- •I Физические свойства горных пород-коллекторов нефти и газа
- •II физико-механические и тепловые свойства горных пород
- •§ 1. Напряженное состояние пород в условиях залегания в массиве
- •§ 2. Напряженное состояние пород в районе горных выработок
- •§ 3. Деформационные и прочностные свойства горных пород
- •4. Упругие изменения свойств коллекторов в процессе разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождении
- •§ 5. Влияние давления на коллекторские свойства пород
- •§ 6. Упругие колебания в породах и их акустические свойства
- •§ 7. Тепловые свойства горных пород
- •Глава III состав и физические свойства природных газов и нефтей
- •§1. Физическое состояние нефти газа при различных условиях в залежи
- •§ 2. Состав и классификация нефтей
- •§ 3. Состав и классификация природных газов
- •§ 4. Газовые смеси Плотность газа
- •Состав газовой смеси
- •Содержание тяжелых углеводородов в газе
- •Парциальное давление и парциальный объем компонента в смеси идеальных газов
- •§5. Жидкие смеси Состав и характеристика жидкой смеси
- •Объем паров после испарения жидкости
- •§ 6. Коэффициент сверхсжимаемости природных газов
- •§ 7. Плотности природного газа, стабильного и насыщенного углеводородного конденсата
- •§ 8. Вязкость газов и углеводородных конденсатов
- •§ 9. Определение изобарной молярной теплоемкости природных газов
- •Пругость насыщенных паров
- •§ 11. Растворимость газов в нефти и в воде
- •§ 12. Давление насыщения нефти газом
- •§ 13. Сжимаемость нефти. Объемный коэффициент
- •§ 14. Плотность пластовой нефти
- •§ 15. Вязкость пластовой нефти
- •§ 16. Структурно-механические свойства аномально-вязких нефтей
- •§ 17. Приборы для исследования свойств пластовых нефтей
- •Установка асм-зоом для исследования пластовых нефтей
- •§ 18. Фотоколориметрия нефти
- •Глава IV фазовые состояния углеводородных систем
- •§ 1. Схемы фазовых превращений углеводородов
- •Поведение бинарных и многокомпонентных систем в критической области
- •§ 2. Критическая температура и критическое давление многокомпонентных углеводородных смесей
- •§ 3. Влагосодержание природных газов и газоконденсатных систем, влияние воды на фазовые превращения углеводородов
- •§ 4. Фазовое состояние системы нефть-газ при различных давлениях и температурах
- •§ 5. Краткая характеристика газогидратных залежей
- •§ 6. Газоконденсатная характеристика залежи. Приборы для лабораторного изучения свойств газоконденсатных смесей
- •Методика исследования на установке уфр-2
- •Исследование проб сырого конденсата и отсепарированного газа
- •§ 7. Расчет фазовых равновесий углеводородных смесей
- •Константы фазовых равновесий
- •Уравнения фазовых концентраций
- •Определение констант фазового равновесия по давлению схождения
- •Аналитический расчет фазовых превращений газоконденсатных смесей при изменении давления и температуры
- •Глава V пластовые воды и их физические свойства
- •§ 1. Состояние остаточной (связанной) воды в нефтяных и газовых коллекторах
- •§ 2. Методы определения количества остаточной (связанной) воды в пластах
- •§ 3. Состояние переходных зон нефть-вода, нефть-газ и вода-газ
- •§ 4. Физические свойства пластовых вод
- •§ 5. Выпадение неорганических кристаллических осадков цз попутно добываемой воды
- •Глава VI молекулярно-поверхностные свойства системы нефть—газ—вода—порода
- •§ 1. Роль поверхностных явлений при движении нефти, воды и газа в пористой среде
- •§ 2. Зависимость поверхностного натяжения пластовых жидкостей от давления и температуры
- •§ 3. Смачивание и краевой угол. Работа адгезии. Теплота смачивания
- •§ 4. Кинетический гистерезис смачивания
- •§ 5. Свойства поверхностных слоев пластовых жидкостей
- •§ 6. Измерение углов смачивания
- •Глава VII физические основы вытеснения нефти водой и газом из пористых сред
- •§ 1. Источники пластовой энергии. Силы, действующие в залежи
- •§ 2. Поверхностные явления при фильтрации пластовых жидкостей. Причины нарушения закона дарси
- •§ 3. Электрокинетические явления в пористых средах
- •§ 4. Дроссельный эффект при движении жидкостей и газов в пористой среде
- •§ 5. Общая схема вытеснения из пласта нефти водой и газом
- •§ 6. Нефтеотдача пластов при различных условиях дренирования залежи
- •§ 7. Роль капиллярных процессов при вытеснении нефти водой из пористых сред
- •§ 8. Использование теории капиллярных явлений для установления зависимости нефтеотдачи от различных факторов
- •§ 9. Зависимость нефтеотдачи от скорости вЫтеснения нефти водой
- •§ 10. Компонентоотдача газовых и газоконденсатных месторождений
- •Глава VIII повышение нефте- и газоотдачи пластов
- •§ 2. Моющие и нефтевытесняющие свойства вод
- •§ 3. Обработка воды поверхностно-активными веществами
- •§ 4. Применение углекислого газа для увеличения нефтеотдачи пластов
- •§ 5. Вытеснение нефти из пласта растворами полимеров
- •§ 6. Щелочное и термощелочное заводнение
- •§ 7. Мицеллярные растворы
- •§ 8. Термические способы увеличения нефтеотдачи
- •§ 9. Условия взаиморастворимости углеводородов оторочки с нефтью и газом
- •§ 10. Извлечение нефти газом высокого давления
- •Список литературы
§ 3. Состав и классификация природных газов
Природные газы, добываемые из чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений, состоят из углеводородов гомологического ряда метана с общей формулой CnH2n+2, a также неуглеводородных компонентов: азота (N2), углекислого газа (СО2), сероводорода (H2S), меркаптанов (RSH), редкоземельных (инертных) газов (гелия, аргона, криптона, ксенона,), ртути. Число углеродных атомов в молекуле углеводородов п может достигать 18 и более.
Метан (СН4), этан (С2Н6) и этилен (С2Н4) при обычных условиях давления (р=0,1 МПа) и температуры (Т=288—303 К) являются газами.
Пропан (С3Н8), пропилен (С3Н6), изобутан (i-C4H10), нормальный бутан (n=С4Н10), бутилены (С4Н8) при атмосферных условиях находятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенных давлениях — в жидком состоянии. Они входят в состав жидких углеводородных газов.
Углеводороды, начиная с изопентана (i-C5H12) и более тяжелые (17п>5), при атмосферных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции.
Углеводороды, в молекулу которых входит 18 атомов углерода (от C18H38) и более расположенных в одну цепочку, при атмосферных условиях находятся в твердом состоянии.
В табл. III. 1 приведены составы сухого газа, жидких газов и газового бензина.
Таблица III.I Составы сухого газа, жидких газов и газового бензина
Компоненты |
Название смеси |
Метан, этилен, этан |
Сухой газ |
Пропан, пропилен, изобутан, нормальный бутан, бутилен |
Жидкий газ |
Изопентан, нормальный пентан, амилены, гексан и др. |
Бензин |
Природные газы подразделяются на три следующие группы.
1. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений и представляющие собой сухой газ, свободный от тяжелых углеводородов.
2. Газы, добываемые вместе с нефтью. Это физические смеси сухого газа, пропан-бутановой фракции (жидкого газа) и газового бензина.
3. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений,— смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции.
В табл. III.2 III.3, III.4 приведены составы природных газов некоторых чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений.
Таблица III.2- Объемный состав природных газов, добываемых из чисто газовых месторождений (в %)
Месторождение |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
С4Н10 |
С5Н12+ |
N2+R** |
CO2 |
H2S |
Относительная плотность |
Медвежье* |
98,78 |
0,1 |
0,02 |
0,002 |
— |
1 |
0,1 |
— |
0,56 |
Заполярное* |
98,6 |
0,07 |
0,02 |
0,013 |
0,01 |
1,1 |
0,18 |
— |
0,56 |
Уренгойское* |
97,8 |
0,1 |
0,03 |
0,02 |
0,01 |
1,7 |
0,3 |
— |
0,56 |
Ширяевское |
58,86 |
1,88 |
0,6 |
0,23 |
0,12 |
0,81 |
11 |
26,5 |
0,855 |
* Сеноманская залежь; ** R — редкоземельные инертные газы: гелий, аргон, криптон, ксенон.
Таблица III.3 - Объемный состав природных газов, добываемых из газоконденсатных месторождений (в %)
Месторождение |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
С4Н10 |
С5Н12+ |
N2+R** |
CO2 |
H2S |
Относительная плотность |
Вуктыльское |
74,8 |
8,7 |
3,9 |
1,8 |
6,4 |
4,3 |
0,1 |
— |
0,882 |
Оренбургское |
84 |
5 |
1,6 |
0,7 |
1,8 |
3,5-4,9 |
0,5-1,7 |
1,3-5 |
0,68-0,7 |
Уренгойское |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
БУ-8 |
88,28 |
5,29 |
2,42 |
1 |
2,52 |
0,48 |
0,01 |
— |
0,707 |
БУ-14 |
82,27 |
6,56 |
3,24 |
1,49 |
5,62 |
0,32 |
0,5 |
— |
0,813 |
Таблица III.4 - Объемный состав природных газов, добываемых вместе с нефтью (в %)
Месторождение |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
С4Н10 |
С5Н12+ |
N2+R** |
CO2 |
H2S |
Относительная плотность |
Бавлинское |
35 |
20,7 |
19,9 |
9,8 |
5,8 |
8,4 |
0,4 |
— |
1,181 |
Мухановское |
30,1 |
20,2 |
23,6 |
10,6 |
4,8 |
6,8 |
1,5 |
2,4 |
1,186 |
Ишимбайское |
42,4 |
12 |
20,5 |
7,2 |
3,1 |
11 |
1 |
2,8 |
1,046 |
Ромашкинское |
38,8 |
19,1 |
17,8 |
8 |
6,8 |
8 |
1,5 |
—- |
1,125 |
Основные физико-химические свойства алканов (предельных парафиновых углеводородов) приведены в табл. III.5.
Таблица III.5 - Физико-химические свойства алканов
Показатели |
Метан |
Этан |
Пропан |
Изобутан |
н-Бутан |
Изопентан |
н-Пентан |
Гексан |
Химическая формула |
СН4 |
С2Н8 |
С3Н8 |
i-C4H10 |
n-C4H10 |
i-C5H12 |
n-C5H12 |
C6H14 |
Молекулярная масса |
16.043 |
30,07 |
44,097 |
58,124 |
58,124 |
72,151 |
72,151 |
88,178 |
Массовая доля углерода, % |
74,87 |
79,96 |
81,8 |
82,66 |
82,66 |
83,23 |
83,23 |
83,62 |
Газовая постоянная, Дж/ (кг -К) |
521 |
278 |
189 |
143 |
143 |
115 |
115 |
96 |
Температура плавления при нормальном давлении, °С |
-182,5 |
-172,5 |
-187,5 |
-145 |
-135 |
-160,6 |
-129,7 |
-95,5 |
Температура кипения при нормальном давлении, °С |
-161,3 |
-88,6 |
-42,2 |
-10,1 |
-0,5 |
+28 |
+36,2 |
+69 |
Критические параметры: |
|
|
|
|
|
|
|
|
температура, К |
190,7 |
306,2 |
369,8 |
407,2 |
425,2 |
461 |
470,4 |
508 |
давление абсолютное, МПа |
4,58 |
4,86 |
4,34 |
3,72 |
3,57 |
3,28 |
3,3 |
2,96 |
плотность, кг/м3 |
162 |
210 |
225,5 |
232,5 |
225,2 |
— |
232 |
— |
удельный объем, м3/кг |
0,00617 |
0,0047 |
0,00443 |
0,0043 |
0,0044 |
— |
0,0043 |
— |
Плотность газа при нормальном давлении и 0°С, кг/м3 |
0,717 |
1,344 |
1,967 |
2,598 |
2,598 |
3,22 |
3,22 |
3,88 |
Относительная плотность газа (по воздуху) |
0,5545 |
1,038 |
1,523 |
2,007 |
2,007 |
2,488 |
2,488 |
2,972 |
Удельный объем газа при нормальном давлении и 0 °С, м3/кг |
1,4 |
0,745 |
0,510 |
0,385 |
0,385 |
0,321 |
0,321 |
0,258 |
Предел взрываемости, об. %: |
|
|
|
|
|
|
|
|
низший |
5,35 |
3,2 |
2,3 |
1,8 |
1,9 |
1,32 |
1,4 |
1,25 |
высший |
14,9 |
12,5 |
9,5 |
8,4 |
8,5 |
— |
7,8 |
6,9 |
Объем газа после испарения жидкости, приведенный к нормальному давлению и к 0 °С, м3/м |
442,1 |
311,1 |
272,9 |
229,4 |
237,5 |
204,6 |
206,6 |
182 |
Коэффициент динамической вязкости при 0°С и нормальном давлении, 10-7 Па-с |
103 |
83 |
75 |
69 |
69 |
62 |
62 |
59 |
Критический коэффициент сжимаемости zKР |
0,29 |
0,285 |
0,277 |
0,283 |
0,274 |
0,268 |
0,269 |
0,264 |
Критический мольный объем Vкр, см3/моль |
99.5 |
148 |
200 |
263 |
255 |
308 |
311 |
368 |
Ацентрический фактор |
0.013 |
0.105 |
0,152 |
0,192 |
0,201 |
0,208 |
0,252 |
0,29 |
Плотность в жидком состоянии при температуре кипения и нормальном давлении, кг/м3 |
416 |
546 |
585 |
582 при 0ОС |
600 при 0ОС |
625 |
637 |
664 |
Удельная теплоемкость (при 0 °С), кДж/(кг- К): |
|
|
|
|
|
|
|
|
газа Ср при постоянном давлении |
2,22 |
1,729 |
1,56 |
1,49 |
1,49 |
1,45 |
1,45 |
1,41 |
газа сv при постоянном объеме |
1.69 |
1.43 |
1.35 |
1.315 |
1.315 |
1.29 |
1.29 |
1.272 |
Отношение теплоемкости газа СР/сv при 0°С |
1.31 |
1.198 |
1,161 |
1,144 |
1,144 |
1,121 |
1,121 |
1,113 |
Теплота испарения при нормальном давлении, кДж/кг |
570 |
490 |
427 |
352 |
394 |
357 |
341 |
341 |
Теплота плавления при нормальном давлении, кДж/кг |
60,7 |
95,1 |
80 |
77,6 |
75,5 |
70,8 |
116,2 |
151,5 |
Теплопроводность, кДж/(м-ч-°С) при 0°С) |
0,1082 |
0,065 |
0,0532 |
0,0486 |
0,0486 |
0,0461 |
0,0461 |
— |