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 СnH2n+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 о К) 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]
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:
Относительная плотность по воздуху определится:
Если дан массовый или молярный состав газа, то содержание тяжелых углеводородов (ТУ) определится по формуле:
где gi — массовая доля ТУ в газе, %;
ρсм — средняя плотность газовой смеси, кг/м 3 ;
Уi — молярная доля данного компонента в газе,%;
ρi — плотность данного ТУ, кг/м 3 .
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:
где Р — абсолютное давление, Па;
R — газовая постоянная, кДж/(кг·°К);
Т — абсолютная температура, о К.
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 Рпр, и Тпр., а также используя графики Брауна.
Для определения Zа 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 о К) определяют по его молекулярной массе М — ρо = М / 22,41.
Иногда для характеристики газа променяют относительную плотность по воздуху при нормальных условиях — ∆ρо = ρо / 1.293.
Плотность природного газа в газовой фазе при различных термобарических условиях можно определить по формуле
где ρpо,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:
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 μг взаимосвязана с его плотностью ρг, 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
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:
где α — коэффициент растворимости газа [м 2 /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 (45)·10 -5 м 3 /(м 3 ·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.
Источник
Физические свойства природных углеводородных газов
§ Плотность газа – масса единицы объема газа при нулевой температуре и давлении 0,1 МПа. Плотность газа обычно составляет 0,73 – 1,2 кг/м 3 .
§ Вязкость газов – в сравнении с нефтью крайне мала и составляет 0,0001мПа·с.
§ Коэффициент сжимаемости газов показывает отношение объемов равного числа молей реального и идеального газов при одинаковых давлениях и температуре. Обычно значение его изменяется в интервале от 0,8 до 1,2.
§ Теплота сгорания газа измеряется количеством тепла (кДж), которое выделяется при сжигании 1 м 3 или 1 кг газа. Средняя теплота сгорания для природных газов составляет 35 – 40 МДж/м 3 .
§ Растворимость углеводородных газов в жидкостях зависит от химического состава газовой и жидкой фаз, а также температуры и давления.
Растворимость углеводородных газов в воде намного ниже, чем в органических растворителях. С увеличением молекулярного веса газа растворимость его в органических растворителях возрастает. Растворимость этана в нефти в 1,5 раза выше, чем метана, а растворимость пропана в жидких углеводородах в 25-30 раз превышает растворимость метана. Бутан и борлее тяжелые углеводороды смешиваются друг с другом в любой пропорции. Коэффициент растворимости углеводородных газов в нефтях колеблется от 0,25 до 2.
Закон Генри: при постоянной температуре количество растворенного газа пропорционально давлению. В более легких нефтях углеводородные газы растворяются лучше, чем в тяжелых.
Газы перемещаются за счет диффузии, под влиянием разности концентраций в сторону меньшей концентрации. Для углеводородных газов (метан – бутан) коэф-т диффузии в воздухе составляет 2,3·10 -6 – 0,08·10 -6 м 2 /с. В водонасыщенных песках и глинах он составляет 10 -9 – 10 -12 м 2 /с.
Характеристика физических свойств углеводородных газов
| Газ | Химическая формула | Температура кипения при Р=0,1 МПа, о С | Критическая температура, о С | Критическое давление, МПа | |
| Метан | СН4 | -161,6 | -82,5 | 4,58 | |
| Этан | С2Н6 | -88,7 | -32,0 | 4,82 | |
| Пропан | С3Н8 | -47,7 | -91,0 | 4,55 | |
| Бутан | С4Н10 | -11,7 | -135,0 | 3,70 | |
| Пентан | С5Н12 | -36,4 | -197,2 | 3,30 | |
| Газ | Плотность газа при Р=0,1 МПа, Т= 0 о С | Плотность по отношению к воздуху | Молекулярная масса | Вязкость при н.у., МПа·с | Растворимость в дистил воде при Т=20 о С, м 3 /м 3 |
| Метан | 0,7166 | 0,555 | 16,043 | 0,0109 | 0,0331 |
| Этан | 1,3561 | 1,049 | 30,070 | 0,0092 | 0,047 |
| Пропан | 2,0193 | 1,562 | 44,097 | 0,080 | 0,037 |
| Бутан | 2,6720 | 2,064 | 58,124 | 0,073 | 0,036 |
| Пентан | 3,2159 | 2,4872 | 72,147 | 0,0062 | — |
Источник