Состав природных газов

Углеводородные газы в пластовых условиях в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Свободный газ обычно расположен в повышенной части пласта, в газовой шапке.

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

Методику и условия отбора глубинных проб – глубина отбора, пластовое давление, пластовая температура. Число и качество глубинных и отобранных на поверхности проб по продуктивным пластам. Методы исследования и проводившая их организация. Обоснование полноты изученности состава и свойств нефти и газа по каждому пласту (залежи), площади и разрезу.

И др.

Повышенной скоростью прохождения акустических волн

Газогидраты

Фазовые превращения и свойства газоконденсатных смесей в стволах скважин, газосепараторах и газопроводах.

О свойствах газа и газоконденсата в пластовых условиях обычно судят на основании данных об их свойствах в стандартных условиях и расчетов без отбора и анализа глубинных проб газа. Основой таких расчетов являются результаты моделирования фазовых превращений углеводородной смеси в лабораторных установках. Однако следует учитывать, что этот метод недостаточно точен.

Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической

решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи. Молекулы воды как бы раздвигаются молекулами газа — плотность воды в гидратном состоянии возрастает до 1,26-1,32 см³/г (плотность льда 1,09см³/г).

Один объем воды в гидратном состоянии связывает в зависимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа.

Условия образования гидратов определяются составом га­за, состоянием воды, внешними давлением и температурой и выражаются диаграммой гетерогенного состояния в коорди­натах р—Т (рис. 41). Для заданной температуры повышение давления выше давления, соответствующего равновесной кривой, сопровождается соединением молекул газа с молеку­лами воды и образованием гидратов. Обратное снижение давления (или повышение температуры при неизменном дав­лении) сопровождается разложением гидрата на газ и воду.

Плотность гидратов природных газов составляет от 0,9 до 1.1 г/см³.

Газогидратные залежи — это залежи, содержащие газ, находящийся частично или полностью в гидратном состоянии (в зависимости от термодинамических условий и стадии формирования). Для формирования и сохранения газогидратных залежей не нужны литологические покрышки: они сами являются непроницаемыми экранами, под которыми могут накапливаться залежи нефти и свободного газа. Газогидратная залежь внизу может контактировать с пластовой подошвенной водой, газовой залежью или непроницаемыми пластами

Присутствие гидратов в разрезе можно обнаружить стандартными методами каротажа. Гидратсодержащие пласты характеризуются:

незначительной амплитудой ПС;

отсутствием или малым значением приращения показаний микроградиент-зонда;

отсутствием глинистой корки и наличием каверн;

значительной (в большинстве случаев) величиной ρ_к;

В основе разработки газогидратных залежей лежит принцип перевода газа в залежи из гидратного состояния в свободное и отбора его традиционными методами с помощью скважин. Перевести газ из гидратного состояния в свободное можно путем закачки в пласт катализаторов для разложения гидрата;

повышения температуры залежи выше температуры разложения гидрата; снижения давления ниже давления разложения гидрата; термохимического, электроакустического и других воздействий на газогидратные залежи.

При вскрытии и разработке газогидратных залежей необходимо иметь в виду их специфические особенности, а именно: резкое увеличение объема газа при переходе его в свободное состояние; постоянство пластового давления, соответствующего определенной изотерме разработки газогидратной залежи; высвобождение больших объемов воды при разложении гидрата и др.

При изучении физико-химических свойств нефтей, газов и воды необходимо знать:

-Физико-химическая характеристика нефти, газа и конденсата в пластовых и стандартных условиях: плотность, вязкость, газосодержание, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости, состав и др. Изменчивость отдельных показателей состава и свойств по площади залежи и разрезу и их средние значения по каждой залежи.

- Товарная характеристика нефти, конденсата и газа: фракционный состав, теплота сгорания, содержание серы, смол, асфальтенов, масел, парафина, воды, солей, механических примесей; отнесение нефти, газа и конденсата к соответствующим группам государственных стандартов.

Предлагается работа с компонентным составом нефтяного газа для условий однократного разгазирования в стандартных условиях и для условий дифференциального разгазирования по ниже следующей таблице №2:

Таблица 2- Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание в %) по пласту Д₀ Энского месторождения

Наименование	При однократном разгазировании	При дифференциальном разгазировании
В стандартных условиях	В рабочих условиях	пластовая
выделившийся	нефть	выделившийся	нефть	нефть
газ		газ
сероводород	-	-	-	-	-
Углекислый газ	0,9		1,05	0,011	0,50
Азот+редкие	1,54		1,762	-	0,83
В т.ч.гелий	0,0235		0,0287	-	-
метан	45,88	0,28	53,467	0,039	25,2
этан	19,81	1,25	22,955	1,228	11,46
пропан	15,57	3,43	14,21	6,612	10,19
изобутан	2,91	0,75	1,541	2,352	1,97
н.бутан	6,98	3,67	3,417	7,505	5,58
изопентан	2,53	2,91	0,576	4,723	2,77
н.пентан	2,12	3,58	0,591	4,821	2,83
гексаны	1,50	8,40	0,312	8,417	4,60
гептаны	0,26	8,63	0,086	7,465	3,99
Остаток (С8+выс..)	-	67,10	0,051	56,827	30,08
Молек.масса	32,226		26,826	185,2
Молек.масса остат.
Плотность:
Газа нг/м^3	1,438		1,197
Газа отн.воздуха	1,112		0,926
Нефти,г/см^3		0,8522		0,8328	0,7531

Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует (это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи), то весь газ залежи растворён в нефти. Этот газ будет, по мере снижения давления, выделятся из нефти при разработке месторождения и будет называться попутным газом.

В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше, как правило, растворённого газа содержится в нефти.

Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется давлением насыщения. Оно определяется составом нефти и газа и температурой в пласте.

От давления насыщения зависит газовый фактор – количество газа (в м³), содержащееся в 1 тонне нефти (в м³).

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. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95% метана (табл. 2.1).

Химический состав газа газовых месторождений, об. % Таблица 2.1

Месторождение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Относит. плотность
Северо-Ставропольское	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

Содержание метана на газоконденсатных месторождениях колеблется от 75 - 95% (табл. 2.2).

Химический состав газа газоконденсатных месторождений, об. % Таблица 2.2

Месторождение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Относит. плотность
Вуктыльское	74,80	7,70	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 в попутном газе варьируется в диапазоне 20-40%, реже доходит до 60% (табл. 2.3).

Химический состав газа нефтяных месторождений (попутного газа), об. %

Таблица 2.3

Месторождение	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

Тяжёлым нефтям свойственны сухие попутные нефтяные газы, с преобладанием метана. Коэффициент сухости (k _сух.) пропорционален содержанию метана:

(2.1)

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

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

(2.2)

Дата добавления: 2014-01-14