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+В | N2 | CО2 | ||
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 (СН4+С2Н6+в)/N2;
· коэффициент этанизации – отношение этана к пропану С2Н6/С3Н8, 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 С2/С3;
· отношение 100С2/(С3+С4);
· 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;