Определение типа залежи

По составу углеводородов

В зависимости от условия залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на:

а) газовые - нет тяжелых углеводородов (метан- 95-98%; относительная плотность

D» 0.56; при понижении температуры выделения жидких углеводородов не происходит);

б) газонефтяные - сухой газ + жидкий газ(пропан -бутановая смесь) + газовый бензин С₅₊ (метан = 35-40%, этан = 20%, жидкий газ = 26-30%, газовый бензин = 5%, не углеводороды = 8-13%, D» 1.1);

в) газоконденсатные - сухой газ + конденсат(бензиновая, керосиновая, лигроиновая и иногда масляная фракции) (метан =75-90%, этан = 5-9%, жидкий газ = 2-5%, газовый бензин = 2-6%, не углеводороды = 1-6%, D» 0.7-0.9).

г ) газогидратные - газ в твердом состоянии.

Метод Коротаева, Карпова

Метод Коротаева Ю.П. и Карповам А.К. - тип залежи определяется по соотношению в газе изобутана к нормальному бутану:

а)газовые - i-С₄Н₁₀ / n-C₄H₁₀ =g>1;

б)газоконденсатно-нефтяные, газонефтяные и попутный газ - g =0.5-0.8;

в)газоконденсатные - g =0.9-1.1.

Состав природных газов, добываемых из конкретных месторождений

Месторождение	Концентрация, %
	СН4	С2Н6	С3Н8	i C4Н10	n C4Н10	С5Н12 +выс.	N2+ инерт	СО2	Н2S
1.Северостав-ропольское	98,9	0,29	0,16	0,03	0,02	--	0,4	0,2	--
2. Березовское	95,1	1,1	0,3	0,04	0,03	0,03	3,0	0,4	--
3. Медвежье	98,8	0,1	0,02	0,001	0,001	--	1,0	0,1	--
4. Заполярное	98,6	0,07	0,02	0,007	0,006	0,01	1,1	0,18	--
5.Уренгойское	97,8	0,1	0,03	0,001	0,001	0,01	1,7	0,3	--
6. Шатлыкское	95,4	1,99	0,32	0,006	0,005	0,05	0,78	1,15	--
7. Ширяевское	58,9	1,88	0,6	0,11	0,12	0,12	0,81	11,0	26,5
8.Шебелинское	92,0	4,0	1,1	0,26	0,26	0,26	2,0	0,12	--
9. Вуктыльское	74,8	8,7	3,9	0,85	0,95	6,4	4,3	0,1	--
10 Оренбургское	84,0	5,0	1,6	0,34	0,36	1,8	3,7	1,7	1,3
11. Уренгойское БУ-8	88,3	5,29	2,42	0,55	0,45	2,52	0,48	0,01	--
12. Уренгойское БУ-14	88,27	6,56	3,24	0,45	0,55	5,62	0,32	0,5	--
13. Надымское	75,1	8,62	3,9	0,66	0,78	10,22	0,38	0,35	--
14. Юбилейное	75,9	9,06	4,43	0,82	0,82	4,38	0,48	0,54	--
15. Заполярное БТ-5	79,3	6,12	4,16	1,19	1,2	7,33	0,42	0,17	--
16Варьеганское	70,35	6,48	7,33	1,38	1,5	10,04	2,71	0,21	--
17. Мыльджин-ское Ю12	87,9	2,93	2,36	0,51	0,65	2,101	2,65	0,84
18. ыльджин-ское Б10	85,4	3,27	3,48	1,0	1,13	2,72	3,02	0,01
19. Бавлинское	35,0	20,7	19,9	3,7	6,1	5,8	8,4	0,4	--
20.Мухановское	30,1	20,2	23,6	4,0	6,6	4,8	6,8	1,5	2,34
21Ишимбайское	42,4	12,0	20,5	3,1	4,1	3,1	11,0	1,0	2,8
22Ромашкинско	38,8	19,1	17,8	2,8	5,2	6,8		1,5	--
23Самотлорское	53,4	7,2	15,1	3,8	4,5	6,3	9,6	0,1	--
24. Узеньское (XIII)	50,2	20,2	16,8	3,2	4,5	3,0	2,3	--	--
25Жетыбайское (XIII)	63,9	16,2	8,1	2,4	2,6	5,1	1,2	0,4	--

Физико-термодинамические свойства углеводородных компонент природного газа

Параметры	Метан	Этан	Про-пан	Изобу-тан	Норм.. бутан	Нормальн. пентан	Гексан
Формула	СН4	С2 Н6	С3 Н8	i–С4Н10	n-С4Н10	n-С5 Н12	С6 Н14
Молекулярная масса, М	16,04	30,07	44,1	58,12	58,12	72,15	86,18
Газовая постоянная R, Дж/кг К
Температура кипения при 0,1МПа, К	111,7	188,4	230,8	262,9	272,5	309,2	342,0
Критическая температура, К	190,5		369,6			470,2	507,8
Критическое давление, МПа	4,7	4,9	4,3	3,7	3,8	3,4	3,9
Критическая плотность, кг/м^3	162,0	210,0	225,5	232,5	225,2	232,0	--
Коэффициент динамич. вязкости, мкПа с (станд. условия)	10,3	8,3	7,5	6,9	6,9	6,2	5,9
Критический коэффициент сжимаемости zкр	0,29	0,285	0,277	0,283	0,274	0,269	0,264
Ацентрический фактор w	0,013	0,105	0,152	0,192	0,201	0,252	0,29

Физико-термодинамические свойства неуглеводородных компонент природного газа

Дата добавления: 2015-08-09