4.1.4. 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„Н,„₊₂): метана (СН₄), зтана (С,Н₆), пропана (С₃Н₈) и бутана (С₄Н_|0). Нередко в составе газа присутствуют более тяжелые углево­дороды: пентан (С₆Н_|2), а также гексан (С₆Н₁₄) и гептан (С₇Н_|6).

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,

- 136 –

и высших. Поэтому стабильный конденсат получают из сырого кон­денсата путем его дегазации и дебутанизации.

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

Физические свойства природных углеводородных газов

Плотность газа — это масса 1 м³ газа при 0°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 0 °С 13 • 10⁶ 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=V_P/V_и где V_p — объ­ем 1 кг газа при данных давлении и температуре; V_и — объем 1 кг иде­ального газа при тех же условиях.

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

При этом он непосредственно зависит от величин пластовых дав­ления (в Па) и температуры (в К) — Z = 0,00289(Р_пл/Т_пл) • (V_пл/V_ст)-

Величину коэффициента сжимаемости чаше всего определяют по экспериментальным кривым (рис. 46). На рис. 46 значения это­го коэффициента даны в зависимости от приведенных псевдокри- тических 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 опре-

- 137 –

делить приведенные псевдокритические давление P_R и температуру T_R по формулам: P_R = Р_пл /Р_r; T_{R =} Т_пл / где Р_пл — пластовое дав­ление, МПа; Т_пл — абсолютная температура газовой смеси в пласто­вых условиях, равная Т₀ + t_пл (Т₀ = 273 К, t_ПЛ — пластовая температу­ра, °С); Р_r— псевдокритическое давление, МПа; T — 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.

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.

На растворимость газа в нефти влияет ее плотность. В более тя­желой нефти растворимость его меньше, чем в легких (рис. 47). 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 пробоотбор­ником, при пластовом давлении.

- 139 -

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.