 | -33 | 0,0046 |
| 21 | 230-240 | 1,90 | 83,83 | 0,8205 | 1,4579 | 180 | 3,093 | -30 | 0,0050 |
| 22 | 240-250 | 1,80 | 85,63 | 0,8236 | 1,4592 | 185 | 3,428 | -23 | 0,0061 |
| 23 | 250-260 | 2,29 | 87,92 | 0,8292 | 1,4607 | 198 | 3,982 | -21 | 0,0069 |
| 24 | 260-270 | 1,36 | 89,28 | 0,8336 | 1,4629 | 202 | 4,494 | -14 | 0,0101 |
| 25 | 270-280 | 0,74 | 90,02 | 0,8392 | 1,4658 | 213 | 5,102 | -8 | 0,0158 |
| 26 | 280-290 | 2,91 | 92,93 | 0,8419 | 1,4682 | 224 | 5,895 | -4 | 0,0182 |
| 27 | 290-300 | 2,03 | 96,01 | 0,8432 | 1,4691 | 232 | 6,683 | -2 | 0,0210 |
| 28 | 300-310 | 0,72 | 96,73 | 0,8440 | 1,4697 | 246 | 7,975 | 4 | 0,0239 |
| 29 | 310-320 | 0,55 | 97,28 | 0,8462 | 1,4710 | 253 | 8,284 | 7 | 0,0262 |
| остаток | 1,85 | 99,13 | |||||||
| потери | 0,87 | 100,00 | |||||||
Таблица 2.18 — Фракционный состав и физико-химическая характеристика узких фракций конденсата Уренгойского месторождения, интервал перфорации 3360-3387 м
| № фр-и | Пределы отбора, 0С | Выход, %масс. | Плотность при 200С, г/см3 | Показатель
преломления |
ММ | Кинем.вязкость, мм2 /с при
20 оС
|
Температура застывания, 0С | Содерж. серы, % | |
| отд. фр. | сумма | ||||||||
| Газ | 1,34 | 1,34 | |||||||
| 1 | НК-40 | 0,38 | 1,72 | 0,6532 | 1,3727 | 81 | 0,431 | 0,0000 | |
| 2 | 40-50 | 0,84 | 2,56 | 0,6589 | 1,3741 | 86 | 0,448 | 0,0000 | |
| 3 | 50-60 | 3,76 | 6,32 | 0,6676 | 1,3778 | 91 | 0,492 | 0,0000 | |
| 4 | 60-70 | 2,60 | 8,92 | 0,6799 | 1,3850 | 92 | 0,538 | 0,0000 | |
| 5 | 70-80 | 0,76 | 9,68 | 0,6991 | 1,3914 | 98 | 0,639 | 0,0000 | |
| 6 | 80-90 | 7,24 | 16,92 | 0,7143 | 1,4047 | 100 | 0,683 | 0,0000 | |
| 7 | 90-100 | 4,09 | 21,01 | 0,7286 | 1,4122 | 103 | 0,699 | 0,0000 | |
| 8 | 100-110 | 8,81 | 29,82 | 0,7338 | 1,4173 | 106 | 0,750 | 0,0000 | |
| 9 | 110-120 | 8,45 | 38,27 | 0,7498 | 1,4199 | 112 | 0,797 | 0,0000 | |
| 10 | 120-130 | 6,99 | 45,26 | 0,7582 | 1,4217 | 117 | 0,842 | 0,0000 | |
| 11 | 130-140 | 8,66 | 53,92 | 0,7621 | 1,4233 | 120 | 0,897 | 0,0008 | |
| 12 | 140-150 | 1,93 | 55,85 | 0,7698 | 1,4282 | 127 | 0,954 | Ниже -60 | 0,0014 |
| 13 | 150-160 | 4,83 | 60,68 | 0,7735 | 1,4371 | 131 | 1,096 | -60 | 0,0017 |
| 14 | 160-170 | 4,14 | 64,82 | 0,7842 | 1,4391 | 137 | 1,389 | -55 | 0,0018 |
| 15 | 170-180 | 2,42 | 67,24 | 0,7897 | 1,4435 | 140 | 1,583 | -52 | 0,0023 |
| 16 | 180-190 | 3,26 | 70,50 | 0,7941 | 1,4449 | 145 | 1,924 | -45 | 0,0026 |
| 17 | 190-200 | 3,23 | 73,73 | 0,8028 | 1,4474 | 154 | 2,103 | -42 | 0,0027 |
| 18 | 200-210 | 2,81 | 76,54 | 0,8093 | 1,4491 | 156 | 2,529 | -40 | 0,0039 |
| 19 | 210-220 | 2,28 | 78,82 | 0,8146 | 1,4556 | 163 | 2,636 | -38 | 0,0041 |
| 20 | 220-230 | 3,08 | 81,90 | 0,8192 | 1,4568 | 174 | 2,782 | -34 | 0,0049 |
| 21 | 230-240 | 1,83 | 83,73 | 0,8219 | 1,4581 | 180 | 3,073 | -28 | 0,0054 |
| 22 | 240-250 | 1,80 | 85,53 | 0,8242 | 1,4596 | 186 | 3,646 | -23 | 0,0063 |
| 23 | 250-260 | 1,38 | 86,91 | 0,8298 | 1,4616 | 198 | 3,903 | -21 | 0,0072 |
| 24 | 260-270 | 1,22 | 88,13 | 0,8346 | 1,4634 | 202 | 4,592 | -13 | 0,0104 |
| 25 | 270-280 | 1,41 | 89,54 | 0,8399 | 1,4662 | 214 | 5,384 | -8 | 0,0161 |
| 26 | 280-290 | 3,45 | 92,99 | 0,8423 | 1,4686 | 224 | 5,835 | -3 | 0,0183 |
| 27 | 290-300 | 2,85 | 95,84 | 0,8438 | 1,4693 | 234 | 6,691 | -1 | 0,0212 |
| 28 | 300-310 | 0,37 | 96,21 | 0,8447 | 1,4699 | 246 | 7,984 | 4 | 0,0249 |
| 29 | 310-320 | 1,91 | 98,12 | 0,8466 | 1,4715 | 252 | 8,297 | 9 | 0,0284 |
| остаток | 1,50 | 99,62 | |||||||
| потери | 0,38 | 100,00 | |||||||
Таблица 2.19 — Фракционный состав и физико-химическая характеристика узких фракций конденсата Уренгойского месторождения, интервал перфорации 3379-3400 м
| № фр-и | Пределы отбора, 0С | Выход, %масс. | Плотность при 200С, г/см3 | Показатель
преломления |
ММ | Кинем.вязкость, мм2 /с при 20 оС
|
Температура застывания, 0С | Содерж. серы, % | |
| отд. фр. | сумма | ||||||||
| Газ | 1,29 | 1,29 | |||||||
| 1 | НК-40 | 0,52 | 1,81 | 0,6534 | 1,3729 | 82 | 0,439 | 0,0000 | |
| 2 | 40-50 | 0,92 | 2,73 | 0,6594 | 1,3745 | 89 | 0,442 | 0,0000 | |
| 3 | 50-60 | 4,26 | 6,99 | 0,6683 | 1,3775 | 92 | 0,492 | 0,0000 | |
| 4 | 60-70 | 1,73 | 8,72 | 0,6813 | 1,3839 | 94 | 0,536 | 0,0000 | |
| 5 | 70-80 | 4,17 | 12,89 | 0,7017 | 1,3928 | 98 | 0,637 | 0,0000 | |
| 6 | 80-90 | 8,58 | 21,47 | 0,7183 | 1,4065 | 99 | 0,672 | 0,0000 | |
| 7 | 90-100 | 6,76 | 28,23 | 0,7285 | 1,4098 | 103 | 0,710 | 0,0000 | |
| 8 | 100-110 | 4,46 | 32,69 | 0,7374 | 1,4152 | 106 | 0,758 | 0,0000 | |
| 9 | 110-120 | 8,32 | 41,01 | 0,7501 | 1,4196 | 113 | 0,799 | 0,0000 | |
| 10 | 120-130 | 11,19 | 52,20 | 0,7589 | 1,4218 | 116 | 0,837 | 0,0000 | |
| 11 | 130-140 | 4,54 | 56,74 | 0,7638 | 1,4236 | 120 | 0,896 | 0,0010 | |
| 12 | 140-150 | 2,82 | 59,56 | 0,7699 | 1,4291 | 126 | 0,958 | Ниже -60 | 0,0016 |
| 13 | 150-160 | 2,38 | 61,94 | 0,7746 | 1,4352 | 130 | 1,098 | -60 | 0,0018 |
| 14 | 160-170 | 4,04 | 65,98 | 0,7864 | 1,4399 | 136 | 1,391 | -55 | 0,0020 |
| 15 | 170-180 | 2,85 | 68,83 | 0,7901 | 1,4412 | 139 | 1,539 | -52 | 0,0025 |
| 16 | 180-190 | 3,06 | 71,89 | 0,7947 | 1,4437 | 145 | 1,896 | -47 | 0,0029 |
| 17 | 190-200 | 2,48 | 74,37 | 0,8038 | 1,4483 | 156 | 2,185 | -42 | 0,0031 |
| 18 | 200-210 | 2,05 | 76,42 | 0,8094 | 1,4498 | 159 | 2,442 | -41 | 0,0036 |
| 19 | 210-220 | 3,58 | 80,00 | 0,8125 | 1,4556 | 162 | 2,724 | -37 | 0,0042 |
| 20 | 220-230 | 2,03 | 82,03 | 0,8194 | 1,4570 | 176 | 2,903 | -31 | 0,0056 |
| 21 | 230-240 | 1,89 | 83,92 | 0,8214 | 1,4584 | 180 | 3,125 | -29 | 0,0059 |
| 22 | 240-250 | 2,35 | 86,27 | 0,8258 | 1,4597 | 185 | 3,492 | -23 | 0,0062 |
| 23 | 250-260 | 1,64 | 87,91 | 0,8299 | 1,4610 | 196 | 3,939 | -20 | 0,0068 |
| 24 | 260-270 | 0,82 | 88,73 | 0,8348 | 1,4643 | 202 | 4,521 | -14 | 0,0112 |
| 25 | 270-280 | 2,34 | 91,07 | 0,8397 | 1,4672 | 210 | 5,110 | -7 | 0,0171 |
| 26 | 280-290 | 2,35 | 93,42 | 0,8428 | 1,4689 | 224 | 5,931 | -5 | 0,0187 |
| 27 | 290-300 | 2,44 | 95,86 | 0,8438 | 1,4695 | 233 | 6,698 | -1 | 0,0227 |
| 28 | 300-310 | 1,24 | 97,10 | 0,8451 | 1,4702 | 248 | 7,994 | 4 | 0,0236 |
| 29 | 310-320 | 0,72 | 97,82 | 0,8470 | 1,4713 | 254 | 8,297 | 8 | 0,0247 |
| остаток | 1,45 | 99,27 | |||||||
| потери | 0,73 | 100,00 | |||||||