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 – -82оС.
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 температуре90-95оС 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 +90оС. Чем ниже t, тем больше растворимость.
При t выше +90оС. 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 факторпластовой 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).