Состав и физические свойства природных газов

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 7Следующая ⇒

Месторождения природного газа в зависимости от состава пластовой продукции условно делятся на газовые и газоконденсатные, газонефтяные и газогидратные.

Газовые – это месторождения, продукция которых не нуждается в дополнительной обработке перед подачей в магистральные газопроводы. Подготовка в этом случае заключается только в извлечении влаги из газа, а в случае необходимости и кислых компонентов. Это сухие газы с содержанием метана до 94¸ 98 %

Газоконденсатные – это такие месторождения, продукция которых должна подвергаться обработке для извлечения из них пентана и высших углеводородов. Это влияет как на схему обработки пластовой продукции, так и на технико-экономические показатели эксплуатации месторождения. В составе газа таких месторождений от 70% до 90% метана (в среднем) – см. табл. 2.1, 2.2.

Газонефтяные – имеют газовую шапку и нефтяную оторочку промышленного значения. Содержание метана в таких газах составляет 30¸ 50% (табл. 2.1, 2.2, 2.3).

Газокондесатонефтяные – месторождения, содержащие газоконденсатную смесь и подстилающую её нефтяную оторочку (табл. 2.4).

Газогидратные – содержат в продуктивных пластах газ в твёрдом гидратном состоянии, который образуется при определённых давлениях в участках земной коры с пониженной температурой.

Основной компонент природных газов – метан (до 98%). В составе природных газов в значительном количестве содержатся также этан, пропан, бутан, пентан и более тяжелые углеводороды. В состав газов всегда входят водяные пары и довольно часто такие компоненты, как азот, сероводород, двуокись углерода и гелий.

В составе природных газов и конденсата (газового) наряду с сероводородом встречаются и другие сернистые соединения, которые разделяются на две группы – активные и неактивные. К активным сернистым соединениям относятся сероводород, элементарная сера, сернистый ангидрид, меркаптаны и т.п. К неактивным соединениям серы – сульфиды, дисульфиды, тиофен и тиофаны. Из сернистых соединений газа наиболее активен сероводород, он вызывает коррозию металлов с образованием сульфидов. Наличие влаги в газе резко усиливает коррозионное действие сероводорода и других кислых компонентов.

Свойства газа определяются свойствами отдельных компонентов, входящих в его состав (см. табл. 2.3).

Метан при стандартных условиях (при атмосферном давлении и 20°С) ведет себя как реальный газ. Этан находится на границе фазовых состояний газ - пар. Пропан и бутаны при обычных условиях являются газами, т.к. их критические параметры весьма высоки.

Углеводороды, начиная с изопентана и выше, при нормальных условиях (0, 1 МПа и 0°С) находятся в жидком состоянии, а в составе газа – в капельном виде.

В составе газов чисто газовых месторождений значительно больше содержится метана, чем в составе нефтяных газов. В зависимости от преобладания легких (СН₄, С₂Н₈) или тяжелых (С₃Н_8+в) компонентов газа разделяются соответственно на две группы: сухие и жирные. В сухом газе содержание тяжелых углеводородов незначительное или они отсутствуют, в то время как в жирном газе их количество может достигать таких величин, что из него можно получать сжиженные газы или конденсат (газовый бензин). На практике принято считать сухим газ, содержащий в 1м³ менее 60 г газового бензина, а жирным – более 60¸ 70 г бензина.

Таблица 2.1

Основные физико-химические свойства индивидуальных углеводородов

Характеристика	метан	этан	этилен	Пропан	Пропилен	н-бутан	Изобутан	н-бутилен	Пентан

Химическая формула	СН₄	С₂Н₆	С₂Н₄	С₃Н₈	С₃Н₆	н-С₄Н₁₀	Изо-С₄Н₁₀	н-С₄Н₈	С₅Н₁₂
Молекулярная масса, кг/кмоль	16, 04	30, 07	28, 05	44, 1	42, 08	58, 12	58, 12	56, 1	72, 15
Плотность газовой фазы, кг/м³ при Р = 0, 1013 МПа, Т = 0 ^оС	0, 72	1, 356	1, 261	2, 019	1, 915	2, 703	2, 665	2, 55	3, 457
Плотность жидкой фазы, кг/м³ при Р = 0, 1013 МПа, Т = 0 ^оС	-
Температура кипения, ⁰С	-161	-88, 5	-103, 7	-42, 1	-47, 7	-0, 5	-11, 1	-6, 9	36, 07
Температура критическая, ⁰С	-82, 1	32, 3	9, 7	96, 8	92, 3		134, 9	144, 4	196, 6
Давление критическое, МПа	4, 58	4, 82	5, 03	4, 21	4, 54	3, 74	3, 62	3, 95	3, 33
Удельная теплоемкость газа, кДж /(кг× ⁰С): при 0⁰С и пост. дав. С_р при 0⁰С и пост. об. С_v	2, 171 1, 654	1, 65 1, 373	1, 465 1, 163	1, 554 1, 365	1, 432 1, 222	1, 596 1, 457	1, 596 1, 457	1, 487 1, 339	1, 60 1, 424
Удельная теплоемкость жидкой фазы, кДж/(кг× ⁰С)	3, 461	3, 01	2, 415	2, 23	-	2, 239	2, 239	-	2, 668
Низшая теплота сгорания газовой фазы, МДж/м³	35, 76	63, 65	59, 53	91, 14	86, 49	118, 5	118, 2	113, 8	1461, 2
Скрытая теплота испарения, кДж/кг	512, 4	487, 2		428, 4		398, 6	382, 9	441, 6	361, 2
Объем паров с 1 кг сжиженных газов, м³	-	0, 745	0, 8	0, 51	0, 52	0, 386	0, 386	0, 4	0, 312
Продолжение таблицы 2.1

Теоретически необходимое кол-во воздуха для горения газа, м³	9, 53	16, 66	14, 28	23, 8	22, 42	30, 94	30, 94	28, 56	30, 08
Жаропроизводительность, ⁰С
Температура воспламенения, ⁰С	545¸	530¸	510¸ 543	504¸	455¸ 550	430¸	490¸ 510	440¸ 500	284¸
Октановое число
Вязкость газокинематическая, 10⁶м²/с	14, 71	6, 45	7, 548	3, 82	4, 11	2, 55	2, 86	3, 12	2, 18
Вязкость жидкой фазы динамическая, 10⁶ Па	66, 64	162, 7	-	135, 2	130, 5	210, 8	188, 1	-	284, 2
Пределы воспламенения горючих газов в смеси с воздухом при н.у., %:
нижний						1, 7	1, 7	1, 7	1, 35
верхний		12, 5		9, 5		8, 5	8, 5

Таблица 2.2

Состав продукции скважин некоторых газоконденсатных месторождений

Месторождение, пласт	Содержание, мольн. % (объем)	С₂/С₃	С₁/С₂₊
С₁	С₂	С₃	С₄	С₅	СО₂	N₂	H₂S
Газоконденсатные месторождения
Астраханское	47, 48	1, 92	0, 93	0, 66	3, 08	21, 55	1, 98	22, 50	-	-
Кандымское	90, 15	2, 55	0, 39	0, 14	0, 55	2, 82	3, 0	0, 4	6, 5	9, 4
Харасавейское, ТП_21-22	91, 61	4, 66	1, 34	0, 55	1, 37	0, 32	0, 15	-	3, 5	12, 0
Бованенковское, ТП_13-14	90, 83	4, 76	1, 63	0, 71	1, 51	0, 46	0, 09	-	2, 9	9, 5
Ямбургское, БУ₈	89, 67	4, 39	1, 64	0, 74	2, 36	0, 94	0, 26	-	2, 6	9, 7
Юрхарское, АУ₁₀	89, 74	5, 71	1, 58	0, 79	1, 35	0, 07	0, 76	-	3, 6	9, 5
Уренгойское, БУ₅	88, 24	5, 53	2, 56	1, 08	2, 20	0, 01	0, 38	-	2, 1	7, 4
Майкопское	88, 04	6, 32	1, 29	0, 52	0, 84	1, 99	1, 00	-	4, 8	9, 8
Газлинское	94, 20	3, 30	1, 00	0, 40	0, 60	0, 30	0, 20	-	3, 3	17, 7
Газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками
Оренбургское	84, 22	4, 89	1, 63	0, 76	1, 81	0, 58	4, 83	1, 30	3, 0	9, 3
Вуктыльское	74, 80	8, 70	3, 90	1, 80	6, 40	0, 10	4, 30	-	2, 2	3, 5
Западно-Тар-косалинское, БН₄	81, 52	6, 29	5, 02	1, 98	4, 05	0, 16	0, 96	-	1, 2	4, 7
Уренгойское, БУ₁₄	82, 27	6, 56	3, 24	1, 49	5, 62	0, 50	0, 32	-	2, 0	4, 6
Заполярное, БТ₁₀	85, 69	5, 33	2, 77	1, 12	4, 76	0, 03	0, 3	-	1, 9	6, 0
Федоровское, АС₄	95, 55	0, 55	0, 53	0, 86	1, 25	0, 16	1, 10	-	1, 10	29, 9

Требования к качеству товарного газа

Показатели качества товарного газа основаны на следующих требованиях:

· газ при транспортировке не должен вызывать коррозию трубопровода, арматуры, приборов и т.д.;

· газ в условиях трубопровода (при его транспорте) должен быть в однофазном состоянии, т.е. не должно произойти образование и выпадение в газопроводе углеводородной жидкости, водяного конденсата и газовых гидратов;

· товарный газ не должен вызывать осложнений у потребителя при его использовании.

Для того чтобы газ отвечал указанным требованиям, необходимо определять точку росы по воде, содержание углеводорода, содержания в газе сернистых соединений, механических примесей и кислорода.

Важный показатель качества товарного газа – содержание в нем кислорода. Значение этого показателя – не более 1%. При большем содержании кислорода газ становится взрывоопасным. Кроме того, кислород способствует усилению коррозии в системе.

Отраслевой стандарт не устанавливает конкретное содержание отдельных углеводородов в товарном газе. Это связано с разнообразием составов сырьевого газа (см. табл. 2.3).

Таблица 2.3

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

В газе могут содержаться также сероокись углерода (COS), сероуглерод (CS₂) и др. В ГОСТе содержание этих компонентов не указано. Следовало бы установить общее количество всех сернистых соединений в газе.

Несомненно, обеспечение надежной транспортировки, хранения и использования продукции газовых скважин должно отвечать определенным требованиям, изложенным в соответствующих стандартах и технических условиях.

Например, на заключительном этапе разработки газоконденсатных месторождений для получения товарного газа, отвечающего требованиям отраслевого стандарта, необходимо вводить установки искусственного холода (УИХ). Затраты на строительство и эксплуатацию УИХ значительно превышают прибыль от выхода дополнительной продукции УКПГ. Для поддержания высокой эффективности работы газотранспортных систем предложен комплексный подход к определению показателей качества газа. Суть предложения сводится к тому, чтобы не внедрять ОСТ на каждом месторождении, связанном с одним магистральным газопроводом, а на основном месторождении установить более высокие показатели качества газа, чем по стандарту. За основное можно принимать наиболее крупное месторождение из рассматриваемой группы с тем, чтобы на нем было экономически выгодно применять сложную технологию, позволяющую на всех этапах разработки осуществлять осушку газа по влаге и извлечению тяжелых УВ.

Базовыми могут служить месторождения, в газе которых содержится сероводород, т.к. на газоперерабатывающих заводах после сероочистки необходимо проводить осушку на гликолевых установках или охлаждать весь объем газа с использованием искусственного холода.

Практически без больших дополнительных затрат на базовых месторождениях или на газоперерабатывающих заводах можно готовить газ с точкой росы по влаге и углеводородам ниже, чем по ОСТ 51.40-93. Это позволит подавать в магистральный газопровод газ, добываемый на небольших месторождениях, находящихся вдоль трассы, без организации сложных систем промысловой подготовки газа, осуществляя только отделение жидкой фазы. Смешение сырого газа с газом, имеющим более низкую точку росы, чем по требованиям ОСТа, позволяет получить смесь, которая будет отвечать требованиям ОСТа.

Применение такой системы промысловой подготовки газа дает возможность сконцентрировать сложное промысловое оборудование на одном базовом месторождении, мелкие месторождения обустраивать по упрощенным схемам.

Основные требования к технологическим процессам промысловой и заводской обработки природных и нефтяных газов – это обеспечение показателей качества товарного газа и другой продукции газовой промышленности.

Следует отметить, что в настоящее время единых международных норм по допустимым значениям содержания в газе сероводорода, углекислоты, сераорганических соединений, азота, воды, механических примесей и т.д. не существует.

⇐ Предыдущая 1 234 5 6 7 Следующая ⇒