Нефтяные газы и их свойства

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных углеводородов вида С_nН_2n+2. Основным компонентом является метан СН₄. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые углеводороды, а также не углеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО₂, сероводород H₂S, гелий Не, аргон Аr.

Природные газы подразделяют на следующие группы:

- газ чисто газовых месторождений, представляющий собой сухой газ, почти свободный от тяжелых УВ.

- газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, — смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из С_5+высш.

- газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанбутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.

Газ, в составе которого УВ (С₃, С₄,) составляют не более 75 г/м³ называют сухим. При содержании более тяжелых УВ (свыше 150 г/м³ газ называют жирным).

Газовые смеси характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху. Молекулярная масса природного газа:

(1.6)

где М_i — молекулярная масса i-го компонента; X_i — объемное содержание i-го компонента, доли ед. Для реальных газов обычно М = 16 - 20. Плотность газа ρ _г рассчитывается по формуле:

(1.7)

где V_м — объем 1 моля газа при стандартных условиях. Обычно значение ρ _г находится в пределах 0, 73 — 1, 0 кг/м³. Чаще пользуются относительной плотностью газа по воздуху ρ _г.в равной отношению плотности газа ρ _г к плотности воздуха ρ _в взятой при тех же давлении и температуре:

(1.8)

Если ρ _г и ρ _в определяются при стандартных условиях, то ρ _г = 1, 293 [кг/м³] и ρ _в = ρ _г /1, 293 [кг/м³].

Уравнения состояния газов используются для определения многих физических свойств природных газов. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между давлением, объемом и температурой.

Состояние газов в условиях высоких давления и температуры определяется уравнением Клайперона — Менделеева:

где р — давление;

V — объем идеального газа;

N — число киломолей газа. Объем одного киломоля при нормальных условиях для всех газов равен 22, 4 м³/кмоль, т. е. nv = 22, 4 м³/кмоль;

R — универсальная газовая постоянная (физическая постоянная, входящая в уравнение состояния 1 моля идеального газа), равна 8, 314 Дж/(кмоль) = 1, 987 кал/(кмоль);

Т — температура.

Эти уравнения применимы для идеальных газов. Идеальным называется газ, силами взаимодействия между молекулами которого пренебрегают. Реальные углеводородные газы не подчиняются законам идеальных газов. Поэтому уравнение Клайперона — Менделеева для реальных газов записывается в виде

где Z — коэффициент сверхсжимаемости реальных газов, зависящий от давления, температуры и состава газа и характеризующий степень отклонения реального газа от закона для идеальных газов.

Коэффициент сверхсжимаемости Z реальных газов — это отношение объемов равного числа молей реального V_р и идеального V_и газов при одинаковых термобарических условиях (т.е. при одинаковых давлении и температуре)

Влагосодержание природных газов связано с тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм и вследствие чего содержат определенное количество паров воды.

Концентрация водяных паров в газе зависит от его состава, давления, температуры. Отношение количества водяных паров (в долях единицы или процентах), находящихся в газе, к максимально возможному содержанию водяных паров в том же газе при тех же условиях называют относительной влажностью газа. Она характеризует степень насыщения газа водяным паром. Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа (г/м³ или г/кг), называют абсолютной влажностью.

Пары воды, присутствующие в газах и газоконденсатных смесях, влияют на фазовые превращения углеводородных систем. При определенных термодинамических условиях вода может выделяться из газа (конденсироваться), т.е. переходить в капельно-жидкое состояние. В газоконденсатных системах могут одновременно выделяться вода и конденсат. В присутствии воды давление начала конденсации углеводородов увеличивается.

Объемный коэффициент пластового газа b_г представляющий собой отношение объема газа в пластовых условиях V_пл.г к объему того же количества газа V_ст, который он занимает в стандартных условиях, можно найти с помощью уравнения Клайперона — Менделеева

где Р_пл, Т_пл, P_cт, Т_ст — давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях.

Значение величины b_г имеет большое значение, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях.

Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.

Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях углеводородов т.е. из пентана и высших (C_5+высш), в которых растворено некоторое количество газообразных углеводородов - бутана, пропана и этана, а также H₂S и других газов.

Важной характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см³) в 1 м³ отсепарированного газа.

На практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором — это количество газа (м³), из которого добывается 1 м³ конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для разных месторождений от 1500 до 25 000 м³/м³.

Стабильный конденсат состоит только из жидких углеводородов — пентана и высших (C_6+высш). Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40 – 200 ^°С. Молекулярная масса 90 - 160. Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0, 6 до 0, 82 г/см³ и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.

Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации, т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям ценных углеводородов в недрах.

Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных давлении и температуре заполняют структурные пустоты кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью водородной связи. Молекулы воды как бы раздвигаются молекулами газа — плотность воды в гидратном состоянии возрастает до 1, 26 - 1, 32 см³/г (плотность льда 1, 09см³/г). Внешне газогидраты напоминают снег. Обычно образуются при температуре ниже 30 ^°С, при давлении больше 0, 5 МПа.

Распад газогидратов возможен при повышении температуры, при понижении давления, а также путем ввода в пласт веществ, разлагающих гидрат, например, бромида кальция.