Лекционный курс Обустройство месторождений природного газа.

1. Состав и физические свойства природных газов

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

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.

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.

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 – 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 коррозийное действие сероводорода и других кислых компонентов.

Свойства газов определяются свойствами отдельных компонентов, входящих в его состав.

Метан при обычных условиях, при атмосферном давлении и 20 °С, ведет себя как реальный газ. Этан находится на грани газа и пара. Пропан и бутан при обычных условиях являются газами, так как 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 метана содержится значительно больше, чем в составе нефтяных газов. В зависимости от преобладания легких (СН₄, С₂Н₆) или тяжелых (С₃Н_8+В) компонентов газы 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 1 м³менее 60 г. газового бензина, а жирным – более 60-70 г. бензина.

Наличие воды в углеводородном газе связано с его контактированием с ней в пласте. Количество воды в добываемом газе зависит от давления и температуры пласта, а также от состава газа и минерализации воды.

Различают равновесную и относительную влагоемкость газа. Максимальное количество влаги, которое может находиться в паровой фазе определенного состава газа, соответствует равновесной влагоемкости газа, характеризующейся понятием «точка росы», т.е. температурой, при которой газ становится насыщенным влагой при заданном давлении.

Относительной влагоемкостью называют отношение количества водяных паров, фактически содержащихся в единице объема газа к значению равновесной влагоемкости газа при тех же условиях.

Большое научно-практическое значение имеет точность определения воды в газе, так как оно оказывает существенное влияние на технико-экономические показатели установок подготовки газа к транспорту. Кроме того, присутствие в составе транспортируемого газа воды только в паровой фазе является одним из важнейших условий нормального функционирования газотранспортных систем.

Из физических свойств газов можно отметить их относительную плотность, под которой понимается величина, показывающая, во сколько раз масса данного газа больше или меньше массы сухого воздуха при нормальных условиях. Плотность многих углеводородных газов больше плотности воздуха, поэтому они накапливаются в насосных помещениях, в колодцах и так далее. Это необходимо учитывать при обустройстве систем промыслового хозяйства.

Углеводороды при определенных соотношениях с воздухом образуют гремучую смесь, способную взрываться при соприкосновении с огнем. Сила взрыва имеет наибольшее значение тогда, когда содержание кислорода в смеси приближается к количеству, необходимому для полного сгорания углеводородов. Существуют нижний и верхний пределы взрываемости, которые соответствуют минимальной и максимальной концентрации углеводородов в смеси с воздухом. Повышение давления практически мало влияет на нижний предел воспламеняемости, но увеличивает верхний. Пределы воспламеняемости с увеличением концентрации инертных газов в системе возрастают.

Природный и нефтяной газы, являющиеся смесью различных веществ, в той или иной степени отклоняются от законов изменения состояния, выведенных для идеальных газов. Для определения степени отклонения сжимаемости пользуются коэффициентом сжимаемости Z и обобщенным газовым законом в виде уравнения Клайперона

		,			(1.1)
где			–	давление;
			–	объем газа;
			–	газовая постоянная;
			–	температура;
			–	масса газа.

Для нефтяных газов значение изменяется в пределах от 0,3 до 1 и определяется по определенным формулам. С помощью коэффициентаопределяют объемы газа в различных условиях

		,			(1.2)
где			–	объем газа в нормальных условиях, м3.

Теплотой сгорания газа называется количество тепла, выделяемого при полном сгорании 1 кг топлива. У нефтяных газов теплота сгорания колеблется в значительных пределах – от 1210⁶до 4810⁶Дж/кг.

Кроме рассмотренных свойств, природные газы и нефти обладают еще рядом теплофизических свойств, например теплоемкостью, электризацией и другими, которые подробно изучаются в курсах физики и теплотехники.