Состав природных газов

СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ

Природные газы – это вещества, которые при нормальных (н.у.) и стандартных (с.у.) условиях являются газообразными. В зависимости от условий газы могут находиться в свободном, адсорбированном или растворённом состояниях.

В пластовых условиях газы в зависимости от их состава, давления и температуры (термобарического режима в пласте) могут находиться в различных агрегатных состояниях – газообразном, жидком, в виде газожидкостных смесей.

Свободный газ обычно расположен в повышенной части пласта и находится в газовой шапке. Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует, то весь газ залежи растворён в нефти.

Давление, при котором имеющийся в залежи газ начинает выделяться из нефти, называется давлением насыщения. Давление насыщения нефти газом в пластовых условиях определяется составами, количеством нефти и газа, пластовой температурой.

Растворённый газ, по мере снижения давления при добыче, выделяется из нефти. Он называться попутным газом. В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше газа может быть растворено в нефти. В 1 м³ нефти содержание растворённого газа может достигать 1000 м³.

Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (УВ) метанового ряда СН₄–С₄Н₁₀: метана, этана, пропана, изобутана и н-бутана, а также неуглеводородных компонентов: H₂S, N₂, CO, CO₂, H₂, Ar, He, Kr, Xe и других.

При нормальных и стандартных условиях термодинамически в газообразном состоянии существуют только УВ состава С₁–С₄. Углеводороды алканового ряда, начиная с пентана и выше, при этих условиях находятся в жидком состоянии, температуры кипения для изо-С₅ равна 28^оС, а для н-С₅ → 36^оС. Однако, в попутных газах иногда наблюдаются углеводороды С₅ за счёт термобарических условий, фазовых переходов и других явлений.

Качественный состав газов нефтяного происхождения всегда одинаков (что нельзя сказать о газах вулканических извержений). Количественное распределение компонентов практически всегда различно.

Состав газовых смесей выражается в виде массовой или объемной концентрации компонентов в процентах и мольных доля х.

, (2.15)

где Wi - масса i-го компонента; ΣWi - суммарная масса смеси.

, (2.16)

где Vi - объем i-го компонента в смеси; Σ Vi - суммарный объем газа.

, (2.17)

где ni - число молей i-го компонента в смеси; Σпi - суммарное число молей газа в системе.

Зависимость между объемной и мольной концентрациями компонентов вытекает из закона Авогадро. Так как равные объемы любых газов при одинаковых температуре и давлении содержат одинаковое число молекул, то объем i-го компонента смеси будет пропорционален числу молей i-го компонента:

, (2.18)

где К — коэффициент пропорциональности. Следовательно

, (2.19)

т. е. концентрация компонента в процентах по молям (% мол.) в смеси газов при атмосферном давлении практически совпадает с объемной концентрацией этого компонента в процентах (% об.).

При высоких давлениях жидкие углеводороды растворяются в газовой фазе (газовые растворы, газоконденсаты). Поэтому при высоких давлениях плотность газа может приближаться к плотности легких углеводородных жидкостей.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких (метан, этан) или тяжелых (пропан и выше) углеводородов газы разделяются на сухие и жирные.

Сухим газом называют природный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах.

Жирным газом называют газ, содержащий тяжелые углеводороды в таких количествах, когда из него целесообразно получать сжиженные газы или газовые бензины.

На практике принято считать жирным газом такой, в 1 м³ которого содержится более 60г газового бензина.

Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95 % метана (табл. 2.2) и представляют собой, так называемые, сухие газы.

Таблица 2.2

Месторождение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	N2	СО2	Относит. плотность
Северо-Ставропольское	98,9	0,29	0,16	0,05	0,4	0,2	0,56
Уренгойское	98,84	0,1	0,03	0,03	1,7	0,3	0,56
Шатлыкское	95,58	1,99	0,35	0,15	0,78	1,15	0,58
Медвежье	98,78	0,1	0,02	–	1,0	0,1	0,56
Заполярное	98,6	0,17	0,02	0,013	1,1	0,18	0,56

Тяжёлым нефтям свойственны сухие попутные газы с преобладанием метана в их составе. Например, содержание метана в составе попутного газа Русского месторождения Западной Сибири (плотность нефти более 920 кг/м³) аналогично содержанию метана в составе газа газового Уренгойского месторождения и составляет около 98,8 об. %.

Содержание метана в газах газоконденсатных месторождений колеблется в интервале 75–95 % (табл. 2.3). Попутный газ газоконденсатных месторождений и лёгких нефтей достаточно жирный.

Таблица 2.3

Месторождение	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12	N2	СО2	Отност. плотность
Вуктыльское	74,80	8,70	3,90	1,80	6,40	4,30	0,10	0,882
Оренбургское	84,00	5,00	1,60	0,70	1,80	3,5	0,5	0,680
Ямбургское	89,67	4,39	1,64	0,74	2,36	0,26	0,94	0,713
Уренгойское (БУ–8, БУ–14)	88,28	5,29	2,42	1,00	2,52	0,48	0,01	0,707

Газы, добываемые вместе с нефтью из нефтяных месторождений (попутные газы) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции, газового бензина. При повышенном давлении углеводороды состава С₃, С₄ легко сжижаются. В пластовых условиях в газообразном состоянии находится практически один метан. При нормальных условиях углеводороды от метана СН₄ до бутана С₄Н₁₀ находятся в газообразном состоянии. Остальные углеводороды при этих условиях — жидкости. Пропан и бутан при повышении давления легко переходят в жидкое состояние. Упругость насыщенных паров углеводородов, т. е. то давление, при котором газ начинает конденсироваться и переходить в жидкое состояние, повышается с ростом температуры и она тем выше, чем ниже плотность углеводорода. Упругость пара — нелинейная функция температуры. Графики на рис. 2.9 построены так, чтобы получить линейную зависимость между упругостью паров углеводородов и температурой: шкала упругости пара принята логарифмической, а температурная шкала (в °С) принята произвольной.

Рис.2.9

Удобство таких графиков заключается в том, что они позволяют легко и быстро определять по известной упругости пара при некоторой температуре упругость его паров при других температурах. Для этого проводят прямую линию через, известную точку и общую точку пересечения прямых упругостей паров (находящуюся вне графика на продолжении правой верхней части диаграммы).

Из рис. 2.9 следует, что давление паров метана наибольшее; при нормальных условиях его нельзя превратить в жидкость (пунктирная линия 1 давления ненасыщенного пара метана), так как его критическая температура t = -82,95° С. Давление насыщенных паров других углеводородов намного ниже. Например, бутан при t = - 20° С имеет упругость паров, равную 0,22 Мн/м² (2,2 кГ/см²).

К расчёту физико-химических свойств газа как многокомпонентной смеси можно применять принцип аддитивности.

Аддитивный подход к расчёту физико-химических и технологических параметров означает, что каждый компонент газа в смеси ведёт себя так, как если бы он в данной смеси был один.

Следовательно, для оценки макроскопических свойств нефтяного газа (при н.у. и с.у.) применимы аддитивные методы расчётов физико-химических и технологических параметров (П_смеси):

, (2.20)

где где N_i – мольная доля; g_i – весовая доля; V_i – объёмная доля; П_i – физико-химическое свойство i-го компонента.

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

, (2.21)

где Р – общее давление смеси газов; р_i – парциальное давление i-го компонента в смеси. Откуда

, (2.22)

. (2.23)

То есть, парциальное давление компонента в газовой смеси равно произведению его молярной доли на общее давление смеси газов.

Аддитивность парциальных объёмов (Vi) компонентов газовой смеси выражается законом Амага:

, (2.24)

где V – общий объём смеси газов; Vi – мольный объём i-го компонента газа в смеси.

По аналогии с уравнениями (2.22–2.23) мольный объём компонента в газе можно оценить:

. (2.25)

Как аддитивные величины рассчитывают все физико-химические свойства газа, например, плотность смеси газов:

, (2.26)

где ρi – плотность i–го компонента; Ni – мольная доля i–го компонента.

Дата добавления: 2013-12-12