Состав природных газов

Природные газы, добываемые' из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородных компонентов (СН₄ - С₂₂Н₄₆), а также неуглеводородных компонентов (H₂S, N₂, СО, С0₂, Аг, Н₂, Не).

При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии бывают только углеводороды C₁-C₄. Углеводороды С₅ и выше в нормальных условиях находятся в жидком состоянии.

Газы добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95% метана (табл 3.1).

Химический состав газа газовых месторождений, об. %

Таблица 3.1

Содержание метана на газоконденсатных месторождениях - 75-95% (табл. 3.2).

Химический состав газа газоконденсатных месторождений, об. %

Таблица 3.2

Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Содержание метана - около 35-85%. Содержание тяжёлых углеводородов в попутном газе 20-40%, реже - до 60% (табл. 3.3).

Химический состав газа нефтяных месторождений (попутного газа), об. %

Таблица 3.2

Тяжёлым нефтям свойственны сухие нефтяные газы (с преобладанием метана).

Под тяжелыми УВ понимаются углеводороды от этана (С₂Н₆) и выше.

Лёгким нефтям свойственны жирные газы:

3.1.2. Физико-химические свойства углеводородных газов

Нефтяной газ при нормальных условиях - неполярная, аддитивная система (смесь компонентов от C₁ до С₄). Следовательно, к нему при нормальных условиях применимы аддитивные методы расчётов физико-химических и технологических параметров (П_смеси):

где g_i - весовая доля;

Н_i - мольная доля;

V_i - объёмная доля;

П_i- параметр i-гo компонента.

Плотность смеси газов рассчитывается следующим образом:

При нормальных условиях плотность газа р_г = М_i/ 22,414.

Нефтяной газ представлен в виде смеси углеводородов, поэтому для оценки его физико-химических свойств необходимо знать, как выражается состав смеси.

Массовая доля (g_i) - отношение массы i-гo компонента, содержащегося в системе к общей массе системы:

Молярная (мольная) доля (N_i) - отношение числа молей i-гo компонента к общему числу молей в системе:

Где m_i - масса i-го компонента;

M_i - молекулярный вес.

Объемная доля(V_i) - доля, которую занимает компонент в объёме системы.

Для идеального газа соблюдается соотношение V_i = N_i.

Молекулярная масса смеси рассчитывается следующим образом:

Относительная плотность газа по воздуху:

Для нормальных условий р^O_см ≈1,293; для стандартных условий р^O_см≈ 1,205.

Если плотность газа задана при атмосферном давлении (0,1013 МПа), то пересчёт её на другое давление (при той же температуре) для идеального газа производится по формуле:

Смеси идеальных газов характеризуются аддитивностью парциальных давлений и парциальных объёмов.

Для идеальных газов давление смеси равно сумме парциальных давлений компонентов (закон Дальтона):

где Р - давление смеси газов;

р_i - парциальное давление i-гo компонента в смеси,

или

Т. е. парциальное давление газа в смеси равно произведению его молярной доли в смеси на общее давление смеси газов.

Аддитивность парциальных объёмов компонентов газовой смеси выражается законом Амага:

где V - объём смеси газов;

V_i - объём i-гo компонента в смеси.

Для определения многих физических свойств природных газов используется уравнение состояния.

Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между параметрами описывающими изменение состояние вещества. В качестве таких параметров используется давление, температура, объём.

Состояние газа при стандартных условиях характеризуется уравнением Менделеева-Клайперона:

где Р- абсолютное давление, Па;

V - объём, м³;

Q - количество вещества, кмоль;

Т - абсолютная температура, К;

R-универсальная газовая постоянная Па*м³/(кмоль-град).

У этого уравнения есть свои граничные условия. Оно справедливо для идеальных газов при нормальном (1 атм.) и близких к нормальному давлениях (10-12 атм.)

При повышенном давлении газ сжимается. За счёт направленности связи С-Н происходит перераспределение электронной плотности, и молекулы газов начинают притягиваться друг к другу.

Для учёта этого взаимодействия в уравнение (3.18) вводится коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный голландским физиком Ван-дер-Ваальсом, показывающий отклонения реального газа от идеального состояния:

где Q количество вещества, моль.

Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в выражении граничных условий уравнения Клайперона-Менделеева для высоких давлений.

Коэффициент z зависит от давления и температуры, природы газа (критических давлений и температуры).

Критическое давление - давление, при котором газообразный углеводород переходит в жидкое состояние.

Критическая температура - температура, при которой жидкий углеводород переходит в газообразное состояние.

Приведёнными параметрами индивидуальных компонентов называются безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа отклоняются от критических:

Существуют графики, эмпирические формулы и зависимости для оценки коэффициента сверхсжимаемости от приведенных давлений и приведенных температур.

Зная коэффициент сверхсжимаемости, можно найти объём газа в пластовых условиях по закону Бойля-Мариотта:

Объёмный коэффициент газа используется при пересчёте объёма газа в нормальных условиях на пластовые условия и наоборот (например, при подсчёте запасов):

Вязкость газа - свойство газа оказывать сопротивление перемещению одной части газа относительно другой.

Различают динамическую вязкость µ. и кинематическую вязкость v. Кинематическая вязкость учитывает влияние силы тяжести.

Динамическая вязкость зависит от средней длины пробега молекул газа и от средней скорости движения молекул газа:

где ρ - плотность газа;

λ - средняя длина пробега молекулы;

v - средняя скорость молекул.

Кинематическая вязкость природного газа при нормальных условиях невелика и не превышает 0,01 сантипуаза.

Динамическая вязкость газа увеличивается с ростом температуры (при повышении температуры увеличивается средняя скорость и длина пробега молекул), однако при давлении более 3 МПа вязкость с ростом температуры начинает снижаться. От давления вязкость газа практически не зависит (снижение скорости и длинны пробега молекул при увеличении давления компенсируется ростом плотности).

3.1.3;Растворимость газов в нефти и воде

От количества растворённого в пластовой нефти газа зависят все её важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и •д.

Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа растворятся в нефти и воде имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки.

Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри:

где V_ж - объём жидкости-растворителя;

а - коэффициент растворимости газа;

V_r - количество газа, растворённого при данной температуре;

Р - давление газа над поверхностью жидкости

К - константа Генри (К=f(a)).

Коэффициент растворимости газа а показывает, какое количество газа растворяется в единице объёма жидкости при данном давлении:

Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры.

Минимальное давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщения.

Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии (залежь имеет газовую шапку). Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть "недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти.

Природа воды и углеводородов различается, а, следовательно, углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется в воде хуже, чем в нефти.

Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО2, H₂S, N₂ растворяются в воде лучше. Например, пластовая вода сеноманского горизонта очень газирована (5 м³ газа СО и С0₂ на 1 т воды).

С повышением давления растворимость газа растёт, а с повышением температуры - падает. Растворимость газа зависит также от минерализации воды.

Разные компоненты нефтяного газа обладают разной способностью растворятся в жидкостях, причём с увеличением молекулярной массы газового компонента растёт коэффициент растворимости.

Количество выделившегося из нефти газа зависит не только от содержания газа в нефти, но и от способа дегазирования. Различают контактное разгазирование, когда выделившийся газ находится в контакте с нефтью, и дифференциальное разгазирование, когда выделившийся из нефти газ непрерывно отводится из системы.

Строгое соблюдение условий дифференциального дегазирования затруднено, поэтому используется многократное (ступенчатое) дегазирование.

В процессе добычи нефти встречаются оба способа дегазирования. В начальные периоды снижения давления от давления насыщения, когда газ ещё неподвижен относительно нефти, происходит контактное разгазирование. В последующий период, по мере выделения газа из нефти, газ быстрее движется к забою скважины и происходит дифференциальное разгазирование.

Коэффициент разгазирования - количество газа, выделившегося из единицы объёма нефти при снижении давления на единицу.

При движении газа по пласту наблюдается т.н. дроссельный эффект -уменьшение давления газового потока при его движении через сужения в каналах. При этом наблюдается изменение температуры. Интенсивность изменения температуры при изменении давления характеризуется коэффициентом Джоуля-Томсона:

где ΔТ - изменение температуры:

а - коэффициент Джоуля-Томсона (зависит от природы газа, давления,

температуры);

ΔР - изменение давления.