Химический состав газа газоконденсатных месторождений, об. %
Месторож- дение |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
С4Н10 |
С5Н12 |
N2 |
СО2 |
Относит. плотность |
Вуктыльское |
74,80 |
8,70 |
3,90 |
1,80 |
6,40 |
4,30 |
0,10 |
0,882 |
Оренбургское |
84,00 |
5,00 |
1,60 |
0,70 |
1,80 |
3,5 |
0,5 |
0,680 |
Ямбургское |
89,67 |
4,39 |
1,64 |
0,74 |
2,36 |
0,26 |
0,94 |
0,713 |
Уренгойское |
88,28 |
5,29 |
2,42 |
1,00 |
2,52 |
0,48 |
0,01 |
0,707 |
Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Содержание метана изменяется от 35–85 %. Содержание тяжёлых углеводородов (С2 и выше) в попутном газе варьируется в диапазоне 20–40 %, реже доходит до 60 % (табл. 2.3).
Таблица 2.3
Химический состав попутного газа нефтяных месторождений, об. %
Месторож- дение |
СН4 |
С2Н6 |
С3Н8 |
С4Н10 |
С5Н12 |
N2 |
СО2 |
Относит. плотность |
Бавлинское |
35,0 |
20,7 |
19,9 |
9,8 |
5,8 |
8,4 |
0,4 |
1,181 |
Ромашкинское |
3838 |
19,1 |
17,8 |
8,0 |
6,8 |
8,0 |
1,5 |
1,125 |
Самотлорское |
53,4 |
7,2 |
15,1 |
8,3 |
6,3 |
9,6 |
0,1 |
1,010 |
Узеньское |
50,2 |
20,2 |
16,8 |
7,7 |
3,0 |
2,3 |
– |
1,010 |
Трехозерное |
48,0 |
12,2 |
24,0 |
11,1 |
2,6 |
2,1 |
– |
1,288 |
Как правило, тяжёлым нефтям свойственны сухие попутные газы, с преобладанием метана в их составе. Коэффициент сухости (kсух.) пропорционален содержанию метана:
. (2.2)
Под тяжелыми УВ понимается суммарное содержание углеводородов от этана (С2Н6) и выше.
Например, содержание метана в составе попутного газа Русского месторождения Западной Сибири (плотность нефти более 0,92 кг/м3) аналогично содержанию метана в составе газа Уренгойского месторождения, около 98,8 объёмных %.
Лёгким нефтям свойственны жирные попутные газы. Коэффициент жирности (kжирн) пропорционален содержанию тяжелых углеводородов:
(2.3)
Попутный газ газоконденсатных систем и легких нефтей достаточно жирный.
2.2. Способы выражения состава
Нефтяной газ представлен в виде смеси углеводородов, поэтому для оценки его физико-химических свойств необходимо знать способы выражения состава смеси.
Массовая (весовая) доля (gi) – величина, нормированная на 1 (в долях) или на 100 % и характеризует, отношение массы i-го компонента (mi), содержащегося в системе к общей массе системы:
(2.4)
Молярная (мольная) доля (Ni) – величина, нормированная на 1 или на 100 % и характеризует, отношение числа молей i-го компонента (ni) к общему числу молей компонентов в системе:
, (2.5)
где mi – масса i-го компонента;
Мi – молекулярный вес i-го компонента.
Из соотношений 2.4–2.5 легко найти выражения для пересчетов массового и мольного составов:
(2.6)
Объёмная доля – величина, нормированная на 1 или на 100 % и характеризует долю (Vi), которую занимает компонент в объёме системы. С учетом выражений 2.4–2.6 можно выразить взаимосвязь объёмной доли с массовыми и мольными долями:
(2.7)
Для идеального газа соблюдается соотношение: объёмная доля компонента (Vi) равна мольной доли компонента (Ni), т. е. Vi = Ni, как следствие закона Авогадро. Для идеальной системы, как нефтяной газ, состав его можно рассчитать на основе любых данных: масс компонентов, объёмов, плотностей, парциальных давлений и др.
Рассмотрим пример. Дан объёмный состав нефтяного газа (Vi, %):
CH4 – 61,3 %; C2H6 – 15,4 %; C3H8 – 12,1 %; ∑C4H10 – 6,8 %; ∑C5H12 – 4,4 %.
Найти: массовый состав (gi, в долях) газа?
Решение. Для идеального газа величины объёмных (Vi) и мольных (Ni) долей равны. Для расчета состава газа в массовых долях воспользуемся выражением (2.6). Учитывая молекулярные массы (кг/кмоль) компонентов нефтяного газа: CH4 – 16; C2H6 – 30; C3H8 – 44; C4H10 – 58; C5H12 – 72, найдем:
gCH4 = 61,3 •16 / (61,3•16 + 15,4•30 + 12,1• 44 + 6,8•58 + 4,4•72) =
980,8 / 2686,4 = 0,365,
gC2H6 = 15,4 • 30 / 2686,4 = 0,172,
gC3H8 = 12,1 • 44 / 2686,4 = 0,198,
gC4H10 = 6,8 • 58 / 2686,4 = 0,147,
gC5H12 = 4,4 • 72 / 2686,4 = 0,118.
Сумма всех долей массового состава равна 1.