Физико-химические свойства флюидов

Физико-химические свойства пластовых флюидов Ватьеганского месторождения изучены на основании проведенных исследований глубинных и поверхностных (устьевых) проб нефти и растворенного газа. В качестве методического обеспечения работ, использовались положения действующих нормативных документов по исследованию глубинных проб пластовой нефти (отраслевые стандарты ОСТ 153-39.2-048 2003 «Нефть. Типовое исследование пластовых флюидов и сепарированных нефтей»).
В целом по разрезу Ватьеганского месторождения наблюдается закономерное распределение основных параметров, характерное для месторождений данного района.
Растворенные в нефти газы месторождения, полученные при контактном разгазировании, для всех пластов однотипны и имеют схожий углеводородный состав. Нефтяной газ – метановый, концентрация метана в среднем высокая. Содержание не углеводородных компонентов в сумме не превышает 1,93 %. Величины пластовых давлений, замеренных при отборе глубинных проб, находятся в пределах от 16,1 МПа до 29,8 МПа. Пластовая температура меняется соответственно от 57,0 0С до 97,0 0С. По качественным пробам нефти однократного и ступенчатого разгазирования получены соответственно следующие параметры: плотность сепарированной нефти составила 858,6 и 852,6 кг/м3, содержание газа 50,3 м3/т и 45,1 м3/т. Весь выделившийся газ при разгазировании является жирным, содержание этана+высшие составило в нём 16,06 % (ступенчатая сепарация) и 29,57 % (однократное разгазирование). Температура застывания нефти по пластам месторождения меняется в широких пределах и находится как правило в минусовом диапазоне, в приделах от +11 до ниже -30 0С. Содержание смол колеблется с 2,85 до 14,51 % масс при содержании асфальтенов до 7,21 %. Содержание серы стабильно и колеблется в пределах соответствующих пластов, составляет по месторождению от 0,08 – 1,15 % масс. В целом, состав газов характеризуется малым содержанием азота (среднее 1,51 % об.) и большим содержанием этана и пропана. Все извлекаемые из нефти растворенные попутные газы являются высоко жирными. В условиях пластов нефти Ватьеганского месторождения легкие, маловязкиевязкие, с давлением насыщения значительно ниже пластового давления.
Поверхностные пробы нефти и газа отбирались из выкидной линии при работе скважин на определенном режиме и соответствующем диаметре штуцера. По результатам анализов поверхностных проб нефть Ватьеганского месторождения характеризуется как сернистая (0,08 – 1,15), среднее составляет 0,82 %, смолистая (2,85 – 14,51), среднее составляет 8,26 %, парафинистая (1,21-5,54), среднее составляет 2,70 %. Плотность нефти изменяется от 817,2 до 898,0 кг/м3 и в среднем составляет 862,5 кг/м3, средняя величина кинематической вязкости при 20 0С – 13,97 мм2/с, при 50 0С – 5,60 мм2/с и характеризуется как лёгкая, маловязкая, со средним содержанием светлых фракций до 46,0 %.
Сведения о свойствах дегазированной и пластовой нефти по объектам разработки Ватьеганского месторождения приведены в таблице, , компонентный состав газа и нефти представлен в таблице, .
Таблица 1. SEQ Таблица \* ARABIC \s 1 3 – Свойства пластовой и дегазированной нефти
Параметры Пласт АВ1-3 АВ6 АВ7 АВ8 БВ1-2
Диапазон значений Среднее значение Диапазон значений Среднее значение Диапазон значений Среднее значение Диапазон значений Среднее значение Диапазон значений Среднее значение
Свойства пластовой нефти
1. Давление пластовое, МПа 16,20-20,70 19,03 19,4-20,20 19,80 19,10-24,00 20,99 16,10-24,30 21,38 20,30-24,10 23,07
2. Температура пластовая, 0С 57,0-75,0 65,4 67,0-68,0 67,7 - 70,0 57,0-78,0 70,2 69,3-80,0 72,5
3. Давление насыщения нефти газом, МПа 3,50-15,00 7,49 3,20-8,80 5,72 6,60-7,80 7,20 5,12-9,20 7,54 5,90-13,90 7,50
4. Газосодержание нефти (стандартная сепарация), м3/т 21,19-85,47 41,33 27,17-59,68 42,96 44,47-63,29 52,95 32,64-79,18 52,30 28,30-69,17 40,90
5. Газовый фактор нефти при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании в рабочих условиях, м3/т 15,36-79,60 35,98 27,15-52,87 42,31 39,19-44,09 42,16 24,12-63,87 42,19 25,99-63,21 35,75
6. Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3 769,0-856,0 816,8 784,0-817,0 800,0 772,0-819,0 790,3 767,0-842,0 802,4 777,0-849,7 812,9
7. Вязкость нефти в условиях пласта, мПа*с 1,28-4,84 2,67 1,28-2,91 2,01 1,50-3,69 2,37 1,29-3,70 2,03 1,64-8,20 3,13
8. Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, *10-4/МПа 6,80-15,46 10,11 - 8,16 - - 7,03-13,55 10,90 11,04-11,84 11,42
9. Плотность растворенного газа в стандартных условиях, кг/м3
- при однократном (стандартном) разгазировании
0,820-1,100 0,953 0,965-1,023 0,987 - 1,227 0,842-1,280 1,029 0,879-0,993 0,932
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
0,733-1,000 0,790 0,783-0,793 0,788 - 0,883 0,736-0,956 0,.848 0,767-0,820 0,794
10. Плотность дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м3
- при однократном (стандартном) разгазировании
845,0-890,0 864,4 852,0-855,0 853,7 852,0-875,0 857,5 847,0-876,0 855,2 850,0-880,1 865,8
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
841,0-887,1 861,7 848,1-849,0 848,8 847,1-873,0 856,0 837,5-874,0 851,2 840,3-877,7 861,6
11. Пересчетный коэффициент, единиц 0,843-1,124 0,924 0,898-0,941 0,910 0,882-0,909 0,899 0,855-0,962 0,907 0,877-0,948 0,920
12. Количество исследованных глубинных проб (скважин) 86(41) 9(3) 8(4) 40(17) 23(11)
Свойства дегазированной нефти
13. Плотность дегазированной нефти по поверхностным пробам, кг/м3 834,0-898,0 868,1 856,7-877,0 863,9 854,1-886,0 862,3 842,6-887,0 858,1 849,0-894,0 869,0
14. Вязкость дегазированной нефти по поверхностным пробам, мм2/с:
- при 20 0С 4,83-45,96 16,72 10,18-25,94 14,13 9,25-30,43 12,82 6,15-35,16 11,41 6,77-51,87 17,15
- при 50 0С 2,58-15,38 6,10 4,83-5,80 5,20 4,60-10,50 6,57 2,99-9,01 5,02 3,20-13,93 7,35
15. Температура застывания дегазированной нефти, 0С (-)15,0-11,0 (-)1,2 -13,0-3,0 -3,4 -25,0-4,0 -4,3 -25,0-5,0 -5,6 -19,0-6,0 -2,9
16. Массовое содержание, %:
- серы 0,08-1,10 0,89 0,08-0,99 0,77 0,76-0,93 0,84 0,59-1,04 0,80 0,30-1,09 0,83
- смол силикагелевых
2,85-14,51 9,13 6,15-10,48 8,50 5,64-11,51 8,79 3,60-12,75 7,98 4,23-12,48 8,44
- асфальтенов
0,64-7,07 2,81 1,67-3,12 2,29 1,18-4,89 2,15 0,42-5,16 2,16 0,30-7,21 2,80
- парафинов 1,21-5,29 3,01 2,10-3,80 2,68 2,30-4,20 2,81 1,61-4,50 2,76 1,55-4,04 2,81
17. Содержание микрокомпонентов, г/т:
- ванадий - - - - - - - - - -
- никель - - - - - - - - - -
18. Температура начала кипения, 0С 43,8-187,0 68,4 43,8-70,0 60,2 35,2-100,0 60,3 36,2-105,0 55,8 41,2-164,0 72,5
19. Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %:
- до 100 0С 0,2-16,0 4,62 1,9-6,5 4,0 2,4-9,2 5,2 2,0-11,8 6,2 0,6-9,0 4,4
- до 150 0С 1,0-28,0 13,1 10,1-16,9 14,2 9,0-17,8 15,1 2,8-21,1 16,1 1,6-18,2 12,2
- до 200 0С 1,0-36,0 22,6 18,9-26,3 23,8 17,5-27,6 24,9 12,1-31,1 25,7 4,2-28,2 21,8
- до 250 0С 15,0-46,0 31,9 28,7-38,0 33,3 28,0-37,6 34,5 22,9-40,0 35,0 20,0-41,2 31,8
- до 300 0С 32,0-53,5 43,9 42,5-50,0 45,5 41,0-51,7 46,8 37,0-52,2 47,2 33,0-54,2 44,4
20. Количество исследованных поверхностных проб (скважин) 173(155) 15(12) 14(13) 63(50) 60(53)
Продолжение таблицы 1.3
Параметры Пласт БВ6 БВ7 БВ10 Ач
ЮВ1
Диапазон значений Среднее значение Диапазон значений Среднее значение Диапазон значений Среднее значение Диапазон значений Среднее значение Диапазон значений Среднее значение
Свойства пластовой нефти
1. Давление пластовое, МПа 21,2-26,6 22,73 - 24,5 - 25,40 - - 20,6-29,8 20,26
2. Температура пластовая, 0С 75,0-81,0 77,7 - 80,0 - 78,0 - - 75,0-97,0 87,1
3. Давление насыщения нефти газом, МПа 5,50-13,80 7,94 - 6,45 7,30-8,20 7,70 - - 3,50-12,00 7,95
4. Газосодержание нефти (стандартная сепарация), м3/т 22,88-61,81 38,95 - 34,54 54,77-61,93 57,75 - - 31,64-118,8 79,9
5. Газовый фактор нефти при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании в рабочих условиях, м3/т 20,87-57,99 34,61 - 30,63 45,13-47,28 46,21 - - 36,87-113,7 71,04
6. Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3 799,0-855,3 826,9 - 789,0 04,0-821, 810,7 - - 726,0-807,2 762,5
7. Вязкость нефти в условиях пласта, мПа*с 1,94-3,68 2,74 - 1,47 1,51-1,60 1,56 - - 0,59-2,41 1,01
8. Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, *10-4/МПа 5,35-13,82 9,34 - - 8,10-10,17 9,14 - - 9,73-18,14 14,31
9. Плотность растворенного газа в стандартных условиях, кг/м3
- при однократном (стандартном) разгазировании
0,800-1,080 0,901 - 1,013 1,122-1,145 1,132 - - 1,133-1,380 1,273
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
0,726-0,790 0,754 - 0,823 0,895-0,897 0,896 - - 0,840-1,059 0,981
10. Плотность дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м3
- при однократном (стандартном) разгазировании
848,0-873,7 867,1 - 840,5 - 860,0 - - 830,0-859,8 843,9
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
790,0-870,6 852,4 - 837,4 - 852,0 - - 819,1-849,2 836,2
11. Пересчетный коэффициент, единиц 0,896-0,940 0,926 - 0,919 0,904-0,908 0,906 - - 0,773-0,920 0,845
12. Количество исследованных глубинных проб (скважин) 17(7) 2(1) 3(1) - 39(21)
Свойства дегазированной нефти
13. Плотность дегазированной нефти по поверхностным пробам, кг/м3 860,0-873,3 869,4 837,3-861,0 848,0 - 866,8 865,0-870,0 867,7 817,2-873,0 850,5
14. Вязкость дегазированной нефти по поверхностным пробам, мм2/с:
- при 20 0С 10,85-24,96 19,96 5,17-10,79 7,33 - 13,79 9,45-11,01 10,33 3,85-18,26 8,58
- при 50 0С 4,87-9,92 7,62 2,32-4,050 3,27 - 5,94 4,22-4,70 4,49 2,06-5,28 3,57
15. Температура застывания дегазированной нефти, 0С 1,0-4,0 2,2 - -23,0 - -7,0 - - -30,0-2,0 -12,0
16. Массовое содержание, %:
- серы 0,93-1,15 1,02 0,45-0,52 0,49 - 0,94 0,67-0,77 0,71 0,47-0,96 0,70
- смол силикагелевых
6,33-14,07 8,68 3,76-6,83 5,32 - 8,13 5,61-7,40 6,26 3,24-10,59 6,74
- асфальтенов
1,09-5,14 2,92 1,00-2,07 1,70 - 2,37 1,66-2,50 1,95 0,33-3,62 1,04
- парафинов 1,61-3,60 2,73 2,14-5,54 3,05 - 2,29 1,68-2,50 2,10 1,23-2,90 1,95
17. Содержание микрокомпонентов, г/т:
- ванадий - - - - - - - - - -
- никель - - - - - - - - - -
18

. Температура начала кипения, 0С 52,0-92,0 69,1 50,0-114,0 78,7 - 81,5 101,0-118,0 109,7 32,3-125,0 58,1
19. Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %:
- до 100 0С 1,0-7,8 3,9 2,5-7,1 4,6 - 4,5 - - 1,0-13,1 6,7
- до 150 0С 8,8-14,2 10,9 12,0-19,7 15,4 - 14,5 5,0-12,0 8,9 4,2-25,5 16,7
- до 200 0С 16,5-23,0 19,7 23,0-29,3 26,3 - 23,0 22,5-27,0 24,3 13,0-35,0 27,1
- до 250 0С 28,0-35,7 30,6 32,0-41,8 26,7 - 34,0 34,0-38,0 35,5 28,0-45,0 37,2
- до 300 0С 40,0-49,0 43,3 48,0-55,3 51,8 - 45,0 47,0-55,0 50,0 40,2-59,0 49,7
20. Количество исследованных поверхностных проб (скважин) 8(7) 7(5) 1(1) 3(2) 88(76)
Продолжение таблицы 1.3
Параметры По месторождению
Диапазон значений Среднее значение
Свойства пластовой нефти
1. Давление пластовое, МПа 16,10-29,80 21,62
2. Температура пластовая, 0С 57,0-97,0 72,2
3. Давление насыщения нефти газом, МПа 3,20-15,00 7,53
4. Газосодержание нефти (стандартная сепарация), м3/т 21,19-118,82 50,30
5. Газовый фактор нефти при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании в рабочих условиях, м3/т 15,36-113,7 45,06
6. Плотность нефти в условиях пласта, кг/м3 726,0-856,0 803,3
7. Вязкость нефти в условиях пласта, мПа*с 0,59-8,20 2,25
8. Коэффициент сжимаемости пластовой нефти, *10-4/МПа 5,35-18,14 11,06
9. Плотность растворенного газа в стандартных условиях, кг/м3
- при однократном (стандартном) разгазировании
0,800-1,380 1,026
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
0,726-1,059 0,840
10. Плотность дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м3
- при однократном (стандартном) разгазировании
830,0-890,0 858,6
- при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании
790,0-887,1 852,6
11. Пересчетный коэффициент, единиц 0,773-1,124 0,901
12. Количество исследованных глубинных проб (скважин) 227(101)
Свойства дегазированной нефти
13. Плотность дегазированной нефти по поверхностным пробам, кг/м3 817,2-898,0 862,5
14. Вязкость дегазированной нефти по поверхностным пробам, мм2/с:
- при 20 0С 3,85-51,87 13,97
- при 50 0С 2,06-15,38 5,60
15. Температура застывания дегазированной нефти, 0С -30,0-11,0 -4,3
16. Массовое содержание, %:
- серы 0,08-1,15 0,82
- смол силикагелевых
2,85-14,51 8,26
- асфальтенов
0,30-7,21 2,29
- парафинов 1,21-5,54 2,70
17. Содержание микрокомпонентов, г/т:
- ванадий - -
- никель - -
18. Температура начала кипения, 0С 32,3-187,0 65,0
19. Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %:
- до 100 0С 0,2-16,0 5,1
- до 150 0С 1,0-28,0 14,2
- до 200 0С 1,0-36,0 24,0
- до 250 0С 15,0-46,0 33,6
- до 300 0С 32,0-59,0 46,0
20. Количество исследованных поверхностных проб (скважин) 434(337)
Таблица 1.4 – Компонентный состав нефти и растворенного газа
Наименование параметров, компонентов Пласт АВ1-3
При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях при дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях Пластовая нефть
Выделившийся газ Нефть Выделившийся газ Нефть
1. Молярная концентрация компонентов, %:
- сероводород не обнаружен
- двуокись углерода 0,24 - 0,18 0,01 0,04
- азот+редкие газы (в т. ч. гелий) 1,43 - 2,46 - 0,35
- метан 75,34 0,19 87,21 0,18 20,97
- этан 2,80 0,09 3,01 0,24 0,95
- пропан 5,82 0,60 3,33 1,22 1,42
- изобутан 2,78 0,80 1,19 1,33 1,28
- нормальный бутан 5,11 2,29 1,97 3,10 2,74
- изопентан
1,70 1,93 0,52 2,11 1,68
- нормальный пентан 1,86 3,00 0,57 3,04 2,37
- гексаны
1,75 75,51 0,51 51,41 35,26
- гептаны - - - - -
- октаны - - - - -
- остаток C9+ - - - - -
2. Молекулярная масса 25,20 217,30 19,05 214,65 167,13
Продолжение таблицы 1.4
Наименование параметров, компонентов Пласт АВ6
При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях Пластовая нефть
Выделившийся газ Нефть Выделившийся газ Нефть
1. Молярная концентрация компонентов, %:
- сероводород не обнаружен
- двуокись углерода 0,12 - 0,08 - 0,02
- азот+редкие газы (в т. ч. гелий) 0,76 - 1,18 - 0,29
- метан 58,24 0,26 81,11 0,14 20,00
- этан 4,21 0,09 3,41 0,23 0,82
- пропан 14,44 1,37 7,55 2,68 2,64
- изобутан 4,79 1,16 1,65 1,64 1,60
- нормальный бутан 9,66 3,92 3,21 4,63 4,22
- изопентан
2,35 2,50 0,63 2,35 1,94
- нормальный пентан 2,69 4,03 0,74 3,70 2,99
- гексаны
2,77 86,82 0,46 43,91 35,38
- гептаны - - - - -
- октаны - - - - -
- остаток C9+ - - - - -
2. Молекулярная масса 31,65 192,50 18,96 191,57 150,94
3. Плотность:
- газа, кг/м3 0,987 - 0,788 - -
- газа относительная (по воздуху), единиц 0,820 - 0,654 - -
- нефти, кг/м3 - 853,7 - 848,8 800,0
Наименование параметров, компонентов Пласт АВ7
При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях Пластовая нефть
Выделившийся газ Нефть Выделившийся газ Нефть
1. Молярная концентрация компонентов, %:
- сероводород не обнаружен
- двуокись углерода 0,05 - 0,17 - 0,02
- азот+редкие газы (в т. ч. гелий) 0,78 - 1,23 - 0,36
- метан 63,19 0,28 82,74 0,13 19,78
- этан 3,85 0,06 3,62 0,22 1,24
- пропан 12,68 0,91 6,85 2,26 4,57
- изобутан 3,99 0,77 1,39 1,34 1,77
- нормальный бутан 8,32 2,47 2,43 3,44 4,29
- изопентан
1,98 1,78 0,48 1,82 1,84
- нормальный пентан 2,34 2,91 0,54 2,72 2,73
- гексаны
2,47 91,06 0,56 88,06 63,42
- гептаны - - - - -
- октаны - - - - -
- остаток C9+ - - - - -
2. Молекулярная масса 29,52 205,00 - 207,13 150,41
3. Плотность:
- газа, кг/м3 1,227 - 0,883 - -
- газа относительная (по воздуху), единиц 1,019 - 0,733 - -
- нефти, кг/м3 - 857,5 - 856,0 790,3
Продолжение таблицы 1.4
Наименование параметров, компонентов Пласт АВ8
При однократном разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях При дифференциальном разгазировании пластовой нефти в рабочих условиях Пластовая нефть
Выделившийся газ Нефть Выделившийся газ Нефть
1. Молярная концентрация компонентов, %:
- сероводород не обнаружен
- двуокись углерода 0,15 - 0,09 - 0,03
- азот+редкие газы (в т. ч. гелий) 1,56 - 1,61 - 0,38
- метан 67,52 0,08 81,36 0,11 18,42
- этан 4,22 0,12 3,76 0,24 1,24
- пропан 10,11 1,03 6,64 2,01 3,35
- изобутан 3,47 1,01 1,69 1,65 1,66
- нормальный бутан 7,03 3,04 2,97 4,16 3,87
- изопентан
1,75 2,25 0,64 2,53 2,02
- нормальный пентан 2,07 3,49 0,71 3,68 2,92
- гексаны
1,56 50,31 0,43 42,85 21,46
- гептаны - - - - -
- октаны - - - - -
- остаток C9+ - - - - -
2. Молекулярная масса 27,79 208,53 19,99 202,33 164,33
3. Плотность:
- газа, кг/м3 1,029 - 0,848 - -
- газа относительная (по воздуху), единиц 0,855 - 0,704 - -
- нефти, кг/м3 - 855,2 - 851,2 802,4
- сероводород не обнаружен
- двуокись углерода 0,15 - 0,12 - 0,01
- азот+редкие газы (в т. ч. гелий) 2,57 0,01 2,04 - 0,41
- метан 77,64 0,21 88,70 0,19 15,31
- этан 3,13 0,21 2,95 0,27 0,84
- пропан 4,65 0,52 2,43 1,00 1,40
- изобутан 2,89 0,92 1,08 1,39 1,33
- нормальный бутан 4,13 1,96 1,33 2,45 2,15
- изопентан
1,47 1,93 0,39 1,95 1,54
- нормальный пентан 1,58 2,84 0,42 2,74 2,11
- гексаны
1,65 69,82 0,38 48,29 19,62
- гептаны - - - - -
- октаны - - - - -
- остаток C9+ - - - - -
2. Молекулярная масса 24,04 227,53 18,25 222,44 185,84
3. Плотность:
- газа, кг/м3 0,932 - 0,794 - -
- газа относительная (по воздуху), единиц 0,774 - 0,659 - -
- нефти, кг/м3 - 865,8 - 861,6 812,9
1. Молярная концентрация компонентов, %:
- сероводород не обнаружен
- двуокись углерода 0,28 - 0,16 - 0,04
- азот+редкие газы (в т. ч. гелий) 1,93 - 1,79 0,01 0,46
- метан 75,93 0,16 89,32 0,21 21,28
- этан 3,79 0,13 3,25 0,30 1,01
- пропан 4,74 0,51 2,13 0,96 1,69
- изобутан 3,78 1,11 1,19 1,63 1,84
- нормальный бутан 4,01 1,78 1,07 2,09 2,11
- изопентан
1,61 1,91 0,35 1,88 1,61
- нормальный пентан 1,67 2,61 0,34 2,39 1,87
- гексаны
1,34 66,58 0,27 28,79 15,40
- гептаны - - - - -
- октаны - - - - -
Продолжение таблицы 1.4
- остаток C9+ - - - - -
2. Молекулярная масса 27,47 224,18 18,15 217,97 169,40
3. Плотность:
- газа, кг/м3 0,901 - 0,754 - -
- газа относительная (по воздуху), единиц 0,748 - 0,626 - -
- нефти, кг/м3 - 867,1 - 852,4 826,9
1. Молярная концентрация компонентов, %:
- сероводород не обнаружен
- двуокись углерода 0,16 - 0,17 0,01 -
- азот+редкие газы (в т. ч. гелий) 1,34 - 1,50 - -
- метан 78,56 0,32 88,22 0,19 -
- этан 3,26 0,10 3,06 0,24 -
- пропан 3,49 0,41 2,09 0,83 -
- изобутан 3,39 1,13 1,47 1,65 -
- нормальный бутан 4,00 1,94 1,58 2,57 -
- изопентан
1,69 2,20 0,57 2,45 -
- нормальный пентан 1,88 3,25 0,63 3,51 -
- гексаны
2,26 90,67 0,73 88,57 -
- гептаны - - - - -
- октаны - - - - -
- остаток C9+ - - - - -
2. Молекулярная масса 24,37 191,50 - 189,40 -
3. Плотность:
- газа, кг/м3 1,013 - 0,823 - -
- газа относительная (по воздуху), единиц 0,841 - 0,684 - -
- нефти, кг/м3 - 840,5 - 837,4 789,0
1. Молярная концентрация компонентов, %:
- сероводород не обнаружен
- двуокись углерода - - 0,70 0,01 0,21
- азот+редкие газы (в т. ч. гелий) - - 0,58 - 0,16
- метан - - 79,16 0,11 22,14
- этан - - 7,29 0,59 2,46
- пропан - - 7,92 4,06 5,14
- изобутан - - 1,51 2,43 2,17
- нормальный бутан - - 1,95 4,63 3,89
- изопентан
- - 0,39 2,48 1,90
- нормальный пентан - - 0,32 2,75 2,07
- гексаны
- - 0,20 5,30 3,88
- гептаны - - - - -
- октаны - - - - -
- остаток C9+ - - - - -
2. Молекулярная масса - - 21,55 201,03 151,00
3. Плотность:
- газа, кг/м3 1,132 - 0,896 - -
- газа относительная (по воздуху), единиц 0,940 - 0,744 - -
- нефти, кг/м3 - 860,0 - 852,0 810,7
1. Молярная концентрация компонентов, %:
- сероводород не обнаружен
- двуокись углерода 1,13 0,01 1,26 - 0,39
- азот+редкие газы (в т. ч. гелий) 0,98 - 1,09 - 0,42
- метан 53,51 0,09 62,68 0,02 21,00
- этан 10,70 0,32 11,85 0,50 4,42
- пропан 17,49 2,14 14,60 4,04 7,13
- изобутан 2,53 0,87 1,60 1,68 1,80
- нормальный бутан 7,67 4,10 4,33 6,23 5,34
- изопентан
1,63 2,28 0,72 2,86 2,16
- нормальный пентан 2,19 4,26 0,94 4,74 3,61
Продолжение таблицы 1.4
- гексаны
1,42 47,58 0,57 42,79 21,81
- гептаны - - - - -
- октаны - - - - -
- остаток C9+ - - - - -
2