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.
