Лекция 2. Состав и физикохимические свойства природных газов
 Скачать 65.85 Kb.
|
Состав и физико-химические свойства природных газовПриродные газы – это вещества, которые при нормальных условиях находятся в газообразном состоянии. Углеводородные газы, в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в залежи в различных состояниях – газообразном, жидком или в виде газожидкостных смесей. Газ обычно расположен в газовой шапке в повышенной части пласта. Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует (это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи), то весь газ залежи растворён в нефти. Этот газ будет, по мере снижения давления, выделятся из нефти при разработке месторождения и будет называться попутным газом. В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше растворённого газа в нефти. Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется давлением насыщения. Оно определяется составом нефти и газа и температурой в пласте. От давления насыщения зависит газовый фактор – количество газа (в м3), содержащееся в 1 тонне нефти. Газы могут находиться в пласте в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом. 3.1.1. Состав природных газов Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (СН4 – С4Н10, для Н.У. и С.У.), а также неуглеводородных компонентов (H2S, N2, CO, CO2, Ar, H2, He). При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С1–С4. Углеводороды С5 и выше в нормальных условиях находятся в жидком состоянии. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95% метана (табл. 3.1). Химический состав газа газовых месторождений, об. % Таблица 3.1
Содержание метана на газоконденсатных месторождениях – 75-95% (табл. 3.2). Химический состав газа газоконденсатных месторождений, об. % Таблица 3.2
Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Содержание метана – около 35-85%. Содержание тяжёлых углеводородов в попутном газе 20-40% , реже – до 60% (табл. 3.3). Химический состав газа нефтяных месторождений (попутного газа), об. % Таблица 3.3
Тяжёлым нефтям свойственны сухие нефтяные газы (с преобладанием метана).  (3.1)Под тяжелыми УВ понимаются углеводороды от этана (С2Н6) и выше. Лёгким нефтям свойственны жирные газы:  (3.2)3.1.2. Физико-химические свойства углеводородных газов Нефтяной газ при нормальных условиях содержит неполярные углеводороды (смесь компонентов от С1 до С4), и с точки зрения физики к ним можно применять законы для идеальных систем. С точки зрения математики – это аддитивная система. Следовательно, к нему при нормальных условиях применимы аддитивные методы расчётов физико-химических и технологических параметров (Псмеси):  , (3.3)где gi – весовая доля; Ni – мольная доля; Vi – объёмная доля; Пi – параметр i-го компонента. Плотность смеси газов рассчитывается следующим образом:  . (3.4)При нормальных условиях плотность газа rг = Mi / 22,414. Нефтяной газ представлен в виде смеси углеводородов, поэтому для оценки его физико-химических свойств необходимо знать, как выражается состав смеси. Массовая доля (gi) – отношение массы i-го компонента, содержащегося в системе к общей массе системы:  (3.5)Молярная (мольная) доля (Ni) – отношение числа молей i-го компонента к общему числу молей в системе:  (3.6) , (3.7)где mi – масса i-го компонента; Мi – молекулярный вес.  (3.8)Объёмная доля (Vi) – доля, которую занимает компонент в объёме системы.  (3.9)Для идеального газа соблюдается соотношение Vi = Ni . Молекулярная масса смеси рассчитывается следующим образом:  (3.10)Относительная плотность газа по воздуху:  . (3.11)Для нормальных условий ρвозд » 1,293; для стандартных условий ρвозд » 1,205. Если плотность газа задана при атмосферном давлении (0,1013 МПа), то пересчёт её на другое давление (при той же температуре) для идеального газа производится по формуле:  . (3.12)Смеси идеальных газов характеризуются аддитивностью парциальных давлений и парциальных объёмов. Для идеальных газов давление смеси равно сумме парциальных давлений компонентов (закон Дальтона):  , (3.13)где Р – давление смеси газов; рi – парциальное давление i-го компонента в смеси, или  . (3.14) . (3.15)Т. е. парциальное давление газа в смеси равно произведению его молярной доли в смеси на общее давление смеси газов. Аддитивность парциальных объёмов компонентов газовой смеси выражается законом Амага:  , (3.16)где V – объём смеси газов; Vi – объём i-го компонента в смеси. или  . (3.17)Для определения многих физических свойств природных газов используется уравнение состояния. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между параметрами, описывающими изменение состояние вещества. В качестве таких параметров используется давление, температура, объём. Состояние газа при стандартных условиях характеризуется уравнением состояния Менделеева-Клайперона:  , (3.18)где Р – абсолютное давление, Па; V – объём, м3; Q – количество вещества, кмоль; Т – абсолютная температура, К; R – универсальная газовая постоянная Па×м3/(кмоль×град). У этого уравнения есть свои граничные условия. Оно справедливо для идеальных газов при нормальном (1 атм.) и близких к нормальному давлениях (10-12 атм.). При повышенном давлении газ сжимается. За счёт направленности связи С-Н происходит перераспределение электронной плотности, и молекулы газов начинают притягиваться друг к другу. Для учёта этого взаимодействия в уравнение (3.18) вводится коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный голландским физиком Ван-дер-Ваальсом, учитывающий отклонения реального газа от идеального состояния:  , (3.19)где Q – количество вещества, моль. Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в расширении граничных условий уравнения Клайперона-Менделеева для высоких давлений. Коэффициент z зависит от давления и температуры, природы газа (критических давлений и температуры). Критическое давление – давление, при котором газообразный углеводород переходит в жидкое состояние. Критическая температура – температура, при которой жидкий углеводород переходит в газообразное состояние. Приведёнными параметрами индивидуальных компонентов называются безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа отклоняются от критических:  (3.20) (3.21)z = f ( Тприв, Рприв) (3.22) Существуют графики, эмпирические формулы и зависимости для оценки коэффициента сверхсжимаемости от приведенных давлений и приведенных температур. Зная коэффициент сверхсжимаемости, можно найти объём газа в пластовых условиях по закону Бойля-Мариотта:  . (3.23)Объёмный коэффициент газа используется при пересчёте объёма газа в нормальных условиях на пластовые условия и наоборот (например, при подсчёте запасов):  (3.24)Вязкость газа – свойство газа оказывать сопротивление перемещению одной части газа относительно другой. Различают динамическую вязкость m и кинематическую вязкость n. Кинематическая вязкость учитывает влияние силы тяжести. Динамическая вязкость зависит от средней длины пробега молекул газа и от средней скорости движения молекул газа:  , (3.25)где r – плотность газа;  – средняя длина пробега молекулы; – средняя скорость молекул.Кинематическая вязкость природного газа при нормальных условиях невелика и не превышает 0,01 сантипуаза. Динамическая вязкость газа увеличивается с ростом температуры (при повышении температуры увеличивается средняя скорость и длина пробега молекул), однако при давлении более 3 МПа вязкость с ростом температуры начинает снижаться. От давления вязкость газа практически не зависит (снижение скорости и длины пробега молекул при увеличении давления компенсируется ростом плотности). Состав и физико-химические свойства пластовой водыПо мере эксплуатации нефтяных месторождений скважины постепенно обводняются. Содержание пластовой воды в скважинной продукции растёт и может достигать 95%. Поэтому важно знать, какое влияние оказывает пластовая вода на процесс добычи нефти и газа. Состав пластовых вод разнообразен и зависит от природы эксплуатируемого нефтяного пласта, физико-химических свойств нефти и газа. В пластовых водах всегда растворено некоторое количество солей. Больше всего в воде содержится хлористых солей (до 80-90% от общего содержания солей). Виды пластовых вод: - подошвенные (вода, заполняющая поры коллектора под залежью); - краевые (вода, заполняющая поры вокруг залежи); - промежуточные (между пропластками); - остаточные (оставшаяся со времён образования залежи вода). Все эти виды вод представляют собой единую гидродинамическую систему. Пластовая вода часто является агентом, вытесняющим нефть из пласта, следовательно, её свойства влияют на количество вытесненной нефти. 3.2.1. Физико-химические свойства пластовых вод Плотность пластовых вод сильно зависит от минерализации, т.е. содержания растворённых солей. В среднем плотность пластовой воды составляет 1010-1210 кг/м3. Тепловое расширение воды характеризуется коэффициентом теплового расширения:  . (3.29)Из формулы следует, что коэффициент теплового расширения воды (Е) характеризует изменение единицы объёма воды при изменении её температуры на 1°С. По экспериментальным данным в пластовых условиях он колеблется в пределах (18-90)×10-5 1/°С. С увеличением температуры коэффициент теплового расширения возрастает, с ростом пластового давления – уменьшается. Коэффициент сжимаемости воды характеризует изменение единицы объёма воды при изменении давления на единицу:  . (3.30)Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах 3,7×10-10 – 5,0×10-10 Па-1. При наличии растворённого газа он увеличивается, и приближённо может рассчитываться по формуле: bвг = bв (1+0,05×S), (3.31) где S – количество газа, растворённого в воде, м3/м3. Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях:  . (3.32) Увеличение пластового давления способствует уменьшению объёмного коэффициента, а рост температуры – увеличению. Объёмный коэффициент изменяется в пределах 0,99-1,06. Вязкость воды в пластовых условиях зависит, в основном, от температуры и минерализации. От давления вязкость зависит слабо. Наибольшую вязкость имеют хлоркальциевые воды (в 1,5-2 раза больше чистой воды). Минерализация воды – содержание растворённых солей в г/л. По степени минерализации пластовые воды делятся на четыре типа: - рассолы (Q>50 г/л); - солёные (10 - солоноватые (1 - пресные (Q£1 г/л). Минерализация пластовой воды растёт с глубиной залегания пластов. По типу растворённых в воде солей различают хлоркальциевые (хлоркальциево-магниевые) и гидрокарбонатные (гидрокарбонатно-натриевые, щелочные) пластовые воды. Тип пластовой воды определяется соотношением ионов растворённых солей: - анионов: OH–; Cl–; SO42–; CO32–; HCO3–; - катионов: H+; K+; Na+; NH4+; Mg2+; Ca2+; Fe3+; - ионов микроэлементов: I–; Br–; - коллоидных частиц SiO2; Fe2O3; Al2O3; - нафтеновых кислот и их солей. Состав воды определяет её жёсткость. Жёсткостью называется суммарное содержание растворённых солей кальция, магния, железа. Жёсткость подразделяется на временную (карбонатную) и постоянную (некарбонатную). Временная жёсткость или карбонатная (Жк) обусловлена содержанием в воде гидрокарбонатов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа). Постоянная жёсткость или некарбонатная (Жнк) обусловлена наличием в воде сульфатов и хлоридов двухвалентных металлов (кальция, магния, железа). Общая жёсткость воды определяется как сумма карбонатной и некарбонатной: Жо = Жк + Жнк (3.33) Жёсткость воды оценивается содержанием в ней солей в миллиграмм-эквивалентах на литр  .Жк , Жнк оценивают как сумму жесткостей всех i-ых ионов (∑gi ):  , (3.34)где mvi – концентрация i-го иона в воде (мг/л); эi – эквивалент i-го иона.  , (3.35)где Мi – молекулярная масса иона; n – валентность иона. Жо = Sgi (3.36) Тип природной воды характеризуется в зависимости от содержания двухвалентных катионов: - очень мягкая вода – до 1,5 мг-экв./л; - мягкая вода – 1,5-3,0 мг-экв./л; - умеренно жёсткая вода – 3,0-6,0 мг-экв./л; - жёсткая вода – более 6 мг-экв./л. Временную (карбонатную) жёсткость можно устранить термическим методом (длительным кипячением) или химическим методом – добавлением гидроксида кальция Са(ОН)2. В обоих случаях выпадает в осадок карбонат кальция СаСО3. Постоянную жёсткость устраняют химическим способом с помощью добавления соды или щёлочи. Содержание водородных ионов в воде определяется параметром рН:  , где Сн+ – концентрация ионов водорода. В зависимости от рН различают следующие типы воды:- нейтральная (рН=7); - щелочная (pH>7); - кислая (p<7). Вода, находясь в контакте с нефтью, частично в ней растворяется. Коэффициент растворимости нефти в воде зависит от наличия в воде полярных составляющих. Чем легче нефть, тем меньше в ней растворено воды. Нефти парафинового основания содержат мало воды. С ростом в нефти содержания ароматических углеводородов и гетероатомных соединений, растворимость воды в нефти растёт. За счёт растворения воды в нефти происходят изменения в зоне водонефтяного контакта. Чёткой границы вода-нефть не существует. За счёт растворения воды образуется т.н. "переходная зона", величина которой зависит от полярности нефти. |