Нефтяные системы Лекция 5 Состав природного газа

Нефтяные системы Лекция 5 Состав природного газа

ПРИРОДНЫЕ ГАЗЫ- ГАЗОВЫЕ УГЛЕВОДОРОДНЫЕ СИСТЕМЫ • Газы, находящиеся в земной коре в различных формах и скоплениях, называются природными (ПГ). Их можно рассматривать как углеводородные растворы. • Природные газы — это УВ-ные растворы, имеющие газообразное в нормальных (атмосферных) условиях состояние, выделенные из состава более сложных природных систем. • Распространение и нахождение в разных видах в земной коре можно назвать «морфологическими» типами. • Свободные: • • • свободные в атмосфере, газовые струи, грязевые вулканы, газовые залежи, газовые шапки газонефтяных залежей и газы, рассеянные в порах горных пород. Растворенные: в нефти, грунтовых и пластовых водах, Сорбированные минеральными компонентами (ОВ углей, глинистые минералы). Окклюдированные - в газовых включениях в минералах, твердые растворы — газогидраты. газовые растворы - газоконденсаты

Состав природного газа (ПГ) • Обычными компонентами ПГ, содержащихся в газовых и нефтегазовых залежах, а также в рассеянном состоянии в осадочных горных породах, являются газообразные УВ, CО 2 и N 2, как правило, один из компонентов преобладает. • В качестве примесей встречаются О 2, Н 2 S, H 2, CO, He, Ar и другие инертные газы. • Из них: к горючим газам относятся: предельные УВ • метан (СН 4), этан (С 2 Н 6), пропан (С 3 Н 8), бутан и изобутан (С 4 Н 10), неопентан (С 5 Н 12) и непредельные - этилен (С 2 Н 4), пропилен (С 3 Н 6), бутилен и изобутилен (С 4 Н 8), • а также H 2, Н 2 S и CO ( «угарный газ» ). • к негорючим газам - N 2, О 2, CО 2 и все инертные газы; • Газовые гомологи метана или «тяжелые» гомологи часто обозначают С 2+ или ТУВ, в их состав часто включают легкие жидкие УВ – С 5 -С 7

Простейшая молекула углеводорода (УВ) deuterium 4 H protium CH 4 1 C Ø Ø Ø Ø Свойства метана: Молекулярная масса: 16, 043 г/моль Плотность газа (1, 013 бар, 15ºC): 0, 68 кг/м 3 Относительная плотность по воздуху (1, 013 бар, 21 ºC): 0, 55 Вязкость при стандартных температуре и давлении (1, 013 бар, 0 ºC): 0, 0001027 пуаз Критическая температура: 45, 96 бар, -82, 7 ºC Температура кипения (1, 013 бар): -161, 6 ºC Температура плавления : -182, 5 ºC Источник: http: //www. brooklyn. cuny. edu/bc/ahp/SDV 2. html Источник: http: //www. airliquide. com/en/business/products/gases/gasda

Физические свойства ПГ • Основными физическими свойствами газов является плотность, температуры кипения и плавления, критическая температура, растворимость в воде и в нефти. • Пользуются относительной плотностью газа по отношению к плотности воздуха при 20°С и нормальном давлении. • ρ = (М. м/22, 4) / 1, 293 = М. м/ 28, 97 • 1 г/моль газа (при Р = 0, 102 МПа и 0°С) имеет объем 22, 4 л. • 1 л газа весит: М. м (газа)/ 22, 4. 1 л воздуха весит 1, 293 г. • Вязкость газа по сравнению с вязкостью нефти мала и зависит от температуры и давления. Вязкость сухого ПГ при 0°С составляет 13· 10 -6 Па с, воздуха - 17· 10 -6 Па·с

Физические свойства ПГ • Критическая температура (Ткр), температура, выше которой газ при повышении давления не может быть превращен в жидкость. • В природных условиях осадочной толщи в жидком состоянии не могут находиться метан, водород, кислород. • С 2 Н 6 , С 3 Н 8, С 4 Н 10, Н 2 S и CО 2 при повышенных давлениях легко переходят в жидкое состояние, с чем связано образование газоконденсатов. • Растворимость газов при повышении Т°С в воде и нефти уменьшается, при повышении Р – увеличивается. • Растворимость газов в нефти более высокая, чем в воде. • Она зависит от свойств нефти. В тяжелых вязких нефтях ПГ растворяется хуже, чем в легких.

Основные физические свойства ПГ УВ 0, 016

Состав ПГ газовых и нефтегазовых залежей • Основными компонентами природных газовых и нефтегазовых залежей, а также рассеянных в осадочных горных породах газов, являются газообразные УВ (преобладают), углекислый газ и азот, а также пары легких жидких УВ С 5 -С 7 (92 -98%). • Количество Н 2 S редко превышает 2 -5%, чаще - 0, 01 %, но есть залежи, где его > 20% (месторождения Лак, Астраханское). • Значительная примесь Не встречается редко чаще 0, 0 n-0, 00 n % • Иногда имеется примесь Аr, содержание которого определяется долями процента. • Для воздуха соотношение Ar/N 2 = 0, 0118, величина постоянная. • В газовых шапках нефтегазовых залежей увеличивается количество С 2+ и легких жидких УВ С 5 -С 7 • С глубиной увеличивается содержание гомологов метана как в чисто газовых залежах, так и нефтегазовых.

Термины и классификации • ПГ, содержащий до 85% СН 4, с низким содержанием С 2 Н 6 (до 3%), практическим отсутствием С 3 Н 8 и С 4 Н 10, называется сухим (иногда тощим). Газ с повышенным содержанием этих гомологов – жирным. • Используется коэффициент «сухости» газа» СН 4/ Σ С 2+. • Для чисто газовых залежей характерен сухой газ • Для газонефтяных и нефтегазовых залежей жирный газ.

РАСТВОРЕННЫЕ ГАЗЫ • ПГ в земной коре могут находиться в виде жидких, твердых и газовых растворов. • Жидкие природные растворы - пластовые воды и нефть. • Качественный состав растворенных газов такой же, как и свободных газов, но количественные соотношения несколько иные. • Все газы растворены в воде в соответствии с их коэффициентами растворимости. Хорошо растворимы в воде СО 2, Н 2 S, NH 3. • УВ-ые газы, N 2, H 2, O 2, инертные газы обладают небольшой растворимостью в воде. Еще хуже растворяются жидкие УВ. Растворимость газа повышается с увеличением пластового давления и уменьшается с повышением температуры. • В верхних пластах водорастворенный газ в основном метановый с небольшим количеством «тяжелых» УВ, их содержание увеличивается с глубиной. • В Западной Сибири на глубинах 1000 -1500 м содержание УВ С 2+ в водорастворенных газах составляет 0, 24%, на глубинах 3000 -3500 м - 7, 4%. • В пределах НГБ наблюдается площадное изменение состава газа.

Попутные газы • • • Газы, растворенные в нефти, называются попутными. В них повышенное содержание С 2+ и паров легких жидких УВ С 5 – С 7. Попутные газы являются ценным химическим сырьем для извлечения пропана и этана • Состав попутных газов нефтяных залежей Давление, при котором данная нефть полностью насыщена газом, называется давлением насыщения; если давление в залежи падает, то газ выделяется в свободную фазу. Газонасыщенность (Г) — важный показатель газоносности недр. Газонасыщенность нефти — газовый фактор (ГФ) (см 3/л, м 3/м 3).

Происхождение и зрелость УВ газов по составу и δ 13 C График по Clayton (1991) В результате интерпретации этих графиков можно сделать следующие выводы : Ø провести различие между газами биогенного и термогенного происхождения Ø оценить степень смешивания газов биогенного и термогенного генезиса Ø определить относительную зрелость газов термогенного генезиса

Твердые растворы - газогидраты • • Гидраты газов представляют собой твердые растворы, где растворителем является вода (лед), молекулы которой за счет водородных связей образуют объемный каркас, в полости которого внедряются легкоподвижные молекулы газа Начало процесса образования газогидратов определяется составом газа, состоянием воды, внешней температурой и давлением. Гидраты газов представляют собой кристаллические соединения, характеризующиеся строго определенной кристаллической структурой для различных газов ( типа и типа- разное количество молекул воды). • В них образуются полости двух размеров - малые и большие. В малых полостях структуры типа располагаются молекулы газа, размер которых не превышает 5, 2 Å (0, 52 нм), в больших - 5, 9 Å (0, 59 нм). • тип В малых полостях структуры типа располагаются молекулы размером до 4, 8 Å, в больших – до 6, 9 Å. • Молекулы аргона, метана, сероводорода имеют размер меньше 5, 2 Å, этана - > 5, 2Å, пропана и изобутана - от 5, 9 до 6, 9 Å, н-бутана > 6, 9 Å (он не образует газогидратов) тип

Твердые растворы - газогидраты • Предполагают, что под дном морей и океанов находятся мощные пласты с газогидратами, запасы газа в которых превышают запасы газовых залежей. В этих условиях решающим фактором в формировании кристаллогидратов является давление. • Небольшие залежи газовых гидратов обнаружены в условиях вечной мерзлоты над газовыми залежами (Бованенковское месторождение).

Газоконденсатные системы • При сжатии чистый газ будет конденсироваться, при этом возникает жидкая фаза, которая может сосуществовать с газовой. • В многокомпонентных системах, каковыми являются природные УВ системы, увеличение Р ведет к тому, что жидкость, т. е. легкие фракции нефти, растворяется в газе — образуется «газорастворенная нефть» — газоконденсат (ГК) — газоконденсатная система (ГКС). • Формирование ГКС происходит в результате ретроградных явлений в условиях надкритических Т и Р. • В многокомпонентных смесях при росте Р испарение увеличивается — жидкость переходит в газообразное состояние - ретроградное испарение, а при падении Р газ (пар) конденсируется - ретроградная конденсация.

Газоконденсатные системы • Залежи ГК распространены в широком гипсометрическом диапазоне от 710 до 4600 м, минимальные Т и Р соответственно 25°С и 7, 5 МПа, максимальные — 195°С и 65 МПа. • В условиях залежи ГК – однофазная система, на поверхности – двухфазная. • Различают сырой ГК и стабильный. • Сырой ГК - извлеченная на поверхность жидкая фаза, в которой растворены газообразные компоненты, его получают непосредственно в промысловых сепараторах при Р и Т сепарации. • Стабильный ГК получают из сырого путем его дегазации, он состоит только из жидких УВ — пентана и высших. • Количество растворенной жидкой фазы — конденсатный фактор (Кф) — меняется в широких пределах — от n 10 до 1000 см 3/м 3 и более.

Газоконденсатные системы Состав и свойства ГК • ГК - прозрачные, бесцветные, желтоватые, слабо коричневатые, иногда зеленоватые жидкости. • Плотность ГК изменяется 0, 6200, 825 г/см 3; обычно плотность увеличивается с глубиной. • ГК характеризуются низкой температурой НК (2492°С). • ГК - это бензиновые и керосиновые фракции, выкипающие до 250, реже до 300°С и лишь незначительная их часть выкипает выше 300°С. • В групповом составе УВ составляют более 90%, смолы не превышают 5%, асфальтены — 0, 0 n-0, n %, редко содержат твердые парафины (н-алканы С 16+).

Фазовая диаграмма многокомпонентной системы в координатах давление (Р) — температура (Т), иллюстрирующая ретроградные явления: 1 — линии равных содержаний жидкой фазы; 2 — область ретроградных процессов; Ркр — критическое давление; Ткр — критическая температура; С — критическая точка; Рm — криконденбар; Тm— крикондентерм Критическое давление Ркр — давление, необходимое для конденсации пара при критической температуре. Критическая температура Ткр, выше которой газ с повышением давления не может быть превращен в жидкость. С 3 Н 8, С 4 Н 10, Н 2 S и CО 2 при повышенных давлениях легко переходят в жидкое состояние.

продолжение С В двухкомпонентной смеси в отличие от однокомпонентной в критической точке С еще сосуществуют газовая и жидкая фазы, а Ткр и Ркр не являются максимальными. Максимальные для системы температуры и давления отмечены соответственно в точках Тm и Рm, где Рm — максимальное давление — криконденбар, при котором еще существует газовая фаза, Тm — максимальная температура, при которой еще сохраняется жидкая фаза — крикондентерм. Ретроградные явления испарения и конденсации происходят в узкой термобарической области, лежащей между криконденбаром и критической точкой, с одной стороны, и крикондентермом — с другой – заштрихованные области Газоконденсатными называются такие пластовые УВ системы, в которых при данных термобарических условиях УВ (С 5+) находятся в растворенном парообразном состоянии; растворителями являются метан, гомологи метана, двуоксид углерода.

Газоконденсатные системы • Конденсаты, которые сформировались в результате термобарических превращений газонефтяной системы, называют вторичными в отличие от первичных ГК, образовавшихся за счет генерации газа и микронефти из ОВ пород. • Первичные ГКС — исходные, вторичные — новообразованные из нефти. • Для первичных ГКС характерно отсутствие нефтяной оторочки, в вертикальном разрезе они глубже нефтяных залежей в более жестких термобарических условиях. • Эти ГКС отличаются низкими значениями Кф, преобладанием в жидкой фазе ароматических УВ (20— 45% на фракцию н. к - 200°С), а в газах — СН 4 и СО 2. • Вторичные ГКС отличаются присутствием нефтяной оторочки в залежах, в бензинах преобладают алканы, в газах — доля гомологов метана (С 2+) составляет 15— 20%. В них высокий Кф - колеблется от 120 до 1000 см 3/м 3; залежи вторичных ГК располагаются на меньших глубинах, чем первичных ГК.