Состав, классификация и физические свойства нефтей и газов

2) добавление в уравнение состояния идеального газа большого числа констант (уравнение Битти-Бриджмена с 5-ю константами, Бенедикта-Вебба-Рубина с 8-ю константами и др.).

Более целесообразным оказалось третье направление, Д. Браун и Д. Катц на основе экспериментов установили, что, если приведенные параметры (Р_пр и Т_пр) различных природных газов одинаковы, то они находятся в соответственных состояниях, при которых их физические и термодинамические свойства одинаковы (Z, плотность и др.).

Приведенные параметры при этом для индивидуальных компонентов показывают, во сколько раз действительные параметры состояния газа (давление, абсолютная температура, объем, плотность, коэффициент отклонения Z) больше или меньше критических:

(4.29)

Для смесей газов критические параметры вычисляются по правилу аддитивности:

(4.30)

где: y_i - молярная доля компонента в смеси;

Р_кр.i и Т_кр.i - соответственно критические давления и температура каждого компонента в чистом виде (табл. 4.5).

Таблица 4.5. Критические давления, температуры и коэффициенты сжимаемости компонентов природных газов

Таким образом, коэффициент Z природной углеводородной смеси можно определить, рассчитав приведенные Р_пр. и Т_пр. и используя графики Брауна (рис.4.16).

При содержании неуглеводородных компонентов в составе природных газов (N₂, CO₂, H₂S) следует вводить поправки в рассчитанное значение Z по правилу аддитивности:

Z = y_а Z_а + (l-y_а)Z_у (4.31)

где: у_а - молярная доля азота в смеси газов;

Z_а и Z_у - коэффициенты сверхсжимаемости азота и углеводородной части смеси газов.

Для определения Z_а используют специальные графики (рис. 4.17).

При решении задач, связанных с добычей, транспортом, хранением и переработкой природных газов, наиболее употребительны уравнения состояния Редлиха-Квонга и Бенедикта-Вебба-Квонга [9]. В первом случае уравнение состояния имеет вид:

 (4.32)

Для определения коэффициента Z уравнение Редлиха-Квонга преобразуется к виду:

(4.33)

(4.34)

(4.34)

Результат расчетов Z по (4.33) дает отклонение от экспериментальных данных не более ± 2% (при 0,01 Р_пр. 12; 1,05 Т_пр. 1,6).

Плотность природного газа и конденсата

Плотность природного газа в газовой фазе при любых термобарических условиях можно определить по формуле:

(4.35)

где: p_роtо - плотность газа при нормальных давлениях р₀ и t₀.

Плотность стабильного углеводородного конденсата (С₅+) можно определить путем непосредственного измерения, расчета по формулам Крэга или Херша [1].

Известна эмпирическая зависимость для плотности конденсата для давлений 1 Р 50 МПа и температур 30 t 200°С:

(4.36)

Плотность насыщенного углеводородного конденсата можно определить по графоаналитическому методу Катца и Стендинга. Известна методика расчета плотности по приведенным параметрам (формулы Викса, Ганна и Ямады, Филлипова Л.П. согласно [1]).

Вязкость газов

При низких давлениях и температурах свойства реальных газов приближаются к идеальным. Согласно основных положений кинетической теории газов динамическая вязкость газа µ_г связана с его плотностью _г, средней длиной свободного пробега молекул и средней скоростью молекул соотношением

(4.37)

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 широком диапазоне давлений и температур вязкости смесей углеводородных газов можно определить по графикам (рис.4.18).

Рис. 4.18. Зависимость отношения вязкости µ/µ₀ от приведенных давлений и температур

При содержании в газе более 5% азота вязкость смеси определяют по зависимости

(4.38)

Динамическая вязкость азота при различных давлениях и температурах определяют по спецграфикам из [1].

Изобарная молярная теплоёмкость природных газов

Количество теплоты, сообщаемой единице массы вещества для изменения температуры на один градус, определяет удельную теплоемкость. Для газов различают изобарную С_р и изохорную C_v удельные теплоемкости

(4.39)

Согласно первому началу термодинамики имеем:

dQ = dI-VdP, (4.40)

где: Q - количество теплоты;

V - объем системы;

I - энтальпия (теплосодержание);

dI= C_pdT + [V - Т (dV/dT)_p] dP. (4.41)

При изобарном процессе (Р = const) изменение количества теплоты системы равно изменению ее энтальпии:

dQ - dI = C_pиdT, (4.42)

или

C_pи =(dI/dT)_p. (4.43)

Для природных газов С_ри приближенно можно вычислить по формуле [1]

С_ри = 0,523 (8,36 + 0,00892 t) M_i ^3/4, кДж/ (Кмоль·К), (4.44)

где: M_i - молекулярная масса углеводорода от метана до гептана включительно.

Погрешность формулы (4.44) для С₁ - С₅ при 40 ° t 120 ⁰С не превышает ± 5%, для С₆ - С₇ - ± 10%.

Наиболее удачной модификацией двухконстантного уравнения состояния природных газов является уравнение Пенга-Робинсона (1975 г.):

где: а и в - коэффициенты, определяемые критическими параметрами вещества.

Упругость насыщенных газов

У индивидуальных углеводородов в чистом виде упругость паров -функция только температуры Q = f(t). Для смесей Q = f(t, P).

Упругость паров жидкой смеси (т.е. общее ее давление) по закону суммы парциальных давлений зависит от упругости паров отдельных компонентов при данной температуре и от их молярных концентраций. Парциальное давление каждого компонента определяется как

произведение его молярной концентрации на упругость паров в чистом виде. Сумма же парциальных давлений всех компонентов равна общему давлению над смесью или упругости паров жидкой смеси.

Растворимость газов в нефти и воде

Сложность составов нефтей и широкий диапазон давлений и температур затрудняют применение термодинамических уравнений для расчетов газонасыщенности нефти при высоких давлениях. Поэтому газонасыщенность нефтей при различных Р и t обычно определяют по экспериментальным данным.

При небольших Р и t растворимость газов в нефти практически подчиняется закону Генри:

V_г = бРV_ж, (4.45)

где: а - коэффициент растворимости газа [м²/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 его 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,

Форма изотерм растворимости для различных газов также не одинакова. Для плохо растворимых (метан, азот) они лучше подчиняются закону Генри (рис. 4.19). Изотермы хорошо растворимых газов (С0₂, С₂Н₆, С₃Н₈) сначала имеют резкий подъем до определенных давлений, а затем они выполаживаются. Такой характер изотерм объясняется обратными процессами растворения компонентов нефти в сжатом газе при высоких давлениях. Это явление в ряду углеводородных газов усиливается с ростом молекулярной массы газа. Из приведенных данных также следует, что на растворимость газов в нефти природа газа влияет в большей степени, чем состав нефти.

Коэффициент растворимости нефтяных газов изменяется в широких пределах и достигает (45) 10-⁵ м³/ (м³Па). Установлено, что количество растворяющегося и выделяющегося из нефти газа при одних и тех же Р и t зависит еще от характера процесса.

Рис. 4.19. Изотермы растворимости газов в различных нефтях при t=50 °C. Нефти месторождений: 1- Ромашкинского; 2- Сураханского; 3- Небитдагского; 4- Туймазинского.

Различают при этом контактные и дифференциальные процессы растворения и дегазации. Контактным называют процесс, когда выделившийся из нефти газ находится в том же объеме. При дифференциальных процессах выделившийся из раствора газ выводится из системы. В последнем случае, очевидно, состав нефтегазовой смеси непрерывно (или ступенчато) изменяется.

При дифференциальном разгазировании количество остающегося в растворенном состоянии газа при одинаковых давлениях будет больше, чем при контактном (рис. 4.20). Это связано с преимущественным переходом в паровую фазу метана в начале процесса дегазации. С удалением его из системы увеличивается содержание тяжелых углеводородов в составе оставшихся в системе газов, что вызывает повышение растворимости их в нефти.

Рис. 4.20. Зависимость количества растворенного в нефти газа V_r от давления при: 1- контактных процессах растворения и дегазации;

2- дифференциальном растворении; 3 - дифференциальной дегазции.

В промысловых условиях протекают и контактные (в ловушке -нефтегазовой залежи), и дифференциальные процессы дегазации (в системе сбора и подготовки нефти).

На указанных закономерностях основана технология трехступенчатой сепарации в системах сбора продукции, что позволяет сохранять в растворенном состоянии в нефти легкие компоненты ее и не сжигать в факелах.

Иногда пользуются понятием коэфициента разгазирования, определяющим количество газа, выделяющегося из единицы объема нефти при снижении давления на единицу. Обычно коэффициент разгазирования увеличивается, но эта закономерность не всегда соблюдается. При высоких давлениях этот коэффициент оказывается больше, чем при низких. С открытием нефтяных залежей на больших глубинах, порядка 4 км и более {меловые залежи Чечено-Ингушетии) с аномально высокими пластовыми давлениями коэффициент разгазирования возрастает в связи с явлениями обратного испарения. По этим причинам проводились исследования свойств нефтей, при давлениях до 100 МПа (рис. 4.21).

Как следует из графиков, в области высоких давлений зависимость газонасыщенности нефти от давления может быть принята за линейную.

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 (рис. 4.22).

Рис. 4.21. Изотермы растворимости газа относительной плотностью 0,68 в нефти (_н=865 кг/м ); температура в ⁰С: 1-69; 2-95; 3-127

Рис. 4.22. Кривые растворения газа в чистой и соленой воде при различных температурах и давлениях (по данным ВНИИ): 1, 2 - дистиллированная вода, 3,4- раствор NaCl

Влажность природных газов

Это важнейший параметр, в значительной степени определяющий технологический процесс сбора и подготовки газа к дальнему транспорту на газовом промысле.

Газ в пластовых условиях насыщен водяными порами. Влажность газа характеризуется концентрацией воды в паровой фазе системы газ-вода. Обычно она выражается массой паров воды, приходящейся на единицу массы сухого газа (массовая влажность) или числом молей паров воды, приходящейся на моль сухого газа (молярная влажность). Абсолютная влажность характеризуется количеством водяного пара в едннице объема газовой смеси, приведенной к нормальным условиям (Т = 0 °С, Р = 0,1 МПа), измеряется в г/м³ или кг/1000 м³. Относительная влажность отношение абсолютной влажности к максимальной, соответствующей полному насыщению парами воды, при данной температуре (в %).

Влажность природных газов определяют экспериментально, по аналитическим уравнениям или по номограммам (рис. 4.23).

Рис. 4.23. Номограмма равновесного содержания водяного пара в природном газе

Размещено на Allbest.ru