4.3. Состав углеводородных газов
Природные газы – это вещества, которые при нормальных (стандартных) условиях находятся в газообразном состоянии и, в зависимости от условий, могут находиться в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом.
Углеводородные газы в пластовых условиях (в залежах) в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в различных агрегатных состояниях – газообразном, жидком, в виде газожидкостных смесей.
Свободный газ обычно расположен в повышенной части пласта, в газовой шапке. Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует, то весь газ залежи растворён в нефти. Это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи. Этот газ, по мере снижения давления при добыче, выделятся из нефти. Он называться попутным газом.
В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше, растворённого газа содержится в нефти. Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется пластовым давлением насыщения. Давление насыщения нефти газом в пластовых условиях определяется составом нефти, газа и температурой в пласте.
Природные углеводородные газы подразделяются на три группы:
1) газы чисто газовых месторождений (группа сухих газов - почти из СН4);
2) газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ);
3) газы газоконденсатных месторождений (залежей).
Для сравнения в табл. 4.1, 4.2 и 4.3 приведены составы газов различных месторождений (залежей).
Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95 % метана (табл. 4.1) и представляют собой группу сухих газов.
Таблица 4.1. Химический состав газа газовых месторождений, об. %
Месторождение |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
С4Н10 |
С5Н12 |
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 |
0,02 |
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. 4.2).
Таблица 4.2. 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. 4.3).
Таблица 4.3. Химический состав попутного газа нефтяных месторождений, об. %
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 |
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:
.
(4.2)
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:
(4.3)
Попутный газ газоконденсатных систем и легких нефтей достаточно жирный.
Газовые смеси характеризуются массовыми и объемными концентрациями компонентов. Объемный состав газовой смеси примерно совпадает с молекулярным, т.к. объем 1 кмоля идеального газа при одинаковых условиях по закону Авогадро имеет одну и ту же величину: при 0°С и 760 мм рт. ст. он равен 22,41 м3.
Если задан молярный состав смеси, то средняя молекулярная масса ее составит:
(4.4)
где У1, У2,...Уn– молярные (объемные) доли компонентов, %;
М1,М2,…Мn – молекулярные массы компонентов. Если задан массовый состав смеси в процентах, то ее среднюю молекулярную массу можно вычислить по формуле
(4.5)
где g1,g2,…gn - массовые доли компонентов, %.
Плотность смеси определяют по вычисленному значению средней молекулярной массы:
(4.6)
Относительная плотность по воздуху определится:
(4.7)
Если дан массовый или молярный состав газа, то содержание тяжелых углеводородов (ТУ) определится по формуле:
(4.8)
где: gi –массовая доля ТУ в газе, %;
см – средняя плотность газовой смеси, кг/м3;
Уi - молярная доля данного компонента в газе,%;
i - плотность данного ТУ, кг/м3.
Пример. По данному массовому составу газа требуется определить содержание в нем пропана, бутана (в г/м3). Массовый состав газа (в %): метан - 19,5; этан 11,8; пропан - 37,95; изобутан - 3,25; н-бутан - 12,05, пентан+высшие - 8,15; азот - 7,30.
Решение Для определения средней плотности газа найдем среднюю молекулярную массу газа по (4.5):
Среднюю плотность газа определим по (4.6):
Содержание ТУ по (4.8):
пропана – 10·37,95·1,43=542 г/м3;
изебутана– 10·3,25·1,43=46,5 г/м3;
н-бутана – 10·12,05·1,43=172 г/м3;
пентана/выс. – 10·8,15·1,43=117 г/м3
Итого: 877,5 г/м3