Состав и св-ва природных газов.
Природные газы представляют собой многокомпонентные системы, состоящие, в основном, из предельных углеводородов, к которым относятся метан (СН4) и его гомологи (СпН2п+2). При нормальных условиях углеводороды метан, этан, пропан и бутан находятся в газообразном состоянии. Остальные углеводороды от пентана (С5Н12) и выше до С17Н36 в этих условиях – жидкости. Пропан и бутан с повышением давления переходят в жидкое состояние. Кроме того, в природных газах содержится азот N2 , углекислый газ СО2 , сероводород Н2S , инертные газы , меркаптаны (RSH), а также пары воды. Как правило азот и углекислый газ присутствуют во всех природных газах. Соединение других составляющих меняется в широких пределах. К основным физическим св-вам природных газов относят плотность, вязкость, диффузию, теплопроводность, влагосодержание, которые зависят от состава газа и внешних условий (Р и Т). Различают молекулярную массу и плотность газа. Массу атомов и молекул условно измеряют в единицах. За единицу массы атома принята 1/12 массы изотопа углерода. Сумма атомных масс элементов, входящих в молекулу, называется молекулярной массой в-ва. Мол-ая масса в-ва М связана с плотностью газа r=М/22,4. Часто используется относительная плотность газов:
-r-=r/1,293=М/29 ,где r =1,293 кг/м3 – плотносьт воздуха при Н.У.; 29 – молекулярная масса воздуха. Для смеси газов из n компонентов плотность определяется аддитивным способом:
,где ni, Mi – молярное соединение и молек-ая масса i-го компонента.
Вязкость газов опре-ся их составом и температурой. Диффузия газов определяется законом Фика:q=-д*dc/dx , где q – плотность потока массы , концентрация дифундирующего компанента. Тепловые св-ва газов характеризуются теплоёмкостью и теплопроводностью.Теплоёмкость газовых смесей определяется аддитивным способом по ф-ле: Ссм=суммСi*ni , где Сi – теплоёмкость отдельных кампонентов смеси газов, ni – их молярные доли. Теплопроводность газов описывается законом Фурье: 
, где q – плотность теплового потока ; лямбда –коэф-нт теплопроводности. Важное значение в технологических процессах добычи имеет изменение температуры газа при его адиабатическом расширении (дросселлирование),к-е получило название дроссельного эффекта Джоуля-Томсона. Природные газосодержащие пласты всегда содержат воду, поэтому газ в пластовых условиях насыщен парами воды.При изменении условий в залежи с увеличением температуры и уменьшением давления кол-во водяных паров в газовой фазе увеличивается.
Состав и св-ва нефтей.
В основном в состав сырых нефтей входят неполярные компоненты представлены метановыми, нафтеновыми, ароматическими или гибридными углеводородами. Кроме того в нефти в различных количествах содержатся полярные компоненты, определяющие в основном поверхностные св-ва нефти. К ним относятся кислородные, сернистые, азотистые и асфальтосмолистые в-ва. Особое значение в процессах добычинефти играют парафины – углеводороды метанового ряда, начиная с С16Н44 (высшие алканы). Температура застывания парафинов не превышает 50-600С. Содержание парафинов в нефтях может достигать свыше10-12%. Плотность чистого парафина составляет 907-915 кг/м3 при t=150С. Парафин представляет собой бесцветную кристаллическую массу, нерастворимую в воде, но легко растворяющуюся в бензоле, эфире, хлороформе. Содержание серы в нефтях не превышает обычно 5%, азота 0,6%, кислорода 8-10%. Кол-во асфальтосмолистых в-в в нефтях может достигать более 30 %. Они представляют собой высокомолекулярные соединения, включающие углерод, водород, кислород, серу и азот. Основная часть этих соединений представлена нейтральными смолами, жидкими в-вами темно-коричневого цвета, плотностью 1000-1070 кг/м3, к-е и определяют тёмный цвет нефти. При окислении нейтральные смолы могут превращаться в асфальтены. Относительная плотность асф-ов больше 1, молекулярная масса от 1500-2000 и выше. В нефтях они находятся в коллоидном состоянии.
Важная характеристика пластовой нефти – сжимаемость. Колэффициент сжимаемости:
, где V- объём нефти; DV – изменение объёма нефти при изменении давления на DР
С повышением температуры и количества растворённого газа этот коэффициент повышается. Повышенная пластовая температура, а также растворённый газ приводят к тому, что объём нефти в пластовых условиях больше чем на поверхности. Отношение этих объёмов, называемое объёмным коэффициентом, может достигать значения1,4-1,5. Таким образом усадка нефти может составлять 40-50%. Плотность нефти зависит от температуры (с повышением температуры уменьшается плотность. В соответствии с этим плотность пластовой нефти может значительно отличаться от плотности поверхностной нефти. Вязкость пластовых нефтей в зависимости от условий (состава нефти, её температуры, состава и кол-ва раств-го газа, давления и пр.) изменяется от долей единицыдо десяти и более Па*с. С повышением плотности и уменьшении температцры вязкость нефти повышается.