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.

Газы газовых и газоконденсатных залежей состоят из углеводородов метанового ряда, представленных в основном метаном и его гомологами, а также неуглеводородныхкомпонентов: 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–С₄ составляет 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 углерода в 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 СО₂ обычно 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 аргона в осадочной толще – радиоактивный распад ⁴⁰К. 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 ртуть в концентрациях, представляющих промышленный интерес. Содержание ртути изменяется в широких пределах: от 1×10^–8 до 3×10^–3 г/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]

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