Состав и свойства газа и конденсата

Природный газ состоит, в основном, из смеси предельных уг­леводородов метанового ряда: метана СН4, этана С2Н6, пропанов i-C3H6 и n-С3Н6 (изопропана и нормального пропана), бутанов i-C4H10 и n-С4Н10, пентанов C5H12 и более тяжелых компонентов. Кроме этого, в газе могут содержаться азот N2, углекислый газ СО2, сероводород H2S, гелий Не и другие примеси. В газе всегда присутствуют пары воды.

Конденсат   (газовый)—смесь   углеводородов   метанового (CnH2n+2), нафтенового (CnH2n), ароматического (СnН2n-6), а из­редка и других рядов. В незначительных количествах конденсат со­держит сернистые, азотистые, кислородные соединения, неоргани­ческие примеси и растворенную воду. Конденсат характеризуется групповым химическим (содержанием метановых, нафтеновых и ароматических углеводородов) и фракционным (содержанием бензиновых, лигроиновых и керосиновых фракций) составами.

Углеводороды, входящие в состав газа и конденсата, при нор­мальных условиях могут находиться в трех состояниях в зависимости от числа атомов углерода в молекуле. Углеводороды до С4Н10—газы, от C5 до C17—жидкости (конденсат), C18 и выс­шие—твердые вещества (парафины и др.).

В недрах, в промысловых установках и в газопроводах углеводороды находятся при высоких давлениях и температурах. Поэто­му соотношения между количеством атомов углерода и физиче­ским состоянием смеси могут быть самые разнообразные.


В основ­ном углеводороды газоконденсатных месторождений находятся в газообразном и жидком состоянии, в редких случаях—в твердом. Для определения соотношения между количеством газа и жид­кости в смеси при различных давлениях и температурах исполь­зуют фазовые диаграммы (рис. 1).

При параметрах p, Т соответствующей области диаграммы 1 углеводородная смесь находится в газообразном состоянии; в об­ласти II существуют одновременно и газ и жидкость (двухфазное состояние), в области ///—углеводороды в жидком состоянии.

Если в недрах и на поверхности (зона Г) углеводороды в про­цессе добычи находятся в однофазном газовом состоянии, место­рождение называют газовым.

Для газоконденсатных месторождений (зона ГК) ха­рактерен переход углеводородов в двухфазное состояние (газ и конденсат) и в недрах (линия ВС) и на поверхности линия (АЕ).

В газоконденсатнонефтяных месторождениях (зо­на НГК.), углеводороды находятся в двухфазном состоянии (газ, конденсат и нефть), в нефтяных месторождениях (зона Н)—в





Природный газ состоит, в основном, из смеси предельных уг­леводородов метанового ряда: метана СН4, этана С2Н6, пропанов i-C3H6 и n-С3Н6 (изопропана и нормального пропана), бутанов i-C4H10 и n-С4Н10, пентанов C5H12 и более тяжелых компонентов. Кроме этого, в газе могут содержаться азот N2, углекислый газ СО2, сероводород H2S, гелий Не и другие примеси. В газе всегда присутствуют пары воды.

Конденсат   (газовый)—смесь   углеводородов   метанового (CnH2n+2), нафтенового (CnH2n), ароматического (СnН2n-6), а из­редка и других рядов. В незначительных количествах конденсат со­держит сернистые, азотистые, кислородные соединения, неоргани­ческие примеси и растворенную воду. Конденсат характеризуется групповым химическим (содержанием метановых, нафтеновых и ароматических углеводородов) и фракционным (содержанием бензиновых, лигроиновых и керосиновых фракций) составами.

Углеводороды, входящие в состав газа и конденсата, при нор­мальных условиях могут находиться в трех состояниях в зависимости от числа атомов углерода в молекуле. Углеводороды до С4Н10—газы, от C5 до C17—жидкости (конденсат), C18 и выс­шие—твердые вещества (парафины и др.).

В недрах, в промысловых установках и в газопроводах углеводороды находятся при высоких давлениях и температурах. Поэто­му соотношения между количеством атомов углерода и физиче­ским состоянием смеси могут быть самые разнообразные.


В основ­ном углеводороды газоконденсатных месторождений находятся в газообразном и жидком состоянии, в редких случаях—в твердом. Для определения соотношения между количеством газа и жид­кости в смеси при различных давлениях и температурах исполь­зуют фазовые диаграммы (рис. 1).

При параметрах p, Т соответствующей области диаграммы 1 углеводородная смесь находится в газообразном состоянии; в об­ласти II существуют одновременно и газ и жидкость (двухфазное состояние), в области ///—углеводороды в жидком состоянии.

Если в недрах и на поверхности (зона Г) углеводороды в про­цессе добычи находятся в однофазном газовом состоянии, место­рождение называют газовым.

Для газоконденсатных месторождений (зона ГК) ха­рактерен переход углеводородов в двухфазное состояние (газ и конденсат) и в недрах (линия ВС) и на поверхности линия (АЕ).

В газоконденсатнонефтяных месторождениях (зо­на НГК.), углеводороды находятся в двухфазном состоянии (газ, конденсат и нефть), в нефтяных месторождениях (зона Н)—в











Температура, К


















Ряс. 1. Диаграмма фазовых со­стояний смеси углеводородов.

Области фазовых состояний: / — газо­вого; //—двухфазного (газ+жидкость);

/// — жидкого; зоны типов месторожде­ний: Г —

газовые; ГК — газоконденсатные; НГК — нефтегазовые и нефтегазо-кондснсатные; //—нефтяные; АВС-линия изменения давления в недрах;

АЕ — линия изменения давления и тем­ператур при движении углеводородов из недр к потребителям; Ск—критиче­ская точка








жидком (нефть) и двухфазном (зона НГК)—нефть и нефтяной

газ или нефть, газ и конденсат.

Таким образом, тип месторождения зависит как от состава углеводородной смеси, так и от давлений и температур, при кото­рых находится эта смесь. Для каждого месторождения характе­рен свой состав углеводородов, что обусловлено условиями обра­зования месторождения.

Происхождение газа, конденсата и нефти до сих пор не разга­дано Наиболее признана теория их органического происхожде­ния—теория академика И. М. Губкина. В течение длительного времени из органических остатков растительного и животного ми­ра на дне морей и водоемов образовывались особые илы—сапропели. Далее под действием давлений температур, бактерий, катализаторов (глин и известняков) из сапропелей образовались углеводороды—составные части газа, конденсата и нефти.

Мельчайшие частички углеводородов, пропитавших материн­скую горную породу, начинали двигаться—мигрировать под дей­ствием горного давления и напоров пластовых вод. По мере мигра­ции в местах, где природные условия благоприятствовали этому (в ловушках), углеводороды накапливались в больших количест­вах, образуя залежи и месторождения.

Каждое месторождение характеризуется не только составом газа и конденсата, но и их физико-химическими и товарными свойствами. Физико-химические свойства природного газа и конденсата определяют и указывают при нормальных условиях, при давлениях и температурах в недрах и промысловом оборудовании.

Физико-химические свойства газов и конденсатов при различ­ных давлениях и температурах определяют по экспериментально полученным обобщенным графикам либо рассчитывают по эмпи­рическим и полуэмпирическим формулам. Можно определить эти свойства экспериментально, однако это делают редко, так как для определений требуются специальное оборудование и затраты тру­да и времени.

Соотношения между давлением р, температурой Т и объемом V природного газа подчиняются известным законам: Бойля—Ма-риотта, Гей-Люссака, Дальтона, Авогадро. Отклонения природных газов от идеального учитывают, вводя экспериментально установ­ленные поправки. Газовики используют эти законы при решении инженерных задач в добыче газа.

Уравнение, связующее основные параметры газа р, V и Т, на­зывают уравнением состояния. Для природных газов оно имеет вид:

pV=zmRT,                    (1)

где

р—давление, Па;

V—объем газа, м3;

z — коэффициент сверхсжимаемости;

m—масса газа, кг;

R—удельная газовая постоянная, Дж/кг*К;

Т—температура, К.

Коэффициент г введен в уравнение (1) для учета отклонения природного (реального) газа от идеальных газов, для которых было установлено это уравнение Клапейроном и Менделеевым. Коэффициент г определяют по графикам или эмпирическим фор­мулам. Опыт показал, что для природных газов он может изме­няться от 0,2 до 3,0.

На газоконденсатных месторождениях во многих случаях угле- водородная смесь находится в двухфазном состоянии, т. е. одновременно имеется и газ и жидкость (конденсат).               

Соотношение фаз (газа и жидкости) в двухфазной системе за­данного состава зависит от давления и температуры (см. рис. 1, зона //). При термодинамическом равновесии в системе во времени ни не изменяются давление, температура и соотношение фаз.


При  добыче газа давление и температура изменяются. При этом либо  конденсируется газ, либо испаряется конденсат.    Условие равновесия двухфазной системы при данной темпера- туре состоит в том, что парциальное давление любого компонента в паровой (газообразной) фазе равно парциальному давлению его в жидкой фазе:





или, вводя константу равновесия,   

                           у=х-^, т. е. у=Кх,

у, х— молярные концентрации компонентов в паровой и жидкой фазах соответственно;

ρ—общее давление смеси, Па;

q—упругость паров данного компонента, Па;

К—константа равновесия, K=Q/P·

Соотношение и состав фаз в газоконденсатных двухфазных си­стемах определяют экспериментально (см. главу I, § 3) или рас­считывают по константам равновесия на электронных вычисли­тельных машинах (ЭВМ).

Товарные свойства газа, используемого в качестве топлива, характеризуют относительной плотностью, компонентным составом и теплотворной  способностью.  Теплотворная  способ­ность—это количество теплоты, которое можно получить при полном сжигании 1 м3 газа.


От плотности и компонентного соста­ва зависят режимы и условия рационального сжигания газа с уче­том охраны окружающей среды от вредных продуктов сгорания. Чем меньше в газе токсичных и балластных компонентов, чем вы­ше теплотворная способность природного газа, тем выше его ценность как топлива.   При переработке природного газа его товарная ценность увеличивается с увеличением содержания компонентов, идущих на получение конечных продуктов переработки, таких как гелии, пропан-бутановые смеси, этан, сероводород.

Товарные свойства конденсата как сырья для нефтехимии определяются содержанием в нем ароматических углеводородов (бен­зола толуола, ксилолов), а также бензино-керосиновых фракции. Из конденсата получают индивидуальные ароматические углево­дороды бензины, дизельное топливо, уайт-спирит и другие раство­рители. Конденсат после простейшей переработки можно использовать в качестве моторного топлива.

Газ свойства и классы




Ищи здесь, есть все, ну или почти все

Архив блога