- •Физика нефтяного и газового пласта
- •Типы пород–коллекторов
- •Залегание нефти, газа и воды
- •1.3. Гранулометрический состав горных пород
- •1.4.1. Виды пористости
- •1.4.2. Структура порового пространства
- •.5. Проницаемость
- •1.5.2. Радиальная фильтрация нефти и газа в пористой среде
- •1.5.3. Классификация проницаемых пород
- •1.5.4. Оценка проницаемости пласта, состоящего из нескольких продуктивных пропластков различной проницаемости
- •1.5.5. Зависимость проницаемости от пористости
- •1.6. Насыщенность коллекторов
- •1.7. Зависимости проницаемости от насыщенности коллекторов
- •1.8. Удельная поверхность
- •1.10. Карбонатность горных пород
- •1.11. Набухаемость пластовых глин
- •1.12. Механические свойства горных пород
- •1.13. Тепловые свойства горных пород
- •2.1. Состав природных газов
- •2.2. Способы выражения состава
- •2.3. Аддитивный подход расчета физико-химических свойств углеводородных газов
- •2.5. Состояние реальных газов
- •Критические давления, температуры и коэффициенты сверхсжимаемости компонентов нефтяных газов
- •2.7. Растворимость газов в нефти и воде
- •3.2. Физико–химические свойства нефти
- •3.2.1. Плотность нефти
- •3.2.3. Реологические свойства нефтий
- •3.2.5. Давление насыщения нефти газом
- •3.2.6. Сжимаемость нефти
- •3.2.7. Объёмный коэффициент нефти
- •3.2.9. Электрические свойства нефтей
- •3.3. Различие свойств нефти в пределах нефтеносной залежи
- •4. Фазовые состояния углеводородных систем
- •4.1. Схема фазовых превращений однокомпонентных систем
- •4.2. Фазовые состояния углеводородных смесей
- •4.3. Фазовые переходы в нефти, воде и газе
- •5.1. Химические свойства пластовых вод
- •5.1.1. Минерализация пластовой воды
- •5.1.2. Тип пластовой воды
- •5.1.3. Жесткость пластовых вод
- •5.1.4. Показатель концентрации водородных ионов
- •Величины ионного произведения воды при различных температурах
- •5.2.1. Плотность
- •5.2.2. Вязкость
- •5.2.3. Сжимаемость
- •5.2.4. Объёмный коэффициент
- •5.2.5. Тепловые свойства
- •5.2.6. Электропроводность
- •5.3. Характеристика переходных зон
- •6. Поверхностно–молекулярные свойства системы пласт–вода–нефть–газ
- •6.1. Роль поверхностных явлений в фильтрации
- •6.2. Поверхностное натяжение
- •6.4. Работа адгезии и когезии, теплота смачивания
- •6.5. Кинетический гистерезис смачивания
2.1. Состав природных газов
Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (СН4-С4Н10, 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. %
Месторождение |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
С4Н10 |
С5Н12 |
N2 |
СО2 |
Относит. плотность |
Северо–Ставрополь-ское |
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. %
Месторождение |
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 |
3838 |
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 (kсух.) 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 (kжирн) пропорционален содержанию тяжелых углеводородов:
(2.3)
Попутный газ газоконденсатных систем и легких нефтей достаточно жирный.