- •Л.В. Шишмина
- •Часть I
- •Томск 2010 Оглавление
- •Введение
- •1. Происхождение нефти
- •1.1.Гипотезы минерального происхождения нефти [3]
- •1.2. Представления об органическом происхождении нефти
- •1.3. Современные представления об образовании нефти и газа
- •1.4. Стадии процесса преобразования сапропелевого рассеянного органического вещества осадков[5]
- •1.5. Образование основных классов углеводородов нефти[3]
- •2. Химический состав нефти
- •2.1. Элементный состав
- •2.2. Фракционный состав
- •2.3. Групповой химический состав нефти
- •2.3.1. Групповой углеводородный состав нефти
- •2.3.2. Групповой состав гетероатомных компонентов нефти
- •2.3.3. Смолисто-асфальтеновые вещества
- •2.3.4. Минеральные компоненты нефти
- •3. Классификации нефти
- •3.1. Химические классификации
- •3.2. Генетические классификации
- •3.3. Технологические классификации
- •4. Нефть как дисперсная система. Ассоциаты нефти и структурообразование
- •Классификация нефтяных дисперсных систем по агрегатному состоянию
- •Основные понятия физико-химической механики нефтяных дисперсных систем
- •Межмолекулярное взаимодействие. Парафиновые углеводороды
- •Нафтеновые углеводороды (циклоалканы)
- •Ароматические углеводороды
- •Смолисто-асфальтеновые вещества
- •5. Реологические свойства нефти
- •6. Основные направления переработки нефтей[Шишлов]
- •Классификация процессов переработки нефтяного сырья
- •Поточные схемы нпз
- •7. Классификация и товарная характеристика нефтепродуктов
- •7.1. Классификация товарных нефтепродуктов
- •7.2. Химмотологические требования и марки моторных топлив
- •7.2.1. Автомобильные и авиационные бензины
- •7.2.2. Дизельные топлива
- •7.2.3. Реактивные топлива
- •8. Ресурсы и месторождения природного газа
- •8.1. Классификация газов по происхождению
- •8.2. Особенности химического состава газов различного происхождения
- •9. Каменноугольные газы
- •9.1. Состав каменноугольных газов
- •9.2. Газоносность каменных углей
- •Список использованных источников
8.2. Особенности химического состава газов различного происхождения
В табл. 20 приведен состав природных горючих газов некоторых газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений бывшего СССР [5].
Таблица 20. Состав газа некоторых месторождений, % об.
Месторождение |
СН4 |
С2H6 |
С3Н8 |
C4H10 |
C5+в |
СО2 |
H2S |
N2 |
Газовое |
|
|
|
|
|
|
|
|
Уренгойское |
96,00 |
0,09 |
0,01 |
0,08 |
0,01 |
0,49 |
– |
3,40 |
Медвежье |
99,20 |
0,08 |
0,01 |
0,07 |
0,02 |
0,06 |
– |
0,57 |
Ямбургское |
95,20 |
0,04 |
0,01 |
0,00 |
0,01 |
0,30 |
– |
4,00 |
Ставропольское |
98,80 |
0,30 |
0,20 |
0,10 |
– |
0,20 |
– |
0,40 |
Газлинское |
92,70 |
3,20 |
0,90 |
0,47 |
0,13 |
0,10 |
– |
2,50 |
Газоконденсатное |
|
|
|
|
|
|
|
|
Астраханское |
54,15 |
5,54 |
1,68 |
0,93 |
1,57 |
21,55 |
12,60 |
1,98 |
Оренбургское |
81,70 |
4,50 |
1,80 |
1,00 |
3,55 |
2,35 |
4,00 |
1,10 |
Карачаганакское |
75,31 |
5,45 |
2,62 |
1,37 |
5,98 |
4,79 |
3,69 |
0,79 |
Вуктыльское |
75,00 |
9,00 |
3,90 |
1,80 |
5.20 |
0,10 |
– |
5,00 |
Шатлыкское |
95,70 |
1,70 |
0,23 |
0,04 |
0,02 |
1,24 |
– |
1,40 |
Нефтяное |
|
|
|
|
|
|
|
|
Ромашкинское |
39,00 |
20,00 |
18,50 |
6,20 |
4,70 |
0,10 |
– |
11,50 |
Туймазинское |
41,00 |
21,00 |
17,40 |
6.80 |
4.60 |
0,10 |
2,00 |
7,10 |
Ишимбайское |
42,40 |
12,00 |
20,50 |
7,20 |
3,10 |
1,00 |
2,80 |
11,00 |
Шкаповское |
47,00 |
14,10 |
27,20 |
9,50 |
5,20 |
– |
– |
– |
Жирновское |
82,00 |
6,00 |
3,00 |
3,50 |
1,00 |
5,00 |
– |
1,50 |
Мyxaновскoe |
30,10 |
20,20 |
23,60 |
10,60 |
4,80 |
1.50 |
2,40 |
6,80 |
Небит-Дагское |
85,70 |
4,00 |
3,50 |
2,00 |
1,40 |
2,09 |
0,01 |
1,30 |
Газы газовых и газоконденсатных залежей состоят из углеводородовметанового ряда, представленных в основном метаном и его гомологами, а такженеуглеводородных компонентов: азота, углекислого газа (диоксида углерода), сероводорода, гелия и др. в большинстве залежей содержание углеводородов составляет до 95–98% всего состава, причем основная часть этого количества приходится на метан [16].
Газы газовых залежей содержат тяжелых углеводородов до 5%, доля этана в сумме этана, пропана и бутанов составляет 80–100%, пропана 1–15%, бутанов 1–5%.
Газы газоконденсатных залежей содержат тяжелых углеводородов до 5–15%, доля этана в сумме С2–С4составляет 60–80%, пропана 15–35%, бутанов 5–15%. Газы нефтегазоконденсатных залежей содержат до 30% гомологов метана, доля этана 40–60%, пропана 20–40%, бутанов 10–25%.
Азот– наиболее распространенный неуглеводородный компонент природного газа. В большинстве районов среднее содержание азота не превышает 8%. Отмечается его увеличение в природных газах с увеличением возраста вмещающих пород.
Концентрации диоксида углеродав газах газовых и газоконденсатных залежей колеблются от долей процента до 10–15%, в ряде случаев достигая 90%.
Сероводород– один из ценных компонентов природного газа, служит источником получения газовой серы. Концентрации сероводорода в природных газах изменяются от 0,01 до 25 и редко 100%. В бывшем СССР выявлено более 70 месторождений сероводородсодержащего газа, основная часть которых приурочена к карбонатным коллекторам. Высокосернистые газы связаны в основном с газовыми и газоконденсатными залежами, что обусловлено как особенностями генерации сероводорода, так и рядом деструктивных факторов.
Отмечается связь содержаний сероводорода и диоксида углерода. В малосернистых и бессернистых газах концентрация СО2обычно не превышает 0,5%, тогда как в сернистых и высокосернистых газах она значительно выше: 3,0–6,5%. Нижний предел целесообразности промышленного получения газовой серы – соотношение сероводорода и диоксида углерода, равное 0,2. Установлена обратная зависимость концентраций сероводорода от содержания гомологов метана.
В природных газах, кроме сероводорода, могут присутствовать и другие серосодержащие соединения: меркаптаны, сероокись углерода, сероуглерод, тиоэфиры, дисульфиды и т.п. Меркаптаны имеют резкий специфический запах, токсичны, коррозионноактивны. В некоторых случаях меркаптаны извлекают из газов в промышленных масштабах как ценное сырье для получения многих продуктов или для прямого использования в качестве одоранта.
В группе инертных газов промышленную ценность имеет гелий. Гелийсодержащие газы с концентрацией 0,010–0,015% широко распространены в мезозойских отложениях в районах молодых платформ. Более высокие содержания (от 0,035 и выше) характерны для палеозойских отложений древних платформ и особенно для газов с высоким содержанием азота. Для промышленного производства гелия используют природные и нефтяные газы с содержанием гелия не менее 0,2–0,3% об.
Основной источник аргонав осадочной толще – радиоактивный распад40К. Концентрации аргона в свободных газах 0,001–1,0% при фоновых значениях 0,01–0,03%. Максимальные концентрации аргона и гелия, как правило, связаны с одними и теми же месторождениями, в связи с чем высокие концентрации радиогенного аргона могут служить поисковым признаком гелиеносных газов.
Природные газы газовых месторождений могут содержать ртутьв концентрациях, представляющих промышленный интерес. Содержание ртути изменяется в широких пределах: от 110–8до 310–3г/м3, но всегда выше, чем в атмосфере.
В пределах Западно-Сибирского НГБ подавляющее большинство залежей нефти и газа приурочено к трем нефтегазоносным комплексам: сеноманскому, неокомскому и юрскому. Газы сеноманских отложений северных районов характеризуются в основном метановым составом, содержание гомологов не более 1–1,5%. Газы более глубоких горизонтов апта, неокома и юры содержат этан 4,7–7,6%, пропан 0,8–1,7%, бутаны 0,4–0,8% (табл. 21) [16].
Таблица 21. Характеристика газов месторождений Западно-Сибирского НГБ[16]
Месторождение |
Продуктивный горизонт |
Состав газа, % об. | ||||||
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
С4Н10 |
С5Н12+В |
N2 |
CО2 | ||
Харасавэйское |
ТП11 |
91,28 |
5,13 |
1,08 |
0,71 |
0,92 |
0,07 |
0,82 |
ТП21–23 |
87,67 |
6,86 |
1,67 |
0,70 |
1,52 |
– |
1,58 | |
Новопортовское |
НП4 |
90,15 |
5,10 |
1,84 |
0,78 |
1,44 |
– |
0,69 |
Тюменская свита |
86,89 |
6,40 |
1,82 |
0,70 |
3,39 |
0,39 |
0,41 | |
Крузенштернское |
ТП13 |
88,74 |
7,64 |
1,72 |
0,58 |
0,84 |
0,26 |
0,23 |
ТП10 |
90,73 |
6,94 |
0,28 |
0,36 |
0,66 |
0,26 |
0,77 | |
Ямбургское |
БУ8 |
89,67 |
4,39 |
1,64 |
0,74 |
2,36 |
0,26 |
0,94 |
ПК1 |
95,20 |
0,04 |
0,006 |
0,001 |
0,1 |
4,50 |
0,30 | |
Уренгойское |
ПК1 |
99,05 |
0,06 |
0,01 |
– |
– |
0,80 |
0,08 |
БУ1–2 |
89,00 |
5,15 |
2,33 |
1,07 |
1,44 |
0,81 |
0,19 | |
БУ5 |
88,24 |
5,53 |
2,56 |
1,08 |
2,20 |
0,38 |
0,01 | |
БУ14 |
82,27 |
6,56 |
3,24 |
1,49 |
5,62 |
0,32 |
0,50 | |
Медвежье |
ПК1 |
98,60 |
0,32 |
– |
– |
– |
0,80 |
0,20 |
Заполярное |
БТ10 |
85,69 |
5,33 |
2,77 |
1,12 |
4,76 |
0,30 |
0,03 |
Газы, растворенные в нефти, содержат метан, его гомологи, азот, углекислый газ, сероводород, гелий, аргон и другие компоненты. Для них характерны высокое содержание гомологов метана – 30% и более, а также весьма частое соотношение компонентов: С3>C2,C4>C2,C2+в>C1. Коэффициент «жирности» газов (100(С2+в)/С1) более 30, отношение нормального бутана к изобутану в основном больше 1.
Для дополнительной характеристики химического состава газов, их корреляции, а также прогноза типов залежей используют различные коэффициенты:
коэффициент «жирности» – отношение суммы гомологов метана к содержанию метана С2Н6+в/СН4;
коэффициент обогащенности углеводородами – отношение суммы углеводородов к азоту (СН4+С2Н6+в)/N2;
коэффициент этанизации – отношение этана к пропану С2Н6/С3Н8, равное 0,3–0,5 для газов нефтяных залежей; 1–3 – для нефтегазоконденсатных; более 5 – для газовых;
отношение содержания изобутана к нормальному бутану i-C4H10/n-C4H10, величина которого имеет корреляционные значения для определения типа залежи и прогноза нефтяных оторочек. В большинстве случаев отношение изобутана к нормальному при наличии нефтяной оторочки составляет более 0,75.
Старосельским [16] разработан метод прогноза фазового состояния углеводородов и выделения типов залежей, основанный на использовании четырех показателей:
сумма тяжелых углеводородов;
отношение С2/С3;
отношение 100С2/(С3+С4);
отношение 100(С2+в)/С1(рис. 8.1).
Показатели, рассчитанные по составу пластового или растворенного газа, проецируются с боковой шкалы на диагональную линию, соединяющую все квадраты. Три или четыре точки, попадающие в квадрат, характеризуют тип залежи. Размещение точек вблизи соседнего квадрата свидетельствует о возможном наличии двухфазной залежи или других залежей в разрезе.
Рис. 8.1. Диаграмма для определения типа залежи по В.И. Старосельскому