2.4. Природные газы

Процессы газообразования Земли – явление планетарного масштаба. Число химических элементов, входящих в состав природных газов, невелико, но в результате различных процессов могут генерироваться одни и те же газы. Компоненты каждой генетической группы специфичны и по ним можно определить природу газовой смеси. В природе газы присутствуют в свободном, растворенном, сорбированном, механически и химически связанном состоянии в гидросфере и литосфере.

Существует множество классификаций природных газов по: генезису, месту нахождения, химическому составу, товарным качествам, содержанию попутных компонентов.

(БСЭ) В зависимости от генетической природы газообразования различают девять групп газов земной коры:

1. Катагенетические газы - возникают в результате преобразования органического вещества, заключённого в осадочных породах, при их погружении на глубины и одновременном увеличении давления (от 100 до 2000-2500 атм) и температуры (от 25-30^оС до 250-300^оC). К катагенетическим газам относится основная масса горючих газов.

2. Метаморфические газы - при дальнейшем повышении температуры и давления породы дают начало газам метаморфизма, а при расплавлении пород - газам возрождения. Основной состав газов: пары воды, двуокись углерода, окись углерода, водород, сера, двуокись серы, метан, азот, редко инертные газы и летучие хлориды.

3. Вулканические газы в основном идут из глубин Земли и связаны с дегазацией мантии,

4. Биохимические газы образуются при бактериальном разложении органических веществ и реже при восстановлении минеральных солей.

Метан и его гомологи (этан и др.), двуокись углерода, сероводород, азот, кислород, редко водород и др. Эта группа охватывает большую часть газов, выделяющихся в атмосферу или образующих скопления в самых верхних частях земной коры

5. Радиоактивные газы возникают в процессе распада радиоактивных элементов. К ним относятся гелий, радий, торий и др. Самостоятельных скоплений газы этой группы не образуют,

6. Газы воздушного происхождения - газы атмосферы, проникшие в глубь земной коры главным образом в форме водных растворов. Они состоят из азота, кислорода и инертных газов (аргон, криптон и ксенон).

Остальные группы газов имеют в условиях земной коры второстепенное значение:

7. Газы ядерных реакций,

8. Газы радиохимического происхождения

9. Газы подкоровых глубин

По химическому составу выделяются три основных группы: (Справочник по геохимии Н и Г)

1. Углеводородные,

2. Азотные

3. Углекислотные.

По содержанию горючих компонентов:

1. Горючие высокой калорийности (УВ > 80%, > 10 000 ккал/м³)

2. Горючие пониженной калорийности (УВ 20-80%, < 10 000 ккал/м³)

3. Негорючие (УВ < 20%)

2.4.1. Химический состав и физические свойства газов

Основными компонентами природного горючего газа являются углеводороды от метана до бутана. Природные газы бесцветны, легко смешиваются с воздухом.

Неуглеводородные компоненты: углекислый газ, азот, сероводород. Инертные газы.

Главным компонентом природных горючих газов является метан.

Попутными полезными компонентами газового сырья называются компоненты, извлечение и последующее использование которых промышленностью рентабельно. К ним относятся: этан, пропан, бутан, сероводород, сераорганические соединения, гелий. В перспективе полезными компонентами могут стать ртуть, углекислый газ, азот.

По содержанию попутных УВ газовое сырье делится на:

Метановое – этана или пропана менее 3%

Этановое - этана или пропана 3 - 6%

Этан - пропановое - этана или пропана более 6%

По содержанию сероводорода и сераорганических соединений газовое сырье делится на:

бессернистое – сероводорода менее 0,02 г/м³ и меркаптана менее 0,036 г/м³, сырье не требует дополнительной очистки;

малосернистое – сероводорода от 0,0013 до 0,1 г/м³, требует очистки, но очистка нерентабельна;

среднесернистое – сероводорода от 0,1 до 1,0 г/м³, извлечение серы может быть рентабельно при наличии и других попутных компонентов;

высокосернистое - сероводорода 1,0 г/м³, извлечение серы рентабельно при наличии промышленных запасов;

По содержанию гелия:

негелиеносное – содержание гелия менее 0,05 г/м³, извлечение гелия может быть рентабельно;

гелиеносное - содержание гелия от 0,05 до 0,1 г/м³, извлечение гелия может быть рентабельно;

высокогелиеносное - содержание гелия более 0,1 г/м³, извлечение гелия рентабельно при промышленных запасах;

Природный газ считается сухим, если он состоит из метана (более 85%), с низким содержанием этана (менее 10%), практическим отсутствием пропана и бутана; с содержанием менее 10 см³/м³ способных конденсироваться жидкостей.

Тощий газ - пластовый газ метанового состава с низким содержанием этана, пропана и бутана. Количество конденсата в нем составляет 10-30см³/м³.

Газ жирный, если содержание конденсата составляет от 30 до 90 см³/м³. В геохимии широко используется показатель «коэффициент сухости» (СН₄/С₂₊).

Химический состав природного газа определяет его физические свойства.

Плотность газов - масса вещества в единице объема, выражается в г/см³

Обычно используется относительная плотность по воздуху (безразмерная величина - отношение плотности газа к плотности воздуха, при нормальных условиях (20°С) плотность воздуха 1,293 кг/м³). Относительная плотность метана - 0,554, этана - 1,05, пропана - 1,55, диоксида углерода - 1,53, сероводорода - 1,18.

Вязкость важный параметр природного горючего газа не превышает 1·10^-5Па·с. Для сравнения вязкость воды - 1·мПа·с, нефти в пределах (0,1-10) мПа·с

Критическая температура газа – температура, выше которой он не переходит в жидкое состояние. Например: метан – -82^оС.

Давление насыщения – давление, при котором нефть полностью насыщена газом. Если давление в залежи падает - газ выделяется в свободную фазу. Если объем газовой фазы значительно превышает объем нефти, то при давлении 20-25МПа и температуре90-95^оС наступает обратная растворимость (ретроградное или обратное испарение) – жидкие УВ полностью превращаются в газ. При снижении давления из смеси выпадает конденсат - ретроградная конденсация.

Диффузия – явление взаимопроникновения одного вещества в другое, обусловленное движением молекул. Коэффициент диффузии (D). Большая роль диффузии в процессе формирования и разрушения залежей

Растворимость

Коэффициент растворимости газов в воде зависит от ее температуры и минерализации.

С ростом минерализации растворимость снижается.

При t до +90^оС. Чем ниже t, тем больше растворимость.

При t выше +90^оС. Чем выше t, тем больше растворимость.

На растворимость газа в нефти влияют температура, давление, состав газа и нефти

Растворимость УВ газов в нефти ~ в 10 раз больше, чем в воде.

Жирный газ лучше растворяется в нефти, чем сухой.

Легкая нефть растворяет больше газа, чем тяжелая

Газонасыщенность (Г) - важный показатель газоносности недр, это суммарное содержание газа в указанном объеме флюида (л/м³).

Газовый фактор – показатель газонасыщенности флюида.

Газовый фактор пластовой нефти до 500м³/м³. Вблизи контура газоконденсатных залежей Г = 2-4 м³/м³

Максимальный газовый фактор пластовых вод Г = 10м³/м³. Газонасыщенность вод не только показатель газоносности недр. Эти воды сами могут быть источником газа. Рентабельна добыча газа из вод при Г= 5 м³/м³.

В Западной Сибири газонасыщенность подземных вод УВ газами до глубины 3 км 0,3 – 1,5 м³/м³. Газонасыщенность резко возрастает при аномально высоком пластовом давлении (АВПД).