Состав и свойства свободного газа и конденсата

Пластовые флюиды – обобщенное понятие жидкостей и газов, находящихся в поровом пространстве пласта и характеризующиеся текучестью.
Газ – природная смесь углеводородных и неуглеводородных соединений и элементов, находящихся в пластовых условиях в газообразной фазе, либо в растворенном виде в нефти или воде, а в стандартных условиях (0,1013 МПа, 200С) - только в газообразном виде.
Основные параметры газа - молекулярная масса, плотность газа в стандартных условиях, относительная плотность по воздуху, критические температура и давление, коэффициент сверхсжимаемости, объемный коэффициент, вязкость газа, температура гидратообразования, теплота сгорания и другие.
Различают:
1. свободный газ газовой залежи, который состоит из метана на 95-99 %;
2. газ газоконденсатной залежи или газ газовой шапки, состоящий из метана на 70-95 %;
3. растворенный (нефтяной) газ, состоящий из метана лишь на 30-70 % (см.табл.2.1).
Табл. 2.1. Состав свободного газа газовых и газоконденсатных месторождений
Месторождение Состав газа (по объему), % Относи-тельная плотность по воздуху (при 20°С) Удельная теплота сгорания (при 20°С, кДж/м3)
Метан СН4 Этан С2Н6 Пропан С3Н8 Бутан С4Н10 Пентан С5Н12+высшие Двуокись
углерода СО2 Азот N2+Ne Сероводород H2S
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
Газовые залежи (сухой сеноманский газ)
Уренгойское 98,8 0,07 0.03 - 0,01 0,29 0,80 - 0,561 33080
Ямбургское 98,6 0,02 0,07 0,19 1,12 - 0,562 33080
Медвежье 99,2 0,12 0,06 - 0,01 0,01 0,60 - 0,558 33200
Бованенковское 99,0 0,052 0,027 0,003 - 0,063 0,855 Следы 0,560 33080
Заполярное 98,4 0,07 0,02 - 0,01 0,20 1,30 - 0,562 32900
Вынгапуровское 95,1 0,32 0.09 - - 0,19 4,30 - 0,575 31950
Мессояхское 97,6 0,40 0,23 0,10 0,01 0,06 1,60 - 0,568 32100
Северо-Ставро-польское 98,3 0,31 0,20 0,04 0,02 0,13 1,0 - 0,562 35800
Пунгинское 93,9 2,35 0,30 0,14 0,05 1,0 2,26 - 0,589 32800
 
Газоконденсатные залежи
Вуктыльское (1) 81,80 8,80 2,8 0,90 0,30 0,30 5,10 - 0,670 36500
Вуктыльское (2) 74,80 7,70 4,90 1,80 6,40 0,10 4,30 0,882 36800
Оренбургское 84,00 5,00 1,60 0,70 1,80 0,50 3,50 2.90 0,680 34100
Ямбургское 89,67 4,39 1,64 0,74 2,36 0,94 0,26 0,713 -
Уренгойское (валанжин) 88,28 5,29 2,42 1,00 2,52 0,01 0,48 0,707 39000
Шебелинское (Украина) 92,00 4,0 1,10 0,52 0,26 0,12 2,00 - 0,606 34200
Коробковское 95,69 1,43 1,05 0,86 0,97 - - - 0,605
Карадаг (Азербайджан) 94,20 1.95 1,62 0,95 0,88 0,40 - -
Карачаганакское 71,00 5,1 2,58 1,84 7,00 5,22 3,61 3,65
Астраханское 48,78 2,92 1,38 1,25 3,73 15,7 0,54 25,7
Физические свойства газа
Молекулярная масса – это масса молекулы вещества, выраженная в атомных единицах массы. Обозначается буквой М. Например: Мметан = 16,043, Мэтан = 30,07, Мпентан (легкая нефть) = 72,151, Мвоздух=29. Для реальных газов молекулярная масса изменяется в диапазоне от 14 до 55. (табл.2.2.)
Табл.2.2. Классификация флюидов по молекулярной массе
Класс флюида Диапазон молекулярного веса
Сухие газы 14-25
Газоконденсаты 25-55
Летучие (легкие) нефти 55-80
Нелетучие нефти (средней плотности) 80-150
Тяжелые нефти >150
Плотность газа при стандартных условиях – отношение молекулярной массы газа к его мольному объему: rст= М/Vm = М/24.05 (кг/м3). Плотность природных газов изменяется в диапазоне от 0,5 до 2,0 кг/м3.
Для примера приведем плотность некоторых газов: ρвозд (200С) = 1,205 кг/м3, ρСН4 = 0,733 кг/м3, ρС2Н6 = 1,252 кг/м3. Относительная плотность газа по воздуху: ρg.отн = ρg/ ρвоздух. Для чего нужен этот параметр? Чтобы знать, будет газ улетать или скапливаться на земле при аварии газопровода.
Классификация газа по относительной плотности:
свободный газ (сеноманский) - является сухим газом и имеет относительную плотность по воздуху от 0.5 до 0.6 д.ед.
газ газовой шапки или газоконденсатной залежи - это смесь сухого газа и конденсата с относительной плотностью по воздуху от 0.6 до 0.8 д.ед.
растворенный газ – это смесь сухого газа, сжиженного газа и газового бензина с относительной плотностью по воздуху от 0.8 до 1.3 д.ед.
Критическая температура (Ткр) – температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении.
Критическое давление (Ркр) – давление, соответствующее критической точке, выше которой в однокомпонентной системе жидкая и газовая фаза вещества не могут равновесно существовать. Значение Ткр и Ркр для различных газов приведено в табл.3.4.
С приближением температуры и давления к критическим значениям свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает, и плотности их уравниваются. Следовательно, с приближением к критической точке по кривой начала кипения плотность жидкой фазы будет непрерывно убывать. Если же к ней приближаться по линии точек конденсации, то плотность пара будет непрерывно возрастать.


Рис. 2.1. Характерный вид фазовых диаграмм: Black Oil - черная нефть, Volatile Oil - летучая нефть,
Gas Condensate (Retrograde gas) – газовый конденсат, Wet Gas - жирный газ, Dry Gas - сухой газ
Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между термодинамическими параметрами, описывающими поведение вещества. Совершенный (идеальный) газ - это газ, в котором можно пренебречь объёмом молекул и взаимодействием их между собой. Уравнение состояние совершенного (идеального) газа р=r R T (до 10 МПа) или уравнение Менделеева-Клайперона: PV = RT. Совершенный (идеальный) газ - это гипотетический флюид ().
Уравнение реального газа имеет вид: PV = ZRT. Параметр Z есть мера отклонения реального газа от идеального.
Коэффициент сверхсжимаемости (Z) – отношение объемов равного числа молей реального и идеального газов при одних и тех же термобарических условиях. Основной диапазон изменения величины Z от 0,8 до 1,2.
Объемный коэффициент газа – объем, занимаемый газом в пластовых условиях, имеющим в нормальных условиях объем 1 м3.
Объемный коэффициент газа - это коэффициент уменьшения объема газа при переходе в пластовые условия. Он определяется по формуле: Vg = 0,000375 , где [T] = 0K = 273,152 + 0C, [P] = МПа.
Пересчетный коэффициент газа - увеличение объема газа при переходе из пластовых условий в поверхностные, т.е. величина обратная объемному коэффициенту: θ = 1/Vg.
Плотность газа при различных Т и Р можно рассчитать по формуле: .
Плотность газа в пластовых условиях определяется по формуле: .
Псевдокритические давление и температура – это расчетные Ркр и Ткр для смеси газов. Для определения псевдокритических давления и температуры можно воспользоваться формулами:
(3.2)
Где Т [0K] = 273,15 + T [0C].
Для определения коэффициента сверхсжимаемости можно воспользоваться графиком Брауна (рис. 2.2) или одной из эмпирических формул:
; (3.3)
где приведенные температура и давление.

Рис.2.2. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости природного газа от приведенного давления и температуры
Вязкость газа (μг) – сила внутреннего трения, возникающая между двумя слоями газа, перемещающимися параллельно друг другу с различными по величине скоростями. Диапазон изменения вязкости газа: 0,01-0,03 сПз. Зависимость динамической вязкости метана от давления и температуры приведена на рис.2.3.

Рис.2.3. Зависимость динамической вязкости метана от давления и температуры
Пример. Рассчитайте основные параметры газов при различных температурах и давлениях (см. табл. 2.3.)
Табл. 2.3. Свойства некоторых газов при различных температурах и давлениях

Как видно, плотность газа в пластовых условиях увеличивается в 100-300 и более раз и изменяется от 69 до 320 кг/м3.
Влагосодержание природных газов связано с тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм, вследствие чего содержат определенное количество паров воды. Концентрация водяных паров в газе зависит от его состава, давления, температуры.
Отношение количества водяных паров (в долях единицы или процентах), находящихся в газе, к максимально возможному содержанию водяных паров в том же газе при тех же условиях называют относительной влажностью газа. Она характеризует степень насыщения газа водяным паром. Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа (г/м3 или г/кг), называют абсолютной влажностью (влагосодержание).
Для аналитических (точных) расчетов влагосодержания используется формула:
W = A/P+B = 12.39/P+0.855 [г/м3], (3.7)
где А - коэффициент, равный влагосодержанию идеального газа; Р - заданное давление, кгс/см2; В - коэффициент, зависящий от состава газа.
Зависимость максимального содержания влаги W в газе (при полном насыщении) более точно можно определить по формуле Букачека [13].
Пары воды, присутствующие в газах и газоконденсатных смесях, влияют на фазовые превращения углеводородных систем. При определенных термодинамических условиях вода может выделяться из газа (конденсироваться), т.е. переходить в капельно-жидкое состояние. В газоконденсатных системах могут одновременно выделяться вода и конденсат. В присутствии воды давление начала конденсации УВ увеличивается.
Газоконденсат
Конденсатом называют жидкую углеводородную фазу, выделяющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.
Сырой конденсат представляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепараторах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ (пентан и высшие - C5+высш), в которых растворено некоторое количество газообразных УВ-бутанов, пропана и этана, а также H2S и других газов.
Важной характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатно-газовый фактор, показывающий содержание сырого конденсата (см3) в 1 м3 сепарированного газа.
На практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором, — это количество газа (м3), из которого добывается 1 м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для разных месторождений от 1500 до 25 000 м3/м3 и более (см.табл. 3.4).
Стабильный конденсат состоит, в основном, из жидких УВ — пентана и высших (C5+высш). Его получают из сырого конденсата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне от 40 до 200°С. Молекулярная масса конденсата изменяется от 90 до 160. Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,60 до 0,82 г/см3 и находится в прямой зависимости от компонентного углеводородного состава.
Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 50 см3/м3), средним (50—300 см3/м3), высоким (300—600 см3/м3) и очень высоким (более 600 см3/м3).
Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации, т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости.
Если при разработке газоконденсатной залежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям ценных УВ в недрах. Это надо учитывать при подсчете запасов и определении показателей проектов разработки.
Исследования газоконденсатных залежей нужно производить с самого начала освоения залежи. При этом необходимо устанавливать:
- состав пластового газа и содержание в нем конденсата;
- давление начала конденсации УВ в пласте
- давление максимальной конденсации;
- фазовое состояние конденсатной системы в пластовых условиях;
- количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м3 газа при различных давлениях и температуре;
- возможные потери конденсата в недрах при разработке залежи без поддержания пластового давления в зависимости от степени падения давления;
- фазовые превращения и свойства газоконденсатных смесей в стволе скважины, газосепараторах и газопроводах.
О свойствах газа и газоконденсата в пластовых условиях обычно судят на основании данных об их свойствах в стандартных условиях и расчетов без отбора и анализа глубинных проб газа. Основой таких расчетов являются результаты моделирования фазовых превращений углеводородной смеси в лабораторных установках. Однако следует учитывать, что этот метод недостаточно точен.

Добыча жидких углеводородов имеет свои особенности. Так конденсат и нефть можно транспортироваться по нефтепроводу, перевозить в автоцистернах, цистернах, танкерах и пр. Также жидкий УВ можно временно хранить на промысле в резервуарах. Так, в частности, добыча нефти по месторождению, и в целом по предприятию может быстро наращиваться, затем снижаться из-за обводнения скважин, уменьшаясь в разы, затем снова возрастать.
Добыча газообразных углеводородов осложняется возможностями его подготовки и транспорта. Перед транспортировкой или использованием газа требуется обязательная его подготовка (осушка, компремирование и пр.). Для транспорта газа обязательно требуется газопровод, который имеет определенную пропускную способность. Газ невозможно хранить на промысле, кроме как создавая ПХГ или закачивая обратно в пласт. Для преобразования газа в жидкую фазу (сжиженный природный газ - СПГ, GTL-технологии) или твердую (гидраты) требуются огромные финансовые затраты. Рассмотренные направления использования газа рентабельны при уровнях добычи газа более 1 млрд м3/год.
Исходя из особенностей свойств газа, возможностей техники и технологий добычи, подготовки и транспортировки природного газа возникают и различия в проектировании и разработке газовых месторождений.