содержание   ..  10  11  12  13  14  15  16  17  18  19  20  ..

§ 2.

Природный углеводородный газ

Углеводородный газ находится в недрах Земли в виде само­стоятельных скоплений, образуя чисто газовые залежи или газо­вые шапки (свободный газ), а также в растворенном состоянии в нефти или воде.

Химический, состав природных углеводородных газов

Горючий газ представляет собой смесь предельных углеводо­родов (С„Н2„+2): метана (СН4), этана (С2Н6), пропана (С3Н8) и бутана (С4Н10). Нередко в составе газа присутствуют более тяже­лые углеводороды: пентан (С5Н12), а также гексан (С6Н14) и геп­тан (С7Н16).

Газы, содержащие более 100 г тяжелых углеводородов (пентана, гексана и гептана) в 1 м3, относят к «жирным», менее 100 г — к «сухим».

Пентан и высшие входят в состав газов конденсатных залежей. При снижении температуры и давления из газов этих залежей выделяется жидкая углеводородная фаза — конденсат. Сырой конденсат состоит из жидких при стандартных условиях (0,1 МПа и 20 °С) углеводородов, в которых растворено определенное ко­личество газообразных углеводородов. Стабильный конденсат состоит только из жидких при стандартных условиях углеводо­родов, т. е. пентанов и высших. Поэтому стабильный конденсат получают из сырого конденсата путем его дегазации и дебутани-зации.

Углеводородные газы обычно могут содержать углекислый газ, азот, сероводород и небольшое количество редких газов (гелия, аргона, неона). Газы с высоким содержанием H2S являются сырьем для получения почти чистой серы.

Физические свойства природных углеводородных газов

Плотность газа — это масса 1 м3 газа при О °С и атмосферном давлении. Размерность ее кг/м3. Обычно пользуются относитель­ной плотностью газа. Относительная плотность (по воздуху) естественных газов изменяется от 0,6, когда газ в основном состоит из метана, до 2 и выше, когда он содержит значительное коли­чество тяжелых углеводородов.

Вязкость углеводородных газов незначительная. Вязкость сухого углеводородного газа при О °С 13-Ю"6 Па-с, а воздуха — 17-10"* Па-с. С увеличением температуры вязкость газа и воз­духа увеличивается.

Законы газового состояния, известные из физики, справедливы для идеальных газов. Для углеводородных газов они требуют определенных корректив. Чем больше плотность газа и чем выше давление, тем больше отклонение законов для реальных газов от законов для идеальных газов.

Коэффициент сжимаемости газа — отношение объемов ре­ального и идеального газов при одинаковых условиях Z = = Vp/Vm, где Vp — объем 1 кг газа при данных давлении и тем­пературе; FH — объем 1 кг идеального газа при тех же условиях.

Коэффициент сжимаемости Z определяет и величину отношения объемов реального газа при пластовых и стандартных условиях. 96

При этом он непосредственно зависит от величин пластовых дав­ления (в Па) и температуры (в К) — Z = 0,00289 (рпл/Та11) X X (Vaa/Vor).

Величину коэффициента сжимаемости чаще всего определяют по экспериментальным кривым (рис. 32). На рис. 32 значения этого коэффициента даны в зависимости от приведенных псевдо­критических давлений и температур. Псевдокритическими дав­лением и температурой называют суммы средних взвешенных критических значений соответственно давлений и температур отдельных углеводородов, из которых состоит смесь.

Критической называется такая температура, выше которой газ не может превратиться в жидкость, критическим называется дав­ление, которое соответствует точке перехода газа в жидкость (табл. 2). Под приведенными псевдокритическими давлением и температурой понимают отношение рабочих абсолютных давлений и температур соответственно к псевдокритическим значениям давления и температуры для данного состава газа.

Пример расчета псевдокритических давлений и температур приведен в табл. 3. Зная пластовое давление и температуру, можно определить приведенные псевдокритические давление ря и температуру TR по формулам: pR = рал/рг; TR = ТПП/ТГ, где Рпл — пластовое давление, МПа; Тпл — абсолютная темпе­ратура газовой смеси в пластовых условиях, равная Т0 + ^пл (Т0 = 273 К, ^Пл — пластовая температура, °С); рг — псевдокри-

Таблица 2

Значения критических давлений и температур

Примечание.   Физические  свойства газов   даны   при   р = 0,1 МПа и t = 15,5 °С'

тическое давление, МПа; Тг — псевдокритическая температура, К. Согласно закону Генри, растворимость газа в жидкости про­порциональна давлению. Углеводородные газы мало отклоня­ются от закона Генри при сравнительно низких давлениях. При высоких давлениях наблюдается взаимное растворение газа в жидкости и жидкости в газе. Коэффициент растворимости для углеводородных газов обычно составляет 0,3—2.

Таблица 3

Пример расчета псевдокритических давлений и температур

Сухие углеводородные газы в боль­шей степени подчиняются закону Ген­ри, чем жирные. Для сухих газов коэф­фициент растворимости в пределах обычных пластовых давлений остается постоянным, для жирных газов он меняется вместе с давлением. С повы­шением температуры способность газа растворяться в жидкости уменьшается. При приближении к критическому дав­лению перехода газа в жидкую фазу закон Генри неприменим.

НаТрастворимость газа в нефти влия­ет ее плотность В более тяжелых неф-тях растворимость его меньше, чем в легких (рис. 33). Это объясняется боль­шей химической близостью газа к легкой нефти. Поэтому жирные газы лучше растворяются в нефти.

Количество растворенного в нефти газа определяется при изучении проб нефти, отобранных из скважины глубинным пробо-отборником^]при пластовом давлении.

Содержание газа в глубинной пробе нефти определяется при контактном дегазировании, когда газ, выделяющийся из раствора, остается в контакте с жидкостью, или при дифференциальном дегазировании, когда весь выделяющийся газ периодически от­водится из системы. Наиболее полное дегазирование нефти про­исходит при контактном -способе.

Количество газа, растворенного в 1 т пластовой нефти, на­зывается растворимостью газа в нефти или газосодержанием,, а количество добытого газа, приходящегося на 1 т добытой нефти, называется газовым фактором.

содержание   ..  10  11  12  13  14  15  16  17  18  19  20  ..