Состав и свойства природного газа

Природный газ представляет собой смесь предельных угле­водородов состава С_пН_2п+2, в которой содержится метан, этан, пропан, бутан и иногда пары более тяжелых углеводородов. Часто в состав природных газов входят азот N₂ (до 40 % по объему), углекислота СО₂, сероводород H₂S и редкие газы.

В газе газовых и газоконденсатных месторождений обыч­но преобладает метан; его доля достигает 98,8 %; в нефтяном (попутном) газе доля метана намного меньше, однако увели­чивается доля более тяжелых углеводородов — этана, пропа­на и бутана [5, 7, 13, 41].

Состав газовых смесей выражается в виде массовой, объем­ной или молярной доли компонентов в процентах. Массовая доля в процентах какого-либо компонента газовой смеси пред­ставляет собой отношение массы этого компонента к массе всей смеси:

где М_i — масса i -го компонента; M_см — масса смеси.

Объемная доля (%) какого-либо компонента в смеси газов равна отношению объема компонента к объему всей смеси:

где V_i — объем /-го компонента в смеси; V_см — объем всей смеси.

Молярная доля компонента определяется аналогично и может быть представлена в виде

где N _i — число молей г-го компонента в смеси; N_cm — сум­марное число молей газа в смеси.

Физические свойства природного газа зависят от его со­става, но в целом близки к свойствам метана как основного компонента смеси.

Плотность природного газа можно определить взвешива­нием или вычислить, зная молекулярную массу смеси М:

где V_m — объем моля газа при стандартных условиях, м³.

Обычно р_г находится в пределах 0,73— 1,0 кг/м³. В расче­тах часто используют более удобную величину — относитель­ную плотность Δ так как значение ее практически не зави­сит от давления и температуры. За величину сравнения при­нимают плотность воздуха

где М_Г — масса газа; М_в — масса воздуха.

Относительная плотность газа изменяется от 0,50 до 1,0. Плотность индивидуальных компонентов углеводородных га­зов (и сероводорода), за исключением метана, больше еди­ницы. При всех расчетах, связанных с движением газа, исполь­зуется вязкость. Аналитические зависимости вязкости смеси от вязкости входящих в смесь компонентов сложны и имеют недостаточную точность. В связи с этим на практике вяз­кость определяют по экспериментальным графикам, один из которых приведен на рис. 1.2.

Рис. 1.2. Зависимость вязкости природного газа μ (при Δ = 0,6) от температуры

Вязкость природных газов зависит от их состава, темпера­туры и давления. При высоком давлении вязкость растет с увеличением плотности газа, при низком — уменьшается. С повышением давления вязкость увеличивается. Температура влияет на вязкость по-разному: при низких давлениях с по­вышением температуры она увеличивается, а при высоких (5—10 МПа) — снижается. Такие свойства объясняются сте­пенью близости газа к жидкому состоянию. Вязкость природ­ных газов обычно составляет (1,1 — 1,6)-10~⁵ Пас.

Состояние газа характеризуется давлением р, температу­рой Т и объемом V. Соотношение между этими параметрами определяется законами идеальных газов (Бойля — Мариотта, Гей-Люссака и др.), которые имеют чрезвычайно большое

Рис. 1.3. Зависимость коэффициента сжимаемости природного газа от при­веденного давления при различных температурах

значение в технологии добычи и транспортирования нефти и газа. Однако состояния реальных и идеальных газов в опре­деленных условиях существенно отличаются. Поэтому для расчета состояния реальных газов обычно пользуются обоб­щенным газовым законом в виде уравнения Клапейрона, в которое вводится поправка (коэффициент сжимаемости Z), учитывающая отклонение реальных газов от законов сжатия и расширения идеальных газов:

pV = ZMRT,

где Z — коэффициент сжимаемости; М — масса газа; р — давление; V — объем газа; R — газовая постоянная; Т — абсолютная температура.

Для нефтяных газов значение коэффициента сжимаемо­сти Z можно найти приближенно

Относительная плотность газа

Рис. 1.4. Зависимость среднекритического давления (1, 2) и температуры (1 ' 2') природного газа от относительной плотности:

1, 1' — газовое месторождение; 2, 2' — газоконденсатное месторождение

по графикам Брауна, представленным на рис. 1.3. Коэффициенты сжимаемости Z на этом графике зависят от приведенных давления р_пр и температуры Т_пр, значения которых можно определить по формулам

где р и Т — соответственно давление и температура газа; р_кр и Т_кр - критические давления и температура.

Энтальпия, кДж/кг

Рис. 1.5. Энтальпия природного газа в зависимости от давления и темпе­ратуры (при относительной плотности газа Δ = 0,6)

Для смесей газов критические температуру и давление определяют по формулам или приближенно по графикам рис. 1.4 как функцию относительной плотности смеси. При добыче природного газа часто приходится иметь дело с про­цессами дросселирования, т. е. с изменением давления без совершения внешней работы. Температура идеального газа при этом остается постоянной. Температура реального газа изменяется, что очень важно учитывать, так как это явление связано с выпадением из него влаги и углеводородного кон­денсата. Снижение давления в области относительно низких давлений (до 40 МПа) приводит к охлаждению газа, в облас­ти высоких — к нагреванию. Изменение температуры газа при его дросселировании носит название эффекта Джоуля-Томсона. Различают дифференциальный и интегральный эф­фекты. Большое практическое значение имеет интегральный эффект Джоуля — Томсона, т. е. понижение температуры

газа на конечном участке изменения его давления. Эту вели­чину обычно находят по кривым теплосодержания (рис. 1.5). Зная давление газа и его температуру при одном состоянии, по этим кривым можно найти температуру газа после дроссе­лирования. Для этого от первоначальной точки по линии равного теплосодержания следует переместиться в точку но­вого значения давления. Температура, соответствующая этой точке, явится искомой величиной. Изменение температуры газа при снижении давления на 0,1 МПа называется коэффи­циентом Джоуля — Томсона. Эта величина составляет 0,25 — 0,35 °С на 0,1 МПа (1 атм).

 

СВОЙСТВА ПЛАСТОВЫХ ВОД

Плотность и минерализация. Плотность дистиллированной воды при 4 °С принята за единицу. Воды нефтяных место­рождений содержат в растворе различные соли, поэтому их плотность больше единицы, причем плотность пластовых вод возрастает с увеличением концентрации солей. Значения плот­ности в зависимости от количества растворенных минераль­ных солей приведены ниже.

Плотность вод нефтяных месторождений

Плотность воды при 15,5 °С,

кг/м³.....................................................1000 1020 1040 1060 1080

Количество растворенного

минерального вещества, мг/л..........Не обн. 27500 55400 83700 113200

 

При концентрации солей в количестве 643 кг/м³ плотность пластовой воды может достигать 1450 кг/м³.

Сжимаемость пластовой воды. Характеризуется коэффи­циентом сжимаемости β_в′ который определяется аналогично коэффициенту сжимаемости нефти. Для пластовых вод зна­чение коэффициента сжимаемости изменяется в следующих пределах:

β_в = (3,7÷5,0)∙10 ^-10 1/Па.

Вязкость пластовой воды. На вязкость пластовой воды большое влияние оказывает температура. С ее увеличением вязкость снижается. Рост давления, минерализация и содер­жание в ней растворенных газов существенного влияния на вязкость воды не оказывают.

Электропроводность пластовых вод зависит от степени их минерализации — увеличивается с увеличением минера­лизации и температуры вод. Поверхностное натяжение воды. Имеет очень важное значение с точки зрения ее вымываю­щей способности. Чем меньше поверхностное натяжение воды, тем лучше она вытесняет нефть из пласта. Наименьшее по­верхностное натяжение имеют щелочные воды, так как они содержат поверхностно-активные вещества (ПАВ) — органи­ческие кислоты и основания.

Приведем в табл. 1.1 классификацию пластовых вод.

Таблица 1.1 Классификация пластовых вод

Воды	Условия залегания
Контурные или краевые	Залегают в пониженных частях нефтегазоносных пла­стов. Верхняя часть пласта насыщена нефтью (газом), а нижняя — краевой водой
Подошвенные	Обычно располагаются в приконтурной части пласта. Однако если контакт между нефтью (газом) находит­ся выше подошвы пласта, подошвенная вода подсти­лает всю залежь
Промежуточные	В пластах и пропластках среди нефтегазоносных пластов
Верхние	Воды всех водоносных пластов, залегающих выше дан­ного нефтегазоносного пласта
Нижние	Воды всех водоносных пластов, залегающих ниже данного нефтегазоносного пласта.
Тектонические	Воды, поступающие по дислокационным трещинам

При наличии нижних краевых вод положение водонефтяного контакта (ВНК) определяет внешний (по кровле пласта) и внутренний (по подошве пласта) контуры нефте­носности. В части пласта, расположенной в пределах внут­реннего контура нефтеносности, нефть содержится по всей мощности пласта от кровли до подошвы включительно. В верхней части пласта, расположенной между внутренним и внешним контурами нефтеносности, содержится нефть, а в нижней — вода. Эта часть пласта называется приконтурной зоной. В процессе добычи нефти обычно происходит продвижение контуров нефтеносности. Одна из задач ра­циональной разработки — обеспечение равномерного про­движения этих контуров.