1.5 Состав и свойства углеводородных газов

Природные газы, добываемые из чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений, состоят из углеводородов гомологического ряда метана с общей формулой С_nH_2n+2, а также углеводородных компонентов: азота (N₂), углекислого газа (СО₂), сероводорода (Н₂S), инертных газов – гелия, аргона, криптона, ксенона и ртути. Число углеродных атомов «n» в молекуле углеводородов может достигать 17 – 40 (Ширковсий, 1988).

Метан (СН₄), этан (С₂Н₆), этилен (С₂Н₄) при нормальных условиях (р = 0,1 МПа и Т = 273^оК) являются реальными газами. Пропан (С₃Н₈), пропилен (С₃Н₆), изобутан (i - С₄Н₁₀), нормальный бутан (n - С₄Н₁₀) и бутилены (С₄Н₈) в атмосферных условиях находятся в газообразном состоянии, при повышенных давлениях - в жидком. Они входят в состав жидких (сжиженных) газов. Углеводороды, начиная с изопентана (i – С₅Н₁₂), в атмосферных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции (Ширковский, 1988).

Природные углеводородные газы подразделяются на три группы:

1) газы чисто газовых месторождений (группа сухих газов, свободная от тяжёлых углеводородов);

2) газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ – физическая смесь сухого газа, пропан – бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина;

3) газы газоконденсатных месторождений (залежей) состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата, содержащего большое число тяжёлых углеводородов (бензиновые, керосиновые, лигроиновые и более тяжёлые масляные фракции).

В таблице 1.6 приведены сведения о составах газов различных месторождений (залежей) России.

Таблица 1.6 - Состав газов различных месторождений по [1, 4]

Месторождения	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н12+	N2	СО2	Относи­тельная плот­ность
1	2	3	4	5	6	7	8	10
Газовые месторождения
Медвежье	98,78	0,1	0,02	0,002	-	1,0	0,1	0,56
Заполяр­ное	98,6	0,07	0,02	0,013	0,01	1,1	0,18	0,56

Продолжение табл. 8

Уренгойское (сеноман)	97,8	0,1	0,03	0,02	0,01	1,7	0,3	0,56
С. Ставропольс.	98,90	0,29	0,16	0,05	-	0,40	0,20	0,56
Шатлыкское	95,58	1,99	0,35	0,1	0,05	0,78	1,15	0,58
Газоконденсатные месторождения
Вуктыл	74,8	8,7	3,9	1,8	6,40	4,30	0,1	0,882
Оренбургское	84,0	5,0	1,6	0,7	1,8	3,5-4,9	0,5-1,7	0,68-0,7
Уренгойское
БУ8	88,28	5,29	2,42	1,0	2,52	0,48	0,01	0,707
БУ14	82,27	6,50	3,24	1,49	5,62	0,32	0,50	0,813
Самотлор (АВ4-5)	86,5	3,2	2,6	3,9	3,1	0,2	0,5	0,860
Варьеган (БВ6)	66,3	7,0	12,0	8,5	3,4	1,1	0,2	1,125
Нефтяные месторождения
Бавлинское	35,0	20,7	19,9	9,8	5,6	8,4	0,4	1,181
Ромашкинское	38,8	19,1	17,8	8,0	6,8	8,0	1,5	1,125
Туймазинское
Д1	43,6	19,5	18,6	6,9	2,8	8,6		1,343
Д2	33,7	19,3	19,6	8,5	3,8	3,2		1,330
Трехозерное	48,0	12,2	24,0	11,1	2,6	2,1		1,288
Самотлорское (БВ8)	68,0	4,4	9,6	7,8	3,6	5,6	0,5	1,065

Газовые смеси характеризуются массовыми и объемными концен­трациями компонентов. Объемный состав газовой смеси примерно совпа­дает с молекулярным, т.к. объем 1 кмоля идеального газа при одинаковых условиях по закону Авогадро имеет одну и ту же величину: при 0°С и 760 мм рт. ст. он равен 22,41 л.

Плотность смеси определяют по вычисленному значению средней молекулярной массы:

(1.42)

Относительная плотность по воздуху определится:

(1.43)

Если дан массовый или молярный состав газа, то содержание тяжелых углеводородов (ТУ) определится по формуле:

(1.44)

где g_i - массовая доля ТУ в газе, %;

ρ_см - средняя плотность газовой смеси, кг/м³;

У_i - молярная доля данного компонента в газе,%;

ρ_i - плотность данного ТУ, кг/м³.

1.5.1 Уравнение состояния газа

Для определения физических свойств природных газов (ко­эффициента сверхсжимаемости, плотности, энтальпии, энтропии, коэффи­циентов летучести и др.) используются уравнения состояния, учитываю­щие влияния давления, объема и температуры.

Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между параметрами, описывающими изменение состоянии простого или сложного вещества.

Состояние идеальных газов описывается уравнением Менделеева - Клапейрона:

Р·V=G·R·Т,

(1.45)

где Р - абсолютное давление, Па;

V - объем газа, м³;

G - масса вещества, кг;

R - газовая постоянная, кДж/(кг·°К);

Т - абсолютная температура, ^оК.

Идеальным называется газ, собственный объём молекул которого безмерно мал по сравнению с объёмом, занимаемым газом, в котором практически полностью отсутствует межмолекулярное взаимодействие.

Коэффициент сверхсжимаемости природных газов. Коэффициент сверхсжимаемости природных газов (Z) является функцией давления, температуры и состава газа. Метод определения коэффициента сверхсжимаемости следует выбирать с учетом состава газа.

В общем случае коэффициент Z природной углеводородной смеси можно определить, рассчитав приведенные Р_пр, и Т_пр., а также используя графики Брауна.

Для определения Z_а используют специальные графики.

При решении задач, связанных с добычей, транспортом, хранением и переработкой природных газов, наиболее приемлемы уравнения состояния Редлиха-Квонга и Бенедикта-Вебба-Квонга [9].

Плотность природного газа и конденсата. Плотность газа (кг/м3) в нормальных физических условиях (при 0,1013 МПа и 273^оК) определяют по его молекулярной массе М - ρ_о = М / 22,41.

Иногда для характеристики газа променяют относительную плотность по воздуху при нормальных условиях - ∆ρ_о = ρ_о / 1.293.

Плотность природного газа в газовой фазе при различных термобариче­ских условиях можно определить по формуле

(1.46)

где ρ_pо,tо, - плотность газа, соответственно, при нормальных давлениях р₀ и t₀.

Плотность стабильного углеводородного конденсата (С₅₊) можно определить путем непосредственного измерения или расчета по формулам Крэга или Херша [1].

Известна эмпирическая зависимость для плотности конденсата для давлений 1  Р  50 МПа и интервала температур 30  t  200°С:

(1.47)

где

Плотность насыщенного углеводородного конденсата можно опре­делить по графоаналитическому методу Катца и Стендинга.

Вязкость газов. При низких давлениях и температурах свойства реальных газов при­ближаются к идеальным.

Под вязкостью газа понимают его свойство сопротивляться перемещению одних молекул относительно других. Силы трения между двумя слоями газа единичной площади пропорциональны изменению скоростей на единицу длины. Коэффициент пропорциональности называется коэффициентом абсолютной или динамической вязкости газа. Вязкость так же, как температура, давление и объём – функция состояния газа и может быть использована для его характеристики. Наиболее распространёнными единицами измерения вязкости газа являются пуаз и сантипуаз. Вязкость природного газа зависит от температуры и давления. Расчёт вязкости газа производят в два этапа. Сначала определяют вязкость при заданной температуре и атмосферном давлении, а затем пересчитывают на необходимое требуемое давление.

Согласно основным положениям кинетической теории газов, динамическая вязкость газа μ_г взаимосвязана с его плотностью ρ_г, средней длиной свободного пробега молекул и средней скоростью молекул .

С повышением давления плотность газа возрастает, но при этом уменьшается средняя длина свободного пробега молекул, а скорость их не изменяется. Поэтому с увеличением давления динамическая вязкость газа вначале практически остается постоянной. С увеличением температуры вязкость газов изменяется аналогично изменению вязкости жидкости. Газы с более высокой молекулярной массой, как правило, имеют и большую вязкость.

В достаточно широком диапазоне давлений и температур вязкость смесей углеводородных газов можно определить по специальным графикам.

При содержании в газе более 5% азота средневзвешенную вяз­кость смеси определяют по зависи­мости

(1.48)

Динамическую вязкость азота при различных давлениях и температу­рах определяют графически из [1].

Растворимость газов в нефти и воде. При небольших давлениях Р и температурах t растворимость газов в нефти подчиняется закону Генри:

(1.49)

где α - коэффициент растворимости газа [м²/Н].

Коэффициент растворимости реальных газов - величина непостоянная и зависит от рода жидкости и газа, от давления, температуры и других факторов, которые сопутствуют растворению газа в жидкости.

Различные компоненты нефтяного газа обладают неодинаковой растворимостью, причем с увеличением молекулярной массы газа коэффициент растворимости возрастает.

Растворимость газов в нефти, помимо давления, температуры и природы газа, зависит также от свойств нефти. Растворимость газов увеличивается с повышением содержания в нефти парафиновых углеводородов. При высоком содержании ароматических углеводородов в нефти ухудшается растворимость в ней газов.

Коэффициент растворимости нефтяных газов изменяется в широких пределах и достигает (45)·10^-5 м³/(м³·Па). Установлено, что количество растворяющегося и выделяющегося из нефти газа при одних и тех же Р и t зависит также от характера процесса.

Растворимость углеводородных газов в воде незначительна. Но про­цессы растворения и фазовые переходы углеводородов в водных ра­створах играли важную роль при миграции углеводородов и форми­ровании газовых залежей.

Растворимость газов в пресной воде выше, чем в соленой.

Влажность природных газов. Этот параметр в значительной степени определяет технологический процесс сбора и подготовки газа к транспорту на газовом промысле.