Нефтегазовая промышленность и топливно-энергетический комплекс


Состав и физические свойства природных газов



бет12/22
Дата29.08.2018
өлшемі3.85 Mb.
#42586
түріУчебно-методический комплекс
1   ...   8   9   10   11   12   13   14   15   ...   22

* плотность при 00С и Р=0,1МПа

3.6. Состав и физические свойства природных газов
Месторождения природного газа в зависимости от состава пластовой продукции условно делятся на газовые и газоконденсатные.

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.

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.

Свойства газа определяются свойствами отдельных компонентов, входящих в его состав (табл. 16.).

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 газового конденсата (табл. 17.) 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.

Метан при обычных условиях (при Р=0,1 МПа и Т=200С) ведет себя как реальный газ. Этан находится на грани газа и пара. Пропан и бутаны при обычных условиях являются газами, так как их критические параметры весьма высоки.

Углеводороды, начиная с изопентана и выше, при обычных условиях (0,1 МПа и 00С) 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 (С3Н8+в) компонентов газ разделяется соответственно на две группы: сухой и жирный. 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 называют сухим газ, содержащий в 1м3 менее 60 г газового бензина, а жирным - более (60÷70) г бензина.

Таблица 16

Основные физико-химические свойства компонентов, входящих в

состав сжиженных газов при температуре 00С и давлении 0,1013 МПа



Характеристика

метан

этан

эти-лен

пропан

пропи-лен

н-бутан

изо-бутан

н-бутилен

изо-бутилен

пентан

Химическая формула


СН4

С2Н6

С2Н4

С3Н8

С3Н6

н-С4Н10

изо-С4Н10

н-С4Н8

изо-С4Н8

С5Н12

Молекулярная масса, кг/кмоль

16.04

30.07

28.05

44.10

42.08

58.12

58.12

56.1

56.4

72.15

Плотность газовой фазы, кг/м3

0.72

1.356

1.261

2.019

1.915

2.703

2.665

2.55

2.5

3.457

Плотность жидкой фазы, кг/м3

-

546

566

528

609

600

582

646

646

645

Температура кипения, 0С

-161

-88.5

-103.7

-42.1

-47.7

-0.5

-11.1

-6..9

3.12

36.07

Температура критическая, 0С

-82.1

32.3

9.7

96.8

92.3

152

134.9

144.4

155

196.6

Давление критическое, МПа

4.58

4.82

5.03

4.21

4.54

3.74

3.62

3.95

4.1

3.33

Удельная теплоемкость газа, кДж / (кг·0С):

при 00С и Р=const

при 00С и V=const

2.17


1.654

1.65


1.373

1.47


1.163

1.55


1.365

1.43


1.222

1.60


1.457

1.59


1.45

1.48


1.339

1.60


1.445

1.60


1.424

Удельная теплоемкость жидкой фазы, кДж / (кг•0С)

3.46

3.01

2.415

2.23

-

2.24

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

113.8

1461.2

Скрытая теплота испарения, кДж / кг

512.4

487.2

483

428.4

441

398.6

382.9

441.6

399

361.2

Объем паров с 1 кг сжиж-х газов, м3

-

0.75

0.80

0.51

0.52

0.39

0.386

0.4

0.4

0.312

Теоретически необходимое количество воздуха для горения газа, м3 / м3

9.53

16.66

14.28

23.80

22.42

30.94

30.94

28.56

28.56

30.08

Жаропроизводительность, 0С

2045

2100

2285

2110

2220

2120

2120

2200

2200

2180

Температура воспламенения, 0С

545÷ 800

530÷ 694

510÷ 543

504÷ 588

455÷ 550

430÷ 569

490÷ 510

440÷500

400÷440

284÷510

Октановое число

110

125

100

125

115

91

99

80

87

64

Вязкость газа кинематическая, 106м2

14.71

6.45

7.55

3.82

4.11

2.55

2.86

3.12

3.18

2.18

Вязкость жидкой фазы динам-кая, 106 Па·с

66.64

162.7

-

135.2

130.5

210.8

188.1

-

-

284,2

Таблица 17

Состав газовых конденсатов некоторых месторождений


есторождение, пласт

М о л я р н а я д о л я, %

С2

С3



С1

С2+



С1

С2

С3

С4

С5

СО2

N2

H2S

газоконденсатные месторождения

Астраханское

47,48

1,92

0,93

0,66

3,08

21,55

1,98

22,50

-

-

Кандымское

90,15

2,55

0,39

0,14

0,55

2,82

3,0

0,4

6,5

9,4

Харасавейс-кое, ТП21-22

91,61

4,66

1,34

0,55

1,37

0,32

0,15

-

3,5

12,0

Бованенковское, ТП13-14

90,83

4,76

1,63

0,71

1,51

0,46

0,09

-

2,9

9,5

Ямбургское, БУ8

89,67

4,39

1,64

0,74

2,36

0,94

0,26

-

2,6

9,7

Юрхарское, АУ10

89,74

5,71

1,58

0,79

1,35

0,07

0,76

-

3,6

9,5

Уренгойское, БУ5

88,24

5,53

2,56

1,08

2,20

0,01

0,38

-

2,1

7,4

Майкопское

88,04

6,32

1,29

0,52

0,84

1,99

1,00

-

4,8

9,8

Газлинское

94,20

3,30

1,00

0,40

0,60

0,30

0,20

-

3,3

17,7

газоконденсатные месторождения с нефтяными оторочками

Оренбургское

84,22

4,89

1,63

0,76

1,81

0,58

4,83

1,30

3,0

9,3

Вуктыльское

74,80

8,70

3,90

1,80

6,40

0,10

,304

-

2,2

3,5

Западно-Таркосалинское, БН4

81,52

6,29

5,02

1,98

4,05

0,16

0,96

-

1,2

4,7

Уренгойское, БУ14

82,27

6,56

3,24

1,49

5,62

0,50

0,32

-

2,0

4,6

Заполярное, БТ10

85,69

5,33

2,77

1,12

4,76

0,03

0,3

-

1,9

6,0

Федоровское, АС4

95,55

0,55

0,53

0,86

1,25

0,16

1,10

-

1,1

29,9




Каталог: wp-content -> uploads -> umk2
uploads -> Шжқ «Павлодар қаласының №5 емханасы» кмк байқау кеңесі отырысының №2 хаттамасы павлодар қ. 2015 жылғы 12 қазан Өткізу формасы
umk2 -> Тюменская областная дума тобольско-тюменская епархия
umk2 -> Социальная эффективность управления региональной системой образования
umk2 -> Тюменская область
umk2 -> Разработка и исследование технологических жидкостей для добычи и транспортировки нефти
umk2 -> Практическое занятие 1
umk2 -> 1 Обсадные трубы отечественного производства
umk2 -> Исследование и разработка способов, повышающих нефтеотдачу в низкопроницаемых коллекторах хохряковской группы месторождений


Достарыңызбен бөлісу:
1   ...   8   9   10   11   12   13   14   15   ...   22




©kzref.org 2022
әкімшілігінің қараңыз

    Басты бет