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.

Месторождение СН4 С2H6 С3Н8 C4H10 C5+в СО2 H2S N2
Газовое                
Уренгойское 96,00 0,09 0,01 0,08 0,01 0,49 3,40
Медвежье 99,20 0,08 0,01 0,07 0,02 0,06 0,57
Ямбургское 95,20 0,04 0,01 0,00 0,01 0,30 4,00
Ставропольское 98,80 0,30 0,20 0,10 0,20 0,40
Газлинское 92,70 3,20 0,90 0,47 0,13 0,10 2,50
Газоконденсатное                
Астраханское 54,15 5,54 1,68 0,93 1,57 21,55 12,60 1,98
Оренбургское 81,70 4,50 1,80 1,00 3,55 2,35 4,00 1,10
Карачаганакское 75,31 5,45 2,62 1,37 5,98 4,79 3,69 0,79
Вуктыльское 75,00 9,00 3,90 1,80 5.20 0,10 5,00
Шатлыкское 95,70 1,70 0,23 0,04 0,02 1,24 1,40
Нефтяное                
Ромашкинское 39,00 20,00 18,50 6,20 4,70 0,10 11,50
Туймазинское 41,00 21,00 17,40 6.80 4.60 0,10 2,00 7,10
Ишимбайское 42,40 12,00 20,50 7,20 3,10 1,00 2,80 11,00
Шкаповское 47,00 14,10 27,20 9,50 5,20
Жирновское 82,00 6,00 3,00 3,50 1,00 5,00 1,50
Мyxaновскoe 30,10 20,20 23,60 10,60 4,80 1.50 2,40 6,80
Небит-Дагское 85,70 4,00 3,50 2,00 1,40 2,09 0,01 1,30

 

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]

Месторождение Продуктивный горизонт Состав газа, % об.
СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12 N2 2
Харасавэйское ТП11 91,28 5,13 1,08 0,71 0,92 0,07 0,82
ТП21–23 87,67 6,86 1,67 0,70 1,52 1,58
Новопортовское НП4 90,15 5,10 1,84 0,78 1,44 0,69
Тюменская свита 86,89 6,40 1,82 0,70 3,39 0,39 0,41
Крузенштернское ТП13 88,74 7,64 1,72 0,58 0,84 0,26 0,23
ТП10 90,73 6,94 0,28 0,36 0,66 0,26 0,77
Ямбургское БУ8 89,67 4,39 1,64 0,74 2,36 0,26 0,94
ПК1 95,20 0,04 0,006 0,001 0,1 4,50 0,30
Уренгойское ПК1 99,05 0,06 0,01 0,80 0,08
БУ1–2 89,00 5,15 2,33 1,07 1,44 0,81 0,19
БУ5 88,24 5,53 2,56 1,08 2,20 0,38 0,01
БУ14 82,27 6,56 3,24 1,49 5,62 0,32 0,50
Медвежье ПК1 98,60 0,32 0,80 0,20
Заполярное БТ10 85,69 5,33 2,77 1,12 4,76 0,30 0,03

 

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 (СН42Н6+в)/N2;

· коэффициент этанизации – отношение этана к пропану С2Н63Н8, 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 С23;

· отношение 100С2/(С34);

· 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

 

 









Дата добавления: 2019-07-26; просмотров: 534;


Поиск по сайту:

При помощи поиска вы сможете найти нужную вам информацию.

Поделитесь с друзьями:

Если вам перенёс пользу информационный материал, или помог в учебе – поделитесь этим сайтом с друзьями и знакомыми.
helpiks.org - Хелпикс.Орг - 2014-2024 год. Материал сайта представляется для ознакомительного и учебного использования. | Поддержка
Генерация страницы за: 0.01 сек.