Состав природных газов

<14 15 161718 19 20 >

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (УВ) метанового ряда СН₄–С₄Н₁₀: метана, этана, пропана, изобутана и н-бутана, а также неуглеводородных компонентов: H₂S, N₂, CO, CO₂, H₂, Ar, He, Kr, Xe и другие.

При нормальных и стандартных условиях термодинамическив газообразном состоянии существуют только УВ состава С₁–С₄. Углеводороды алканового ряда, начиная с пентана и выше, при этих условиях находятся в жидком состоянии, температуры кипения для изо-С₅ равна 28 ^оС, а для н-С₅→ 36 ^оС. Однако, в попутных газах иногда наблюдаются углеводороды С₅ за счёт термобарических условий, фазовых переходов и других явлений.

Качественный состав газов нефтяного происхождения всегда одинаков (что нельзя сказать о газах вулканических извержений). Количественное распределение компонентов практически всегда различно.

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, так называемые, сухие газы.

Таблица 2.1

Состав газа газовых месторождений, объёмный %

Месторождение	СН₄	С₂Н₆	С₃Н₈	С₄Н₁₀	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	0,03	1,7	0,3	0,56
Шатлыкское	95,58	1,99	0,35	0,15	0,78	1,15	0,58
Медвежье	98,78	0,1	0,02	–	1,0	0,1	0,56
Заполярное	98,6	0,17	0,02	0,013	1,1	0,18	0,56

Сухость газа оценивается коэффициентом сухости (k_сух), величина которого пропорциональна отношению процентного содержания метана в газе к сумме тяжелых углеводородов:

. (2.2)

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

Тяжёлым нефтям свойственны сухие попутные газы с преобладанием метана в их составе. Например, содержание метана в составе попутного газа Русского месторождения Западной Сибири (плотность нефти более 920 кг/м³)аналогично содержанию метана в составе газа газового Уренгойского месторождения и составляет около 98,8 об. %.

Содержание метана в газах газоконденсатных месторождений колеблется в интервале 75–95 % (табл. 2.2). Попутный газ газоконденсатных месторождений и лёгких нефтей достаточно жирный. Жирность газа характеризуется коэффициентом жирности (k_жирн), который обратно пропорционален коэффициенту сухости (k_сух):

. (2.3)

Газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений (попутные газы) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции, газового бензина. При повышенном давлении углеводороды состава С₃, С₄легко сжижаются. В пластовых условиях в газообразном состоянии находится практически один метан.

Таблица 2.2

Состав газа газоконденсатных месторождений, объёмный %

Месторождение	СН₄	С₂Н₆	С₃Н₈	С₄Н₁₀	С₅Н₁₂	N₂	СО₂	Отност. 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 (БУ–8, БУ–14)	88,28	5,29	2,42	1,00	2,52	0,48	0,01	0,707

Распределение углеводородов в попутном газе нефтяных месторождений варьируется в диапазоне (табл. 2.3): для метана 35–85 %, тяжёлых углеводородов (С₂и выше) 20–40 %, реже доходит до 60 %.

Таблица 2.3

Состав попутного газа нефтяных месторождений, объёмный %

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	38,38	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