Состав и физические свойства природных газов

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. Ср при 00С и пост. об. Сv	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, 106 м2/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