<<
>>

Физические свойства газа

Природные газы бесцветны, легко смешиваются с воздухом, растворяемость их в воде и нефти различна. На растворимость природного газа влияют температура, давление, состав газа и нефти.

Растворимость газа в нефти повышается с ростом давления и уменьшается с ростом температуры; она растет в ряду C1-C4. Растворимость газа уменьшается с увеличением плотности нефти.

Давление, при котором данная нефть полностью насыщена газом, называется давлением насыщения. Если давление в залежи падает, то газ выделяется в свободную фазу.

Плотность газов (gas density) - масса вещества в единице объема, выражается в г/см3 или отношением молекулярной массы (в молях) к объему моля р = М/22,4 л. Плотность метана - 0,717 кг/м3; этана - 1,357 кг/м3; двуокиси углерода - 1,977 кг/м3. Обычно используется относительная плотность по воздуху (безразмерная величина - отношение плотности газа к плотности воздуха, при нормальных условиях плотность воздуха 1,293 кг/м3). Относительная плотность метана 0,554 (20 °С), этана 1,05, пропана 1,55, диоксида углерода 1,53, сероводорода 1,18.

Газонасыщенность (Г) - важный показатель газоносности недр; газонасыщенность нефти - газовый фактор. Газонасыщенность вод (см3/л, м3/м3) - суммарное содержание газа в указанном объеме флюида (л, м3). Вблизи контура газоконденсатных залежей независимо от гидрохимической зональности значения Г = 2-4 м3/м3. Газоконденсат

Конденсат (hydrocarbon condensate) — природная смесь в основном легких углеводородных соединений, находящихся в газе в растворенном состоянии при определенных термобарических условиях и переходящих в жидкую фазу при снижении давления ниже давления конденсации.

В стандартных условиях конденсат (стабильный) находится в жидком состоянии и не содержит газообразных УВ. В состав конденсата могут входить сера и парафин.

Конденсаты различаются по групповому и фракционному составу.

К основным параметрам пластового газа, содержащего конденсат, также относятся конденсатногазовый фактор и давление начала конденсации. Конденсат характеризуется плотностью и вязкостью в стандартных условиях [30].

Газоконденсатом называют нефть, растворенную в газе. В условиях недр (на глубинах от 1300 до 6000 м, при пластовом давлении от 10 до 60 МПа и выше, и пластовой температуре - от 60 до 140 °С и выше) газоконденсатные скопления находятся в газообразном состоянии. Расположенные на больших глубинах, газоконденсатные системы приближаются по своим свойствам к нефтям, но при этом там же могут находиться и легкие газоконденсаты. При снижении давления их нефтяные УВ (С5+высш) начинают переходить в жидкую фазу: первыми в газовую фазу переходят УВ с меньшей молекулярной массой, затем - и более тяжелые УВ.

При снижении давления начинается конденсация УВ: первыми конденсируются более тяжелые УВ. Выпавшая жидкая фаза ГКС называется конденсатом. В стандартных условиях конденсат - это прозрачная, или слабоокрашенная в коричневатый или зеленоватый цвет жидкость.

Различают конденсат сырой и стабильный: сырой конденсат получают при сепарации (разделении) газоконденсата; - стабильный конденсат - путем глубокой дегазации сырого конденсата.

Конденсаты состоят в основном из УВ и могут содержать: смол до 3,7 %, асфальтенов - до 0,3 %, и серы - до 1,4 %. В бензиновой фракции конденсатов преобладают алканы, реже - ароматические и нафтеновые УВ. Некоторые конденсаты среди алканов содержат до 4 % парафина. По сравнению с нефтью конденсаты состоят из более простых и легких компонентов.

Плотность стабильного конденсата меняется от 0,6 до 0,82 г/см3, молекулярная масса от 90 до 170, температура кипения находится в пределах 35-250 °С. Редко, но встречаются конденсаты, конец кипения которых, лежит в пределах 350-500 °С. Сырые конденсаты начинают кипеть при температуре 24 °С.

По генезису газоконденсаты могут иметь первичное и вторичное происхождение. Первичные газоконденсаты образуются в нефтегазопроизводящих породах при преобразовании рассеянного ОВ. Вторичные газоконденсаты - при термокаталитических превращениях нефтей.

Важной характеристикой газоконденсата является газовый или газоконденсатный фактор, под которым понимают отношение количества сепарированного газа к количеству выделенной из него жидкости в нормальных условиях. Величина газоконденсатного фактора изменяется у разных газоконденсатных залежей от 900-1000 до 25000 м3/т. Обратная величина газоконденсатного фактора - конденсатность, содержание стабилизированного конденсата в газе в условиях залежи (см3/м3, г/м3). Кон- денсатность достигает значения - 700 см3/т. По газоконденсатосодержанию выделяют: незначительное - менее 25, малое - от 25 до 100, среднее - от 100 до 300, повышенное - от 200 до 300, высокое - от 300 до 500, уникально высокое - более 500.

<< | >>
Источник: Чернова О.С.. Основы геологии нефти и газа: учебное пособие. 2008

Еще по теме Физические свойства газа:

  1. 11.3. Г. И. Шипов. «Теория физического вакуума. Эксперименты, технологии»
  2. 11.4. В. Г. Горшков. «Физические и биологические основы устойчивости жизни»
  3. ВЛИЯНИЕ ФИЗИЧЕСКИХ ПРИЧИН НА МОРАЛЬНУЮ СПОСОБНОСТЬ
  4. 7.1.5. Проблемы физического загрязнения (электомагнитное в т.ч. радиационное, тепловое и световое) 7.1.5.1. Дефиниции понятий
  5. Об истинности как свойстве моделей
  6. 38. Юридическая характеристика и экономическое значение жидкостей и газов.
  7. Атмосфера, ее загрязнения и последствия
  8. 7.4. Круговорот вещества и энергии — одно из основных свойств динамики географической оболочки
  9. Транспорт газов кровью
  10. Теплоэнергетика
  11. ВОДА В ЛИТОСФЕРЕ Структура и физические свойства воды
  12. Органические вещества в литосфере
  13. Ключевые термины и концепции геологии нефти и газа
  14. Понятия о каустобиолитах. Классификация, состав и свойства
  15. Классификация нефтей
  16. Физические свойства газа
  17. Породы-коллекторы
  18. Живое вещество в биосфере
  19. Англо-русский терминологический словарь по микро- и наносистемной технике
  20. Физические, химические и оптические свойства малахита