2. Физические свойства нефти: плотность, вязкость, гидрофобность. Групповой состав.

См. выше.

3. Состав и физические свойства природных газов. Газогидраты. Условия образования газогидратов, газоконденсаты. Крупнейшие месторождения газа.

Природный газ - УВ растворы, имеющие газообразное в нормальных атмосферных условиях состояние, выделенный из состава более сложных природных систем. В условиях залежи газ очень часто растворяется в нефти, и мы имеет жидкие растворы. При подъеме на поверхность происходит разгазирование нефти.

Морфологические типы:

1. Свободные - свободные в атмосфере, газовые струи, грязевые вулканы, газовые залежи, газовые шапки газонефтяных залежей и газы, рассеянные в порах ГП.

2. Растворенные - в нефти, грунтовых и пластовых водах.

3. Сорбированный минеральными компонентами (ОВ углей, глинистые минералы).

4. Окклюдированные - в газовых включениях в минералах.

Твердые растворы - газогидраты (газ в твердом состоянии). Газовые растворы - газоконденсаты (газ в жидком состоянии).

Состав природного газа:

1. Газообразные УВ (пропан, бутан и т.п.), СО₂, N₂. Как правило, один из компонентов преобладает, чаще всего - метан.

2. Примеси: O₂, H₂S, H₂, CO, He, Ar и др. инертные газы.

Из них к горючим газам (выделяют тепло при сгорании) относятся предельные УВ - метан СН₄, этан С₂Н₆, пропан С₃Н₈, бутан и изобутан С₄Н₁₀, неопентан С₅Н₁₂ и непредельные - этилен С₂Н₄, пропилен С₃Н₆, бутилен и изобутилен С₄Н₈, а также H₂, H₂S, CO.

К негорючим (не выделяют тепло) - N₂, O₂, CO₂ и все инертные газы.

Газовые гомологи метана или "тяжелые" гомологи часто обозначают - C₂₊ или ТУВ, их состав часто включает легкие жидкие УВ - С₅-С₇.

Состав природного газа газовых и нефтегазовых залежей.

• Основными компонентами природных газов газовых и нефтегазовых залежей, а также рассеянных в осадочных породах газов, являются газообразные УВ (преобладают), углекислый газ и азот, а также пары легких жидких УВ (92-98%).

• Количество H₂S редко превышают 2-5%, чаще - 0,01%, но есть залежи, где его >20% (Лак, Астраханское).

• В газовых шапках нефтегазовых залежей увеличивается количество C₂₊ и легких жидких УВ.

• С глубиной увеличивается содержание гомологов метана как в чисто газовых залежах, так и в нефтегазовых.

Природный газ, содержащий до 85% CH₄, с низким содержанием C₂H₆ (до 3%), практическим отсутствием C₃H₈, C₄H₁₀, называется сухим (иногда тощим). Газ с повышенным содержанием этих гомологов - жирным. Используется коэффициент "сухости газа": CH₄/ΣC₂₊. Для чисто газовых залежей характерен сухой газ. Для газонефтяных и нефтегазовых залежей - жирный газ.

Попутные газы:

• Газы, растворенные в нефти, называются попутными.

• В них повышенное содержание С₂₊ и паров легких жидких УВ.

• Попутные газы являются ценным химическим сырьем для извлечения пропана и этана.

Растворенные газы. ПГ в земной коре могут находиться в:

1. Жидком состоянии. Жидкие природные растворы - пластовые воды и нефть. Хорошо растворимы в воде - СO₂. H₂S, NH₃. УВ газы, N₂, H₂, O₂, инертные газы обладают небольшой растворимостью в воде. Еще хуже растворяются жидкие УВ. Растворимость газа повышается с увеличением пластового давления.

2. Твердом состоянии.

3. Газовом состоянии.

Газоконденсат. При сжатии чистый газ конденсируется, при этом возникает жидкая фаза, которая может сосуществовать с газовой.

В многокомпонентных системах (природные УВ) увеличение Р ведет к тому, что жидкость, т.е. легкие фракции нефти, растворяются в газе - образуется "газорастворенная нефть" - газоконденсат (ГК) - газоконденсатная система (ГКС).

Формирование ГКС происходит в результате ретроградных явлений в условиях надкритических температур и давлений.

В многокомпонентных смесях при росте Р испарение увеличивается - жидкость переходит в газообразное состояние - ретроградное испарение, а при падении Р газ (пар) конденсируется - ретроградная конденсация.

В целом, газоконденсатными УВ системами в пластовых условия, в которых при определенных термобарических условия УВ (С5+) находится в растворенном парообразном состоянии, растворителями являются метан, гомологи метана, двуокиси углерода.

Типы ГК:

1. Первичные - исходные. Характерно отсутствие нефтяной оторочки, в вертикально разрезе они глубже нефтяных залежей в более жестких термобарических условиях. Эти ГКС отличаются низкими значениями Кф (коэффициент насыщения, растворения, газовый фактор), преобладанием в жидкой фазе ароматических УВ (2-45% на фракцию н.к. - 200С), а в газах - CH₄, CO₂.

2. Вторичные - новообразованные из нефти. Отличаются присутствием нефтяной оторочки в залежах, в бензинах преобладают алканы, а газах - доля гомологов метана (С₂₊) составляет 12-20%. В них высоких Кф - 120-1000 см³/м³. Залежи вторичных ГК располагаются на меньших глубинах.

Сырой ГК - извлеченная на поверхность жидкая фаза, в которой растворены газообразные компоненты, его получают непосредственно в промысловых сепараторах при Р и Т сепарации.

Стабильный ГК - получают из сырого путем его дегазации, он состоит только из жидких УВ - пентана и высших.

Количество т растворенной жидкой фазы - конденсатный фактор Кф. Меняется в широких пределах - от nх10 до 1000 см³/м³ и более.

Глубина газоконденсатообразования 710-4500 м. Температуры 25-195⁰С. Давления 7,5-65 Мпа

Газогидраты - представляют собой твердые растворы, где растворителем является вода (лед), молекулы которой за счет водородных связей образуются объемный каркас, в полости которого внедряются легкоподвижные молекулы газа. При таянии воды молекулы высвобождаются, появляется природный газ в атмосферных условиях.

Структуры молекул воды:

• 1-го типа - могут содержать молекулы метана, этана, диоксида углерода.

• 2-го типа - пропан, изобутан.

• Типа H - могут внедряться комплексы молекул.

В зависимости от типа меняется внутренний объем молекулы. Метан - самая маленькая молекула. Чем больше пустотное пространство, тем большего размера молекулы могут внедриться.

Область распространения ГГ определяется наличием воды, газа, низких температур, и высоких давлений:

• Вода - пластовые воды, воды морей и океанов.

• Газ (CO₂, CH₄, H₂S) - осадки (биогенные газы), катагенетические глубинные газы.

• Температура: приповерхностные условия - зоны вечной мерзлоты, дно морей и океанов (<25°С).

• Давление - глубина.

Выделена равновесная кривая в координатах температура-глубина, в которой могу существовать ГГ. Она контролируется температурным градиентом. Нижняя граница существования ГГ - BSR (bottom simulation reflector), идентифицируется по сейсмике, параллелен поверхности осадочной толщи.

Физические свойства:

1. Относительная плотность газа (по отношению к плотности воздуха при температуре воздуха 20⁰С и нормальном давлении). Плотность меняется в зависимости от состава газа, т.к. контролируется молекулярной массы. Т.е., тем больше тяжелых гомологов метана, тем больше будет плотность. 1 моль газа имеет объем 22,4 л, 1 л газа весит 1,293 г, т.о., плотность газа рассчитывается по формуле: p=(M.m./22,4)/1,293=M.m./28,97, где M.m. - молярная масса. ГК = 0,62-0,875 г/см³ (40⁰API, обычно увеличивается с глубиной). ГГ - 0,9 г/см³.

2. Вязкость - это свойство молекул и текучих тел к взаимному перемещению. Динамическая вязкость для газа сухого: 13х10^-6 Па*с (при 0⁰С).

3. Т начала кипения и Т начала плавления (или потери текучести). ГК характеризуются низкой Т_нк (24-92⁰C). Для газа температура самовозгорания 650⁰С.

Критическая Т - температура, выше который газ при повышении давления не может быть превращен в жидкость. Растворимость газов при повышении Т в воде и нефти уменьшается, при повышении Р - увеличивается. Растворимость в нефти более высокая, чем в воде. Она зависит от свойств и состава нефти. В тяжелых вязких нефтях газ растворяется хуже, чем в легких.

3. Растворимость УВ в воде:

   • Увеличивается в ряду: алканы, цикланы - арены (насыщенные УВ - наименьше растворимы).

   • Уменьшается в ростом минерализации (главным образом, солености - NaCl).

   • Уменьшается с увеличением газонасыщенности воды (на 30-50%).

   • Увеличивается с увеличением температуры воды.

   • С увеличением давления увеличивается растворимость легких газообразных УВ.

Крупнейшие газовые месторождения в мире.

Месторождение	Страна	Начальные извлекаемые запасы, млрд. м3
Северное	Катар	10640
Уренгойское	Россия (ЗС)	10200
Ямбургское	Россия (ЗС)	5242
Бованенковское	Россия (ЗС)	4385
Заполярное	Россия (ЗС)	3532