Химический состав газа. Группы УВ газов и особенности их состава

Химические элементы и соединения в нефти

Нефти состоят главным образом из углерода – 79,5 – 87,5 % и водорода – 11,0 – 14,5 % от массы нефти. Кроме них в нефти присутствуют еще три элемента – сера, кислород и азот. Их общее количество обычно составляет 0,5 – 8 %. В незначительных концентрациях в нефти встречаются элементы: ванадий, никель, железо, алюминий, медь, магний, барий, стронций, марганец, хром, кобальт, молибден, бор, мышьяк, калий и др. Их общее содержание не превышает 0,02 – 0,03 % от массы нефти. Указанные элементы образуют органические и неорганические соединения, из которых состоят нефти. Кислород и азот находятся в нефти только в связанном состоянии. Сера может встречаться в свободном состоянии или входить в состав сероводорода.

Физические свойства нефтей

1. плотность нефти (800-900 кг/м^3)

2. вязкость нефти (0.8-50 мПА*с)

3. газосодержание пластовой нефти (для большинства нефтей 30-100 м^3/т)

4. давление насыщения нефти и газов (при снижении пластового давления ниже давления насыщения, начинается бурное выделение газов из нефти)

5. обьемный коэффициент пластовой нефти в основном 1,2 – 1,8 (показывает во сколько раз изменяется обьем нефти поверхностных условиях относительно обьемов в пластовых условиях

6. теплота сгорания нефти – (43-46 кДж /кг)

7. Люминесценция нефти

4) Классификация нефтей:

В зависимости от группового состава выделяются следующие классы и промежуточные типы нефтей: 1. Метановые; 2. Метаново-нафтеновые; 3. Нафтеновые; 4. Нафтеново-ароматические; 5. Ароматические; Метаново-ароматических не существует.

Товарные и технологические свойства нефтей определяются содержанием парафина, серы, смолистых веществ и наличием примесей:

1. По содержанию парафина различают нефть:

-безпарафиновые – содержание парафина менее 1%;

-слабопарафиновые – 1-2% парафина;

-парафинистые- более 2% парафина;

2. По содержанию серы различают нефть:

-малосернистые- не более 0,5% серы в нефти;

-сернистые- 0,5-2%;

-высокосернистые-более 2%;

3. По содержанию смол различают нефть:

-малосмолистые- меньше 5% смол в нефти;

- смолистые- 5-15%;

-высокосмолистые-более 15%;

Химический состав газа. Группы УВ газов и особенности их состава.

Природный газ- природные УВ смеси, представляющие собой многокомпонентные смеси предельных УВ(этан (C₂H₆),пропан (C₃H₈),бутан (C₄H₁₀) и СH4) и другие неУВ соединения (водород (H₂),сероводород (H₂S),диоксид углерода (СО₂),азот (N₂),гелий (Не)).К сухим УВ смесям относятся главным образом смесь метана(97-98%) с тяжёлыми гомологами:(этан (C₂H₆),пропан (C₃H₈),бутан (C₄H₁₀) (2-3%)).Попутные нефтяные газы представляют собой смесь УВ, которые кроме метана содержат в большом количестве тяжёлые УВ(этан (C₂H₆),пропан (C₃H₈),бутан (C₄H₁₀)), а также более тяжёлые УВ(пентана, гексана и др.)Суммарное содержание таких УВ в попутном газе-10-40%Присутствуют редкие газы: углерод, углеводород, сероводород

6) Физические свойства газа:

1. Показатель сухости или жирности газа;

2. Плотность газа- 0,73-1,2 (кг/м3);

3. Вязкость газа- 0,0001 (МПа*с);

4. Коэффициент сжимаемости газа- отношение объёмов равного числа молей,реального и идеального газов при одинаковых давлениях и температурах(0,8-1,2);

5. Теплота сгорания газа(37-40 кДж/м3);

6. Растворимость УВ газов в жидкостях;

7) Конденсат - природная смесь в основном легких углеводородных соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденсации. В стандартных условиях конденсат (стабильный) находится в жидком состоянии и не содержит газообразных УВ. В состав конденсата могут входить сера и парафин. Конденсаты различа­ются по групповому и фракционному составу. К основным параметрам пластового газа, содержащего конденсат, кроме перечисленных выше, относятся также конденсатно-газовый фактор и давление начала конденсации. Конденсат характеризуется плотностью и вязкостью в стандартных условиях.

Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.

Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ. т.е. из пентанов и высших (C5+высш), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ-бутанов, пропана и этана, а также H2S и других газов.

Важной характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см3) в 1 м3 отсепарированного газа.

На практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором, — это количество газа (м3), из которого добывается 1 м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для разных месторождений от 1500 до 25 000 м3/м3.

Стабильный конденсат состоит только из жидких УВ — пентана и высших (C6+высш) Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40—200°С. Молекулярная масса 90—160. Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см3 и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.

Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы:

--с низким содержанием конденсата (до 150см3/м3),

--средним (150—300 см3/м3),

--высоким (300—600 см3/м3),

--очень высоким (более 600 см3/м3).

Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации, т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям ценных УВ

в недрах.

8) Природные битумы — вязкие жидкости или твердообразные вещества, состоящие из смеси углеводов и их неметаллических производных. Природные битумы получились в результате естественного процесса окислительной полимеризации нефти. Природные битумы встречаются в местах нефтяных месторождений, образуя линзы, а иногда и асфальтовые озера. Однако природные битумы в чистом виде встречаются редко, чаще они пронизывают осадочные горные породы.

Существуют два диаметрально противоположных пути формирования битумов: катагенный и гипергенный. Главным процессом образования твердых битумов является гипергенное преобразование нефтей. Окисление нефти приводит их в полутвердое (мальты) и твердое (асфальты, асфальтиты) состояния. По мере размыва и дальнейшего выветривания пород жильные и излившиеся формы битумов превращаются в окисленные гуминокериты

Свойства битумов:

Физические свойства органических и неорганических вяжущих веществ и материалов, изготовляемых на их основе, различны; Для органических веществ в отличие от минеральных характерны гидрофобность, атмосферостойкость, растворимость в органических растворителях, повышенная деформативность, способность размягчаться при нагревании вплоть до полного расплавления. Эти свойства обусловили применение органических вяжущих для производства кровельных, гидроизоляционных и антикоррозионных материалов, а также их широкое распространение в гидротехническом и дорожном строительстве.

Плотность битумов в зависимости от группового состава колеблется в пределах от 0,8 до 1,3 г/см3. Теплопроводность характерна для аморфных веществ и составляет 0,5–0,6 Вт/(м•°С); теплоемкость — 1,8–1,97 кДж/кг•°С. Коэффициент объемного теплового расширения при 25°С находится в пределах от 5•10–4 до 8•10–4°С1, причем более вязкие битумы имеют больший коэффициент расширения; при пониженных температурах — около 2•104°С-1. Устойчивость при нагревании характеризуется: 1) потерей массы при нагревании пробы битума при 160°С в течение 5 ч (не более 1%) и 2) температурой вспышки (230–240°С — в зависимости от марки).

Водостойкость характеризуется содержанием водорастворимых соединений (в битуме не более 0,2–0,3% по массе). Электроизоляционные свойства используют при устройстве изоляции электрокабелей.

9) По мнению современных сторонников органической гипотезы, образование нефти происходит следующим образом. Остатки растений и животных в огромном количестве выпадают на дно морей и озёр, где они накапливаются в илах. Затем илы перекрываются новыми слоями, уплотняются и превращаются в осадочную породу. При этом органические остатки разлагаются бактериями. Образуются большое количество метана, углекислый газ, вода и немного жидких и твёрдых углеводородов.

Лабораторными экспериментами установлено, что превращение органического вещества в нефть лучше всего протекает при температуре 100— 200° С. Такая температура характерна для глубин 4—6 км, которые некоторые исследователи называют главной зоной нефтеобразования. А глубины с большей температурой считаются главной зоной газообразования.

По мере погружения и уплотнения рассеянная нефть вместе с газом выжимается из илов в залегающие выше пористые породы. В новой пористой среде она приобретает свойства «настоящей» нефти. Далее нефть медленно перемещается по порам и трещинам вверх, где при благоприятных условиях формируются скопления — залежи нефти и газа.