Топливно-энергетический потенциал нефти и газа

10. Содержание воды

При добыче и переработке нефть дважды смешивается с водой: при выходе с большой скоростью из скважины вместе с сопутствующей ей пластовой водой и в процессе обессоливания, т.е. промывки пресной водой для удаления хлористых солей.

В нефти и нефтепродуктах вода может содержаться в виде простой взвеси, тогда она легко отстаивается при хранении, либо в виде стойкой эмульсии, тогда прибегают к особым приемам обезвоживания нефти.

Образование устойчивых нефтяных эмульсий приводит к большим финансовым потерям.

При небольшом содержании пластовой воды в нефти удорожается транспортировка ее по трубопроводам из-за увеличения вязкости.

После отделения воды от нефти в отстойниках и резервуарах, часть нефти сбрасывается вместе с водой в виде эмульсии и загрязняет сточные воды.

Часть эмульсии улавливается ловушками, собирается и накапливается в земляных амбарах и нефтяных прудах, где из эмульсии испаряются легкие фракции и она загрязняется механическими примесями.

Такая нефть получила название "амбарной нефти". Она является высоко обводненной, смолистой, с большим содержанием механических примесей и тяжело обезвоживаемой.

Вода, присутствующая в нефти, особенно с растворенными в ней хлористыми солями, осложняет ее переработку, вызывая коррозию аппаратуры.

Попадая в карбюраторное и дизельное топливо, вода снижает их теплотворную способность, вызывает закупорку распыляющих форсунок.

При уменьшении температуры кристаллики льда засоряют фильтры, что может служить причиной аварий при эксплуатации авиационных двигателей.

Содержание воды в масле усиливает его склонность к окислению, ускоряет процесс коррозии металлических деталей, соприкасающихся с маслом.

Следовательно, вода оказывает негативное влияние, как на процесс переработки нефти, так и на эксплуатационные свойства нефтепродуктов и количество ее должно строго нормироваться.

11. Содержание механических примесей

Присутствие механических примесей объясняется условиями залегания нефти и способами ее добычи.

Механические примеси нефти состоят из взвешенных в ней высокодисперсных частиц твердых пород, которые, адсорбируясь на поверхности воды, способствуют стабилизации нефтяной эмульсии. При перегонке нефти примеси могут частично оседать на стенках труб, аппаратуры и трубчатых печей, что приводит к ускорению процесса износа аппаратуры.

При подогреве нефти в отстойниках, резервуарах и трубах часть высокодисперсных механических примесей выпадает на дно и отлагается на стенках, образуя слой грязи и твердого осадка.

При этом уменьшается производительность аппаратов, а при отложении осадка на стенках труб уменьшается их теплопроводность.

12. Содержание серы

Сера и ее соединения являются постоянными составляющими частями сырой нефти. По химической природе это соединения сульфидов, гомологов тиофана и тиофена. Кроме указанных соединений, в нефти встречаются сероводород, меркаптаны и дисульфиды.

Меркаптаны или тиоспирты -- легколетучие жидкости с чрезвычайно отвратительным запахом; сульфиды или тиоэфиры -- нейтральные вещества, которые не растворяются в воде, но растворяются в нефтепродуктах; дисульфиды или полисульфиды -- тяжелые жидкости с неприятным запахом, легко растворяющиеся в нефтепродуктах и очень мало -- в воде; тиофен -- жидкость, не растворяющаяся в воде.

Соединения серы в нефти, как правило, являются вредной примесью. Они токсичны, имеют неприятный запах, способствуют отложению смол, в соединениях с водой вызывают интенсивную коррозию металла. Особенно в этом отношении опасны сероводород и меркаптаны. Они обладают высокой коррозийной способностью, разрушают цветные металлы и железо. Поэтому их присутствие в товарной нефти недопустимо.

13. Наличие хлористых и других минеральных солей

Перегонка нефти, содержащей соли, становится невозможной из-за интенсивной коррозии аппаратуры, а также из-за отложения солей в трубах печей и теплообменниках.

Из содержащихся в нефти хлоридов наиболее легко гидролизируется хлористый магний, за ним следует хлористый кальций и труднее всех гидролизируется хлористый натрий.

При перегонке сернистой нефти сероводород реагирует с железом и образует не растворяемый в воде сульфид железа, который в виде тонкой пленки покрывает стенки аппаратов и, таким образом, защищает аппаратуру от дальнейшего воздействия коррозии.

Но выделившийся хлористый водород разлагает эту защитную пленку, при этом выделяются новые порции сероводорода, и образуется нерастворимое в воде хлористое железо. В результате обнажается поверхность металла и протекает интенсивная сопряженная коррозия сероводородом и хлористым водородом.

Наличие значительного количества минеральных солей в мазутах, которые представляют собой остаток при перегонке нефти и используются в качестве котельного топлива, приводит к отложению солей в топках, на наружных стенках нагревательных труб. Это приводит к снижению теплоотдачи и, следовательно, к снижению коэффициента полезного действия печи.

Переработка такой нефти может осуществляться только после обязательного обессоливания и обезвоживания.

14. Содержание парафина

При транспортировке парафинсодержащей нефти, на стенках трубопроводов, а также на деталях оборудования часто откладывается парафин. Это объясняется тем, что температура стенок трубопровода может быть ниже, чем у перекачиваемой жидкости, а также тем, что частицы парафина, выделившиеся из нефти, вследствие высокой концентрации или колебания температуры на различных участках трубопровода, прилипают к его стенкам. Это приводит к уменьшению эффективного сечения труб и оборудования, что в свою очередь требует повышения давления для поддержания необходимого расхода (объема протекающей жидкости) и может привести к снижению производительности всей системы.

Таким образом, знание содержания в нефти и нефтепродуктах количества парафина и температуры его массовой кристаллизации позволяет определить технологический режим эксплуатации магистральных трубопроводов.

Глава ЙЙ

Газы природные горючие и углеводородные и их свойства

§1. Вступление

Природный газ - одно из важнейших горючих ископаемых, занимающие ключевые позиции в топливно-энергетических балансах многих государств, важное сырьё для химической промышленности.

Почти на 90% он состоит из углеводородов, главным образом метана СН4.Содержит и более тяжёлые

Углеводороды - этан, пропан, бутан, а так же меркаптаны и сероводород (обычно эти примеси вредны), азот -

и углекислый газ (они в принципе бесполезны, но и не вредны), пары воды, полезные примеси гелия и других инертных газов. Энергетическая и химическая ценность природного газа определяется содержанием в нём углеводородов.

Очень часто в месторождениях он сопутствует нефти. Разница в составе природного и попутного нефтяного газа имеется. В последнем, как правило, больше сравнительно тяжёлых углеводородов, которые обязательно отделяются, прежде чем использовать газ. Метан, содержащийся в природном газе, представляет немалую ценность для химической промышленности. Природный газ, а не вода, является главным источником промышленного получения водорода

В осадочной оболочке земной коры сосредоточены огромные залежи природного газа. Согласно теории биогенного (органического) происхождения нефти, они образуются в результате разложения останков живых организмов. Считается, что природный газ образуется в осадочной оболочке при больших температурах и давлениях, чем нефть. С этим согласуется тот факт, что месторождения газа часто расположены глубже, чем месторождения нефти.

Огромными запасами природного газа обладают Россия (Уренгойское месторождение), Иран, большинство стран Персидского залива, США, Канада. Из европейских стран стоит отметить Нидерланды, и иногда упоминают Норвегию, но её запасы невелики. Среди бывших республик Советского Союза большими запасами газа владеет Туркмения, а также Казахстан (Карачаганакское месторождение).

Во второй половине XX века в университете им. И. М. Губкина были открыты природные газогидраты (или гидраты метана). Позже выяснилось, что запасы природного газа в данном состоянии огромны. Они располагаются как под землёй, так и на незначительном углублении под морским дном.

Метан и некоторые другие углеводороды широко распространены в космосе. Метан -- третий по распространённости газ вселенной, после водорода и гелия. В виде метанового льда он участвует в строении многих удалённых от солнца планет и астероидов, однако такие скопления, как правило, не относят к залежам природного газа, и они до сих пор не нашли практического применения. Значительное количество углеводородов присутствует в мантии Земли, однако они тоже не представляют интереса.

Существуют множество способов получения природного газа из других органических веществ, например отходов сельскохозяйственной деятельности, деревообрабатывающей и пищевой промышленности и т. д.

Природный газ находится в земле на глубине от 1000 метров до нескольких километров. Сверхглубокой скважиной недалеко от города Новый Уренгой получен приток газа с глубины более 6000 метров. В недрах газ находится в микроскопических пустотах (порах). Поры соединены между собой микроскопическими каналами -- трещинами, по этим каналам газ поступает из пор с высоким давлением в поры с более низким давлением до тех пор, пока не окажется в скважине. Движение газа в пласте подчиняется определённым законам.

Газ добывают из недр земли с помощью скважин. Скважины стараются разместить равномерно по всей территории месторождения. Это делается для равномерного падения пластового давления в залежи. Иначе возможны перетоки газа между областями месторождения, а также преждевременное обводнение залежи.

Газ выходит из недр вследствие того, что в пласте находится под давлением, многократно превышающем атмосферное. Таким образом, движущей силой является разность давлений в пласте и системе сбора.

§2. Немного истории

Из истории развития человечества известно, что природный горючий газ был известен с древнейших времен, но использование его не имело широкого распространения. В местах выхода его на поверхность земли он иногда загорался, и такой факел существовал долгое время. Эти факелы называли вечным огнем, и первые сведения о них находим у Масуди (X в.), Катдиб-Челяби и др. Давным-давно жители Ирака и Индии были убеждены, что когда из расщелин среди скал поднимаются в высь языки пламени, то происходит это по велению бога огня. Поэтому этот огонь считается здесь священным. Еще три века назад слова “газ” не существовало. Его впервые ввел в XVII веке голландский ученый Ван-Гельмонт. Оно определяло вещество, в отличии от твердых и жидких тел способное распространятся по всему доступному ему пространству (в обычных условиях) без скачкообразного изменения своих свойств. С тех пор слово “газ” во все основные языки мира. Среди известного комплекса естественных полезных ископаемых, относящихся к топливно-энергетичесской группе, одно из основных по использованию в народном хозяйстве странны занимают природные горючие газы.

В своих записках о путешествиях Марко Поло упоминает о том, что природные газы использовались для освещения и отопления в некоторых районах Китая. Путешественник Кемпфер в своих отчетах о посещении Апшерона в 1682-1686 гг. писал, что жители полуострова широко применяют горючие газы для приготовления пищи и обжига известняков. В ряде других литературных источниках неоднократно упоминаются “вечные огни” в Сураханах (на Апшеронском полуострове), существовавшие еще в начале XX в. и привлекавшие большое внимание исследователей.

Для полного представления об интенсивности развития газовой промышленности в нашей стране обратимся к истории ее становления.

В топливном балансе дореволюционной России, как известно, ведущее место занимал каменный уголь; природный газ, несмотря на наличие его интенсивных проявлений на поверхности в ряде районов страны, совсем не использовался. Применять природный газ для топлива начали лишь после Великой Октябрьской революции.

В дореволюционной России газовой промышленности не придавалось серьезного значения, хотя некоторые промышленные фирмы при эксплуатации нефтяных скважин на Апшеронском полуострове, добываемый вместе с нефтью, так называемый попутный газ, использовали на промысловых установках.

После национализации нефтяной промышленности сразу же был поставлен вопрос об использовании газа, извлекаемого вместе с нефтью.

В годы Великой Отечественной войны в Саратовской, а затем и в Куйбышевской областях, были открыты месторождения природного газа, добыча и использование которого положили начало не только добывающей отрасли промышленности, но и газовой индустрии. К этому периоду (1942-1946) относится сооружение газопроводов от открытых месторождений газа до Москвы.

Послевоенный период в развитии газодобывающей отрасли характеризуется открытием ряда газоносных районов и областей. На Северном Кавказе, в пределах Ставропольского края, были открыты крупные газовые месторождения - Сенгилеевское, Северо-Ставропольское и др, которые определили тот край, как газоносный с наличием промышленных запасов газа.

В течение длительного периода газовая промышленность развивалась совместно с нефтяной, и залежи газа открывались в процессе разведки нефтяных месторождений. В предвоенные годы природный газ добывали в незначительных объемах в Дагестане, в западных районах Украины. В послевоенный период в течение ряда лет уровень добычи газа несколько увеличился, но в народном хозяйстве использовался в незначительных объемах.

Потенциальные газовые ресурсы впервые были оценены по состоянию на начало 1958 года в размере 20,4 трлн. м3 . Вторя официальна оценка газоносных возможностей недр нашей страны была произведена по состоянию геолого-геофизической изученности перспективной территории в 1962 г. Потенциальная газоносность недр нашей страны на это время была оценена в 60 трлн. м3 . Последняя оценка перспективной газоносности отдельных территорий дана по состоянию на начало 1975 г.

§3. Классификация газов

Вопрос классификации природных газов очень сложен, так как они имеют разнообразный состав, различное происхождение, разные условия нахождения и физическое состояние в природе. Кроме того, газы обладают большой эмиграционной способностью, создают различные смеси и редко бывают однородными по химическому составу. Одновременно с процессами образования газов идут процессы их разрушения. Например, при действии кислорода на сероводород образуется свободная сера и вода.

По способу получения и физико-химическим свойствам газы подразделяют на природные и искусственные. К природным (добываемым из недр земли) относятся: газы чисто газовых месторождений (сухой газ), газы газоконденсатных месторождений (смесь сухого газа и конденсата) и попутные газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений (сухой газ с пропа-нобутановой фракцией и газовым бензином).
Природные газы представляют химическую смесь отдельных газов (компонентов), химически инертных между собой (т.е. не действующих друг на друга) и состоят преимущественно из предельных углеводородов (алканов). Основная часть природного газа метан (~98 %), остальная часть смеси состоит из предельных углеводородов, этана С2H4, пропана С3H8, бутана С2H10 и пентана С5H12. Кроме того, в состав природных газов в небольших количествах входит азот N2, углекислый газ СО2, иногда сероводород H2S, водород Н2 и другие. В зависимости от содержания тяжелых углеводородов (от пропана и выше) природные газы делятся на сухие газы (тощие), промежуточной категории и жирные. Сухие содержат тяжелые углеводороды в количестве менее 50 г/мі; газы промежуточной категории 50-150 г/мі и жирные -- более 150 г/мі.
Искусственные горючие газы подразделяются на две группы. К первой относятся газы, получаемые в результате нагревания твердого или жидкого топлива без доступа воздуха, при температуре перегонки 500-1000 °С, например, на коксохимических заводах (в виде смеси водорода, метана и углерода) и на НПЗ (в виде смеси алканов, олефинов и диолефинов). Ко второй группе относятся газы без остаточной газификации, получаемые при частичном сжигании топлива в токе воздуха, кислорода или их смесей с водяным паром, а также путем подземной газификации углей.

Эти газы состоят преимущественно из окиси углерода, водорода и азота. Сжиженные углеводородные газы представляют собой смесь углеводородов -- пропана, пропилена, бутана, бутилена и небольших количеств метана, этана, этилена и пентана. Эта смесь при нормальных атмосферных условиях (0,1 МПа~760 мм рт. ст. и 0 °С) находится в газообразном состоянии, а при повышенном давлении и пониженной температуре превращается в жидкость. Свойства газов зависят от свойств отдельных компонентов, входящих в данный газ.

К основным параметрам газа относятся: молекулярная масса, плотность, сжимаемость, вязкость, а также упругость насыщенных паров. Газ является наиболее совершенным видом топлива. Он обладает высокой теплотой сгорания. Устройство топок для сжигания газа сравнительно простое. Воздух не загрязняется дымом и копотью.

Первую классификацию природных газов составил В.И. Вернадский (1912), где он указал, что при изучении газов необходимо знать три следующие фактора: форму или условия нахождения газов в природе, источники их происхождения или генезис и химический состав. Согласно этим факторам В.И. Вернадский выделил три группы газов.

I. По форме нахождения:

А. Свободные газы: 1) атмосферные, 2) газовые скопления, содержащиеся в порах горных пород и окклюзии, 3) газовые струи или вихри (вулканические, тектонические, поверхностные), 4) газовые испарения.

Б. Жидкие растворы газов: 1) газы океанов и морей, 2) газы озер, прудов и рек, 3) газы различных водных источников (вулканических, тектонических, поверхностных).

В. Твердые растворы газов (газы адсорбированные горными породами и минералами).

II. По источникам происхождения: 1) газы земной поверхности, 2) газы, связанные с высокотемпературными очагами литосферы,

3) газы глубинные, проникающие в земную кору из мантии.

III. По составу (разделение для тектонических газов): 1) азотные, 2) углекислые, 3) метановые, 4) водородные, 5) сероводородные, 6) водяные пары.

Позже, в развитие этой классификации был создан целый ряд классификационных схем природных газов по условиям нахождения и физическому состоянию в природе, по химическому составу, генезису и по их практической ценности и содержанию полезных компонентов. В отечественной литературе опубликовано более 20 классификаций природных газов только по химическому составу.

Рисунок 1 - Графики зависимости коэффициента сверхсжимаемости Z углеводородного газа от приведенных псевдокритических давления рпр. и температуры Тпр. (по Г.Брауну).

Ряд классификационных схем разработали М.И. Суббота и А.Ф. Романюк, которые приведены ниже.

Классификация по условиям нахождения газа в природе

I. Газы земной поверхности:

1) тропосферы;

2) стратосферы и мезосферы;

3) атмосферных осадков;

4) пещер и карстовых полостей.

II. Газы поверхностной гидросферы:

1) океанов и морей;

2) рек, озер и прудов;

3) поверхностных льдов;

4) болот.

III. Газы, рассеянные в горных породах:

1) в порах и трещинах осадочных пород;

2) сорбированные породами;

3) поровых растворов;

4) магматогенных пород;

5) газово-жидкие включения в минералах;

6) илов;

7) газогидратов илов;

8) почв.

IV. Газы подземной гидросферы:

1) грунтовых вод;

2) вод зоны свободного водообмена;

3) вод зоны затрудненного водообмена;

4) мерзлых вод и газогидратов.

V. Свободные газы залежей:

1) газовых залежей;

2) газовых шапок нефтяных залежей;

3) газоконденсатных залежей;

VI. Газы, растворенные и сорбированные в биогенных ископаемых:

1) растворенные в нефти;

2) сорбированные углями;

3) в горючих сланцах.

VII. Газы грязевых вулканов:

1) грязевых извержений;

2) грязевых грифонов.

VIII. Газы магматических очагов и поствулканических процессов:

1) вулканических извержений;

2) фумарольные;

3) пневматогенных внедрений;

4) гидротермальных растворов.

IX. Газы живых организмов:

1) животных;

2) высших растений;

3) микроорганизмов.

Классификация по генезису газов

I. Газы биохимического генезиса:

1) микробиологического преобразования ОВ илов и почв - СО2, СН4, N2, CO, N2O, NO2, H2, NH3, H2S и др.;

2) микробиологического преобразования торфа - СО2, N2, СН4, CO, H2S, NH3 и др.;

3) микробиологического преобразования углей - СО2, СН4, N2, CO, H2 и др.;

4) микробиологического преобразования нефти - СН4, СО2 и др.;

5) Фотосинтеза зеленых растений - О2;

6) жизнедеятельности высших растений - СО2, CO, С2Н4, летучих ОВ и др.;

7) жизнедеятельности животных - СО2, CO, H2S, СН4, летучих ОВ и др.;

8) микробиологического разложения растений и животных - СО2, CO, СН4, H2S, N2, NH3 и др.

II. Газы химического генезиса:

1) химического генезиса в нормальных условиях земной поверхности - СО2 и др.;

2) термических реакций - СН4, CO, СО2 и др. (150-300 оС);

3) термокаталитических реакций - СН4, CnH2n, H2, CO и др.

III. Газы дегазации мантии:

1) дегазации мантии - СН4, H2, NH3, N2, СО2, SO2, H2S, СО, H2O и др.;

2) остаточные первичной атмосферы Земли - Ar, N2 и др.

IV. Газы радиоактивного распада и радиохимического генезиса, генерирующиеся на участках распространения радиоактивных элементов - Не, Ar, Rn, H2, O2 и др.

V. Газы, образующиеся под воздействием космических лучей, генерирующиеся в верхних слоях атмосферы: атомарные - Н, Не и др.; изотопы - Н2, О2, N2, О3, NО и другие.

Классификация газов по их практической ценности

I. Горючие газы (энергетическое и химическое сырье):

1) чисто метановых залежей;

2) метановых, обогащенных тяжелыми углеводородами;

3) газоконденсатных залежей;

4) нефтяных месторождений;

5) метановых и угольных месторождений;

6) метановых водорастворимых.

II. Газы, обогащенные инертными компонентами:

1) гелий в углеводородных газовых залежах и водах;

2) гелий в азотных залежах;

3) азотных залежей.

III. Газы, обогащенные сероводородом:

1) сероводород в метановых залежах;

2) сероводород в углеводородных газовых залежах.

IV. Углекислые газы минеральных вод.

Классификация и индексация В.И. Старосельского, классификация В.А. Соколова

Существует классификация и индексация природных газов по содержанию полезных компонентов В.И. Старосельского, которая основана на требованиях промышленности по минимальной концентрации компонентов, являющихся ценным химическим сырьем. Среди неуглеводородных компонентов газа в ней учитывается азот (А), углекислый газ (У), сероводород (Св), а среди углеводородных компонентов - метан (Н), этан (Э), тяжелые углеводороды (Т) и конденсат (К). В зависимости от пределов процентного содержания какого-либо компонента в газе, около его буквенного индекса ставится цифра от 1 до 4. Состав газа обозначается суммой индексов. Например, состав газов Астраханского газоконденсатного месторождения будет выражен следующим индексом: М2Э1Т2У4А1Св4К4. Он означает, что газ содержит метана от 30 до 70 %, этана менее 3 %, тяжелых углеводородов 5-10 %, углекислого газа более 15 %, азота менее 3 %, сероводорода более 1 % и конденсата более 200 г/м3.

Природные газы подразделяются в этой классификации по содержанию этана, который является ценным химическим сырьем, а также - по содержанию тяжелых УВ на метановые, этановые, этан-пропановые и пропан-бутановые. Метановые газы характерны для газовых скоплений. Они содержат метана от 90 до100 %, этана до 3 % и тяжелых УВ до 5 %. Этановые газы содержат этана от 3 до 6 % , тяжелых УВ от 5 до 10 %, а этан-пропановые газы - этана от 6 до 9 %, тяжелых УВ - от 10 до 30 %. Эти газы характерны, в основном, для газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей. В пропан-бутановых газах концентрация тяжелых УВ составляет более 30 % и этана более 9 %. Они характерны для нефтяных залежей.

Широко известна классификация природных газов по условиям нахождения, химическому составу и генезису, составленная В.А. Соколовым (таблица 5).

Таблица 5 - Классификация природных газов по В.А. Соколову (1966)

§4. Состав и химические свойства

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородных компонентов (СН4 - С22Н46), а также неуглеводородных компонентов (H2S, N2, CO, CO2, Ar, H2, He).

Природные газы газовых месторождений состоят в основном из метана с примесью более тяжёлых его гомологов: этана (С2Н6), пропана (С3Н8) и бутана (С4Н10). Иногда, в небольших количествах в газовых залежах, присутствуют пары пентана (С5Н12) и гексана (С6Н14). Все углеводороды (УВ), содержащиеся в залежах, начиная с этана, принято считать тяжёлыми. Они образуются только в процессе образования нефти при преобразовании рассеянного органического вещества (ОВ) на стадии диагенеза и, особенно, на стадии катагенеза, поэтому считаются специфическими «нефтяными» газами.

Нефтяные газы могут проникать из залежей в вышележащие отложения в виде ретроградного раствора. Это явление используется в гидрогеохимии в качестве поискового признака на нефть. Доля тяжёлых углеводородных газов в газовых залежах колеблется от единиц до частей процента. Здесь их содержание зависит от состава исходного ОВ, степени его катагенетической превращенности, а также от длины пути миграции газов. Метан, в отличие от своих гомологов обладает наибольшей подвижностью и одновременно наименьшей растворимостью в воде и способностью к адсорбции, поэтому он опережает другие УВ газы при миграции. Метан обладает также значительной химической и термической устойчивостью, может иметь биохимическое, глубинное и радиохимическое происхождение. Поэтому он не является надёжным геохимическим индикатором или поисковым признаком наличия скоплений УВ.

Кроме углеводородных компонентов в природных газах содержатся, как правило, в виде примесей и другие газы: диоксид углерода, азот, сероводород, водород, гелий и аргон. Содержание азота и кислых газов (СО2 и Н2S), которые дают при растворении в воде слабые кислоты - угольную (Н2СО3) и сероводородную (Н2S), может составлять десятки процентов и более, а иногда и превышать содержание углеводородных газов.

В свободных газах газонефтяных месторождений, то есть в газовых шапках, могут присутствовать пары жидких УВ, более тяжелые, чем гексан, однако их примесь бывает незначительной. Газы газонефтяных месторождений называются попутными.

Газы, растворённые в нефти, называются нефтяными. Обычно они содержат от 30 до 80 % гомологов метана, а также азот, диоксид углерода, сероводород, гелий, аргон и другие компоненты. Поэтому содержание метана может составлять в нефтяных газах всего 20-30 % от состава газовой смеси. Состав углеводородной части газов тесно связан с составом нефти. Легкие метановые нефти содержат газы, состоящие на 20-30 % из тяжелых углеводородов. Тяжелые нефти наоборот, со-17 держат преимущественно метан. Соотношение метана и его гомологов меняется в нефтяных газах и с увеличением возраста пород. Газы древних отложений в среднем более обогащены тяжелыми УВ и азотом, чем молодые.

Различные нефти имеют газовый фактор (ГФ) до 550-600 м3/т. Установленные максимальные величины ГФ в нефтяных залежах в экстремальных термобарических условиях глубоких горизонтов достигают 700-750 м3/т. У большинства залежей он составляет от 30 до 100 м3/т. Обычно ГФ выше у залежей, содержащих сильно превращенную метановую нефть, по сравнению с залежами, содержащими мало превращённую нафтеновую нефть. Залежи нефти, не содержащие растворённых газов, встречаются редко на небольших глубинах. Газовый фактор используется в качестве показателя типа залежи. К нефтяным залежам относятся залежи с ГФ ниже 600 м3/т, к нефтегазоконденсатным - 600-900 м3/т и к газоконденсатным - свыше 900 м3/т.

Качество газа, как энергоносителя зависит от содержания метана. При содержании в газовой смеси этана и других углеводородных и неуглеводородных газов от нескольких процентов и более они становятся ценным химическим сырьём.

Углеводородные газы, состоящие в основном из метана, называются сухими. При незначительном содержании тяжёлых углеводородов они называются тощими, и газы со значительным содержанием тяжелых УВ называются жирными. Для характеристики УВ состава газов применяется понятие «коэффициент сухости», это - отношение процентного содержания метана к сумме его гомологов: СН4 /С2Н6 + высшие. Для этих целей используется и такой критерий как газовый фактор или его обратная величина - содержание стабильного конденсата в граммах или кубических сантиметрах в 1 м3 газа. Сухие газы содержат конденсата менее 10 г/м3, тощие - от 10 до 30 г/м3 и жирные газы - от 30 до 90 г/м3. Изменение коэффициента сухости газов является показателем направления их миграции.