Состав природных газов

ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

Тепловых свойства некоторых горных пород и пластовых флюидов

Горная порода	с, кДж/(кг×К)	l, Вт/(м×К)	a×10^3, м^2/с	aL×10^5, 1/К
Глина	0,755	0,99	0,97	–
Глинистые сланцы	0,772	154-218	0,97	0,9
Доломит	0,93	1,1-4,98	0,86	–
Известняк кристаллический	1,1	2,18	0,5-1,2	0,5–0,89
Известняк доломитизированный	1,51	–	–	–
Кварц	0,692	2,49	1,36	1,36
Мергель	0,915-2,18	–	–	–
Песок (сухой)	0,8	0,347	0,2	0,5
Песок с влажностью 20-25 %	–	3,42	–	–
Песчаник плотный	1,27-3,01	0,838	1,39	0,5
Пластовые флюиды: Нефть	2,1	0,139	0,069–0,086	–
Вода	4,15	0,582	0,14	–

Температуропроводность пород не зависит от минерализации пластовых вод. Температуропроводность и теплопроводность, измеренная вдоль напластования породы, большей частью превышает на 10-50 % значения этих тепловых свойств, измеренных в направлении, перпендикулярном напластованию.

Природные газы – это вещества, которые при нормальных (стандартных) условиях находятся в газообразном состоянии и, в зависимости от условий, могут находиться в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом.

Углеводородные газы в пластовых условиях (в залежах) в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в различных агрегатных состояниях – газообразном, жидком, в виде газожидкостных смесей.

Свободный газ обычно расположен в повышенной части пласта, в газовой шапке. Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует, то весь газ залежи растворён в нефти. Это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи. Этот газ, по мере снижения давления при добыче, выделятся из нефти. Он называться попутным газом.

В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше, растворённого газа содержится в нефти. Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется пластовым давлением насыщения. Д авление насыщения нефти газом в пластовых условиях определяется составом нефти, газа и температурой в пласте.

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (СН₄-С₄Н_10, и выше), а также неуглеводородных компонентов (H₂S, N₂, CO, CO₂, Ar, H₂, He и др.).

Качественный состав газов нефтяного происхождения всегда одинаков, что нельзя сказать о газах вулканических извержений.

При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С₁–С₄. Углеводороды С₅ и выше при нормальных условиях находятся в жидком состоянии. При высоких давлениях жидкие углеводороды растворяются в газовой фазе (газовые растворы, газоконденсаты). Поэтому при высоких давлениях плотность газа может приближаться к плотности легких углеводородных жидкостей.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95 % метана (табл. 2.1) и представляют собой группу сухих газов.

Таблица 2.1

Химический состав газа газовых месторождений, об. %

Месторож- дение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Относит. плотность
Северо–Став-ропольское	98,9	0,29	0,16	0,05	–	0,4	0,2	0,56
Уренгойское	98,84	0,1	0,03	0,02	0,01	1,7	0,3	0,56
Шатлыкское	95,58	1,99	0,35	0,1	0,05	0,78	1,15	0,58
Медвежье	98,78	0,1	0,02	–	–	1,0	0,1	0,56
Заполярное	98,6	0,07	0,02	0,013	0,01	1,1	0,18	0,56

Содержание метана в газах газоконденсатных месторождений колеблется от 75–95 % (табл. 2.2).

Таблица 2.2

Химический состав газа газоконденсатных месторождений, об. %

Месторож- дение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Относит. плотность
Вуктыльское	74,80	8,70	3,90	1,80	6,40	4,30	0,10	0,882
Оренбургское	84,00	5,00	1,60	0,70	1,80	3,5	0,5	0,680
Ямбургское	89,67	4,39	1,64	0,74	2,36	0,26	0,94	0,713
Уренгойское	88,28	5,29	2,42	1,00	2,52	0,48	0,01	0,707

Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Содержание метана изменяется от 35–85 %. Содержание тяжёлых углеводородов (С₂ и выше) в попутном газе варьируется в диапазоне 20–40 %, реже доходит до 60 % (табл. 2.3).

Таблица 2.3

Химический состав попутного газа нефтяных месторождений, об. %

Месторож- дение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Относит. плотность
Бавлинское	35,0	20,7	19,9	9,8	5,8	8,4	0,4	1,181
Ромашкинское		19,1	17,8	8,0	6,8	8,0	1,5	1,125
Самотлорское	53,4	7,2	15,1	8,3	6,3	9,6	0,1	1,010
Узеньское	50,2	20,2	16,8	7,7	3,0	2,3	–	1,010
Трехозерное	48,0	12,2	24,0	11,1	2,6	2,1	–	1,288

Как правило, тяжёлым нефтям свойственны сухие попутные газы, с преобладанием метана в их составе. Коэффициент сухости (k_сух.) пропорционален содержанию метана:

. (2.2)

Под тяжелыми УВ понимается суммарное содержание углеводородов от этана (С₂Н₆) и выше.

Например, содержание метана в составе попутного газа Русского месторождения Западной Сибири (плотность нефти более 0,92 кг/м³) аналогично содержанию метана в составе газа Уренгойского месторождения, около 98,8 объёмных %.

Лёгким нефтям свойственны жирные попутные газы. Коэффициент жирности (k_жирн) пропорционален содержанию тяжелых углеводородов:

(2.3)

Попутный газ газоконденсатных систем и легких нефтей достаточно жирный.

Дата добавления: 2014-01-06