Природные газы – это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии и, в зависимости от условий, могут находиться в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом.
Углеводородные газы в пластовых условиях в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Свободный газ обычно расположен в повышенной части пласта, в газовой шапке.
Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует (это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи), то весь газ залежи растворён в нефти. Этот газ будет, по мере снижения давления, выделятся из нефти при разработке месторождения и будет называться попутным газом.
В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше, как правило, растворённого газа содержится в нефти.
Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется давлением насыщения. Оно определяется составом нефти и газа и температурой в пласте.
От давления насыщения зависит газовый фактор – количество газа (в м3), содержащееся в 1 тонне нефти (в м3).
СОСТАВ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (СН4 – С4Н10, и выше), а также неуглеводородных компонентов (H2S, N2, CO, CO2, Ar, H2, He и др.). Качественный состав газов нефтяного происхождения всегда одинаков, что нельзя сказать о газах вулканических извержений.
При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С1–С4. Углеводороды С5 и выше при нормальных условиях находятся в жидком состоянии.
Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95% метана (табл. 2.1).
Химический состав газа газовых месторождений, об. %
Таблица 2.1
| 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 |
Содержание метана на газоконденсатных месторождениях колеблется от 75 - 95% (табл. 2.2).
Химический состав газа газоконденсатных месторождений, об. %
Таблица 2.2
| Месторождение | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | С4Н10 | С5Н12 | N2 | СО2 | Относит. плотность |
| Вуктыльское | 74,80 | 7,70 | 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 в попутном газе варьируется в диапазоне 20-40%, реже доходит до 60% (табл. 2.3).
Химический состав газа нефтяных месторождений (попутного газа), об. %
Таблица 2.3
| 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 | 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 |
Тяжёлым нефтям свойственны сухие попутные нефтяные газы, с преобладанием метана. Коэффициент сухости (k сух.) пропорционален содержанию метана:
(2.1)
Под тяжелыми УВ понимается суммарное содержание углеводородов от этана (С2Н6) и выше.
Лёгким нефтям свойственны жирные попутные газы. Коэффициент жирности (k жирн.) пропорционален содержанию тяжелых углеводородов:
(2.2)
