23. Попутный (нефтяной) газ и его основные физико-химические свойства.

Попутным или нефтяным газом называется газ нефтяных месторождений, добываемый вместе с нефтью.

Попутный нефтяной газ (ПНГ) представляет смесь газов. Основными составляющими ПНГ являются предельные углеводороды - гомологи метана от СН₄ до С₆Н₁₄. Суммарное содержание гексана и более тяжелых углеводоро дов в попутном газе, как правило, не превышает 1 %, содержание пентана находится в пределах 2 %. Кроме того, в ПНГ присутствуют инертные газы, в основном, азот и углекислый газ.

На месторождениях нефти Удмуртской Республики и ряде месторождений Пермского края в составе ПНГ преобладает азот (до 80 %), содержание метана составляет 12-15%. В таблице 19 приведен состав попутного нефтяного газа для некоторых месторождений Западной Сибири, Башкортостана и Удмуртской Республики, Пермского края.

).

Попутные газы характеризуются высоким содержанием пропана, бутана и более тяжелых углеводородов. В зависимости от этого их можно условно разделить на три категории:

1.Бедные или сухие, содержащие до 50 г/м³ тяжелых углеводородов

(от пропана и выше);

2.Средней жирности, содержащие от 50 до 400 г/м³ тяжелых углеводородов;

3. Жирные содержащие свыше 400 г/м³ тяжелых углеводородов;

Большинство попутных газов может быть отнесено к категории жирных. С легкой нефтью добывают более жирные газы, с тяжелыми нефтями- преимущественно сухие газы.

Пропан и бутан легко могут сжижаться при обычной температуре даже при небольших давлениях.

В связи с этим в пластовых условиях распределение каждого углеводорода между жидкой и газообразной фазами будет находиться в соответствии с давлением паров при данной температуре. Газ, не перешедший в жидкую фазу в пластовых условиях, может находиться в разных состояниях в разных состояниях в зависимости от давления насыщения (свободном, растворенном, адсорбированном и др.).

Количество газа, приходящееся на 1 т нефти, называется газовым фактором

Основными свойствами газа являются плотность, вязкость, сжимаемость и растворимость.

24. Природный газ и его основные физико-химические свойства.

Газы газовых месторождений называются природными газами. Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ. Основным компонентом является метан СН₄. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО₂, сероводород H₂S, гелий Не, аргон Аr.

Природные газы подразделяют на следующие группы.

1. Газ чисто газовых месторождений, представляющий собой сухой газ, почти свободный от тяжелых УВ.

2. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, - смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата.

3. Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанбутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.

Газ, в составе которого УВ (С₃, С₄,) составляют не более 75 г/м³ называют сухим. При содержании более тяжелых УВ (свыше 150г/м3 газ называют жирным).

Физические свойства газов

Газовые смеси характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху.

• Молекулярная масса природного газа

где М_i - молекулярная масса i-го компонента; X_i - объемное содержание i-го компонента, доли ед. Для реальных газов обычно М = 16-20.

• Плотность газа ρ_г рассчитывается по формуле

где Vм - объем 1 моля газа при стандартных условиях. Обычно значение ρ_г находится в пределах 0,73-1,0 кг/м³.

Чаще пользуются относительной плотностью газа по ρ_г.в, которая определяется по следующей формуле:

,

где ρ_г- - плотность газа;

ρ _в -плотность воздуха при тех же давлении и температуре

.

• Влагосодержание природных газов связано с тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм и вследствие чего содержат определенное количество паров воды.

Концентрация водяных паров в газе зависит от его состава, давления, температуры.

Объемный коэффициент пластового газа bг представляет собой отношение объема газа в пластовых условиях Vпл.г к объему того же количества газа Vст, который он занимает в стандартных условиях, можно найти с помощью уравнения Клайперона - Менделеева:

bг = Vпл.г/Vст = Z(Pcт×Тпл/(Рпл×Тст , где

Рпл, Тпл, Pcт,××Тст - давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях.

Значение величины bг имеет большое значение, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях.

Требования, предъявляемые к транспортируемому газу

Для оценки качества природного газа используют следующие показатели.

Содержание влаги. Влага способствует коррозии труб и оборудования, а также образованию кристаллогидратов. Во избежание этого необходимо, чтобы точка росы газа по влаге была на несколько градусов ниже наиболее низкой температуры при его транспортировке. Например,

в умеренной и жаркой климатической зоне при давлении 5,5 МПа точка росы в летний период равна 270 К, а в зимний период - 263 К.

Содержание сероводорода. Наличие в природном газе сероводорода способствует развитию коррозии труб, арматуры и оборудования и загрязнению атмосферы. В 1 м³ газа сероводорода не должно быть больше 0,02 г. Существуют сухие (гидрат окиси железа и активированный уголь) и мокрые (этаноламины) способы очистки газа от сероводорода.

Содержание диоксида углерода. В сухом газе СОг образует балластную смесь, снижающую теплоту сгорания. Содержание СОг в газе не должно превышать 2%.

Содержание кислорода. В природных газах кислород отсутствует, но может оказаться в газе при продувке трубы. Наличие кислорода в газе может привести к образованию взрывоопасных смесей. Содержание Ог допускается не более 1%.

Наличие серы. Для придания газу запаха предусматривается введение меркаптановой серы в количестве 16 г на 1000 м³ газа.

Содержание механических примесей в газе допустимо не более 0,1 г на 100 м³. Примеси способствуют износу труб, оборудования и засоряют КИП.

В таблице 20 показаны нормы ОСТ 51.40-93 на природный газ, транспортируемый по магистральным газопроводам

Таблица 20 Нормы ОСТ 51.40-93 на природный газ, транспортируемый по магистральным газопроводам

Показатели	Для климатической зоны
	умеренно-жаркой	холодной
Точка росы по влаге и тяжелым УВ, 0С, не более
в зимний период (с 1/Х по 30/IV)	0/-5	-10/- 25
в летний период (с 1/V по 30/IX)	0/0	- 5/-10
Содержание меркаптановой серы, г/100 м3	1,6	1,6
Низшая теплота сгорания (ст. усл.), МДж/м3	32,5	32,5
Содержание сероводорода, г/100м3	0,7	0,7
Содержание кислорода, %	0,5	1,0