Классификация углеводородных газов

Содержание

Состав и классификация природных газов

Горючие газы нефтяных и газовых месторождений по своей химической природе сходны с нефтью. Они так же, как и нефть, являются смесью различных углеводородов.

Природные газы, добываемые из чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений, состоят из углеводородов гомологического ряда метана с общей формулой СnН2n+2, а также неуглеводородных компонентов: азота (N2), углекислого газа (СО2), сероводорода (Н2S), меркаптанов (RSН), редкоземельных (инертных) газов (гелия, аргона, криптона, ксенона) (R), ртути. Число углеродных атомов в молекуле углеводородов может достигать 18 и более.

Метан (СН4), этан (С2Нб) и этилен (С2Н4) при обычных условиях давления (р=0,1 МПа) и температуры (Т==288-303 К) являются газами.

Тест на знание английского языка Проверь свой уровень за 10 минут, и получи бесплатные рекомендации по 4 пунктам:

  • Аудирование
  • Грамматика
  • Речь
  • Письмо

Проверить

Углеводороды, начиная с изопентана (i-С5Н12) и более тяжелые (17≤n≤5), при атмосферных условиях находятся в жидком состоянии. Они входит в состав бензиновой фракций.

Углеводороды, в молекулу которых входит 18 атомов углерода (от С18Н38) и более расположенных в одну цепочку, при атмосферных условиях находятся в твердом состоянии.

В табл. 2 приведены составы сухого газа, жидких газов и газового бензина.

Таблица 2

Составы сухого газа, жидких газов и газового бензина

Узнай стоимость написания работы Получите ответ в течении 5 минут. Скидка на первый заказ 100 рублей!

Компоненты

Название смеси

Метан, этилен, этан

Пропан, пропилен, изобутан, нормальный бутан, бутилен

Изопентан, нормальный пентан, амилены, гексан и др.

Сухой газ

Жидкий газ

Бензин

Природные газы подразделяются на три следующие группы.

1. Газы, добываемые из чисто тазовых месторождений и представляющие собой сухой газ, свободный от тяжелых углеводородов.

2. Газы, добываемые вместе с нефтью. Это физические смеси сухого газа, пропан-

бутановой фракции (жидкого газа) и газового бензина.

3. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, — смесь сухогогаза и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции.

В табл. 3, 4, 5 приведены составы природных газов некоторых чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений.

Таблица 3

Объемный состав природных газов, добываемых из чисто

газовых месторождений (в %)

Таблица 4

Объемный состав природных газов, добываемых из газоконденсатных

месторождений (в %)

Таблица 5

Объемный состав природных газов, добываемых

вместе с нефтью (в %)

Основные физико-химические свойства алканов (предельных парафиновых углеводородов приведены в табл. 6.

Таблица 6

Физико-химические свойства алканов

Продолжение таблицы 6

Самый легкий из всех углеводородов — метан; в газах, получаемых из нефтяных и газовых месторождений, его содержится от 40 до 95% и больше по отношению ко всему количеству газа. Отдельные углеводороды, входящие в состав нефтяных газов, отличаются друг от друга своими физическими свойствами. Это, естественно, отражается и на физических свойствах самого нефтяного газа.

Чем больше в нефтяном газе легких углеводородов — метана и этана, тем легче этот газ и меньше его теплота сгорания.

При нормальных условиях (т. е. при давлении 0,1 МПа и температуре 0°С) метан и этан всегда находятся в газообразном состоянии. Пропан и бутан хотя и относятся к газам, но очень легко переходят в жидкость даже при очень малых давлениях.

Вообще давление, необходимое для перевода того или иного углеводорода в жидкость, т.е. упругость паров данного углеводорода, повышается с ростом температуры и при данной температуре тем больше, чем ниже плотность углеводорода.

Наибольшей упругостью паров обладает метан, который при нормальных условиях нельзя превратить в жидкость, так как его критическая температура равна минус 82,1°С. Так же трудно переводится в жидкость этан.

В зависимости от преобладания в нефтяных газах легких или тяжелых (от пропана и выше) углеводородов газы разделяются на две группы: сухие газы и жирные.

Под названием сухой газ подразумевается естественный газ, который не содержит тяжелых углеводородов или содержит их в незначительных количествах. Название жирный газ относится к газу, который содержит тяжелые углеводороды в таких количествах, что из этого газа с выгодой можно получать сжиженные газы, или газовые бензины.

На практике принято считать сухим газом такой, который в 1 м3 содержит меньше 60 г газового бензина, а жирным — газ, содержащий в 1 м3 более 60—70 г бензина.

Жирные газы добываются в основном с легкими нефтями. С тяжелыми нефтями, наоборот, добывают по преимуществу сухой газ, состоящий главным образом из метана.

Первичная характеристика газа определяется по его плотности. Плотностью газа называется его масса, заключенная в 1 м3 при 0°С и атмосферном давлении.

Под плотностью или объемной массой тела понимают отношение массы тела в состоянии покоя к его объему. Плотность газов измеряют специальными газовыми пикнометрами или же эффузионным методом, который основан на измерении скорости истечения газов из отверстий.

Плотности многих углеводородных газов и сероводорода больше плотности воздуха. Поэтому они могут накапливаться в пониженных местах, в помещениях насосных, в колодцах и т. п., где возможны пропуски газа в арматуре оборудования. Это необходимо учитывать при проведении работ на промысле и принимать меры к устранению вредного влияния газов на здоровье работающих.

Состояние газа характеризуется давлением р, температурой T и объемом V. Соотношение между этими параметрами определяется законами газового состояния.

Однако состояние реальных газов значительно отличается от состояния идеальных газов при тех же условиях.

Плотность газа в нормальных физических условиях может быть определена по его молекулярной массе

(6.1)

Если плотность газа задана при нормальном давлении, то пересчет ее на другое давление р (при той же температуре)г для идеального газа проводится по формуле

(6.2)

Часто для характеристики газа применяют относительную плотность его по воздуху при нормальных условиях ∆0=ρ0:1,293.

Коммерческие расчеты в газовой промышленности производятся при стандартных физических условиях: давлении 0,1013 МПа и температуре 20 °С.

Для характеристики степени отклонения сжимаемости реальных газов от идеальных пользуются коэффициентом сжимаемости z, который показывает отношение объема реального газа к объему идеального газа при одних и тех же условиях. Тогда уравнение состояния газа Клапейрона принимает вид:

где р — давление, Па; V — объем газа, м3; m — масса газа, кг; R — газовая постоянная, Дж (кг-град); T — абсолютная температура, 0K; z — коэффициент сжимаемости. Коэффициент сжимаемости газов z обычно определяют по экспериментальным графикам;

Растворимость газов в нефти. По закону Генри растворимость газа в жидкости пропорциональна давлению:

где Vr — объем растворенного газа, приведенный к атмосферному давлению, м3; Vж — объем жидкости, в которой растворяется газ, м3; а — коэффициент растворимости, 1/Па; P — абсолютное давление газа, Па; 1Па = 1 Н/м2.

Коэффициент растворимости показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при увеличении давления на 1 единицу:

Коэффициент растворимости измеряется в (Н/м2)-1 = 1/Па.

При Vж = 1 имеем а — Vr/p, т. е. коэффициент растворимости численно равен объему газа, растворяющегося в единице объема жидкости при повышении давления на единицу.

Коэффициент растворимости для различных газов и нефтей в зависимости от условий растворения изменяется от 0,4-10-5 до 1 x Ю-5 1/Па.

При растворении углеводородных газов в нефти наблюдаются значительные отклонения от закона Генри. Коэффициент растворимости а при низких давлениях значительно больше, чем при высоких. Коэффициент растворимости газовых смесей зависит от соотношения объемов нефти и газа, находящихся в контакте. С повышением температуры растворимость газа уменьшается. Различные компоненты нефтяного газа обладают различной растворимостью, причем: С увеличением молекулярной массы газов растворимость их возрастает.

Давлением насыщения пластовой нефти называют то давление, при котором из нефти начинают выделяться первые пузырьки растворенного газа. Давление насыщения зависит от состава нефти и газа, от соотношения их объемов и от температуры. Когда в пласте имеется свободный газ (например, при наличии газовой шапки), давление насыщения нефти газом равно пластовому давлению или близко к нему. Пластовое давление может быть и больше давления насыщения, тогда нефть в залежи недонасыщена газом. Количество газа (в м3), приходящееся на 1 т нефти, называют газовым фактором. Иногда газовый фактор измеряют в кубических метрах на 1 м3 добытой нефти или жидкости.

Природный газ – полезное ископаемое, представляющее собой смесь газообразных углеводородов природного происхождения, состоящую главным образом из метана и примесей других алканов. Иногда в составе также присутствует некоторое количество углекислого газа, азота, сероводорода и гелия.

Вследствие своего состава природный газ представляет собой чрезвычайно ценное сырье, из которого выделяют отдельные компоненты или более простые смеси.

Месторождения природного газа

В природе газ может находиться в следующих формах:

  • Газовые залежи в пластах некоторых горных пород. Залежи газообразных углеводородов как правило сосредоточены на глубине от 1000 м. Вопреки распространенному мнению, газ в таких залежах находится не в объемных пустотах, а преимущественно в мелких трещинах, микроскопических порах и каналах горных пород, например, песчаника. В составе такого газа преобладают низшие алканы: метан и этан. Крупнейшие запасы природного газа сосредоточены в России (Уренгойское месторождение), большинстве стран Персидского залива, США и Канаде.
  • Газовые шапки над нефтью и растворенный в нефти газ. Такие газообразные скопления называют Попутный нефтяной газ (ПНГ). В отличие «традиционного» природного газа, ПНГ в своем составе помимо метана и этана содержит значительное количество пропана, бутана и других более тяжелых углеводородов.
  • Газогидратные залежи. Газовые гидраты – это кристаллические соединения, которые образованы путем растворения газообразных углевоородов в пластовой воде при определенных термодинамических условиях – высоких давлениях и относительно низких температурах. 1 объем воды при переходе в гидратное состояние связывает до 220 объемов газа. Такая форма накопления природного газа была открыта во второй половине 20-го века. Газогидратные залежи находятся преимущественно в районах распространения многолетней мерзлоты, а также на относительно небольшой глубине под океанических дном.

Доказано, что большое количество углеводородов находится в мантии Земли, но в настоящее время, ввиду технической недоступности, они не представляют практического интереса.

Помимо залежей газа в недрах планеты, необходимо упомянуть, что углеводороды встречаются и в космосе. В частности, метан является третьим по распространенности газом во Вселенной после водорода и гелия. В форме метанового льда он входит в структуру планет и других космических тел. Однако такие образования не относят к залежам природного газа и при настоящем уровне развития технологий не могут быть извлечены.

Химический состав природного газа

Пространственная модель молекулы метана

Основным компонентом природного газа является метан (CH4) – его содержание варьируется в диапазоне 70 — 98%. Кроме него в состав могут входить более тяжелые насыщенные углеводороды – гомологи метана:

  • этан
  • пропан
  • бутан

Помимо углеводородной составляющей, природный газ может содержать неорганические газообразные соединения:

  • водород
  • сероводород
  • углекислый газ
  • азот
  • инертные газы (преимущественно гелий)

Физические свойства природного газа

Вследствие своего состава природный газ горюч. Чистый газ горит голубым пламенем, поэтому его иногда называют «голубым топливом». Примеси же могут окрашивать пламя в различные цвета. Также пламя начинает желтить при недостатке кислорода, что приводит к неполному сгоранию газа и образованию копоти и угарного газа.

Смесь с воздухом в диапазоне концентраций от 4,4 до 17% взрывоопасна. Поэтому важно контролировать содержание газа в окружающей атмосфере, а также вовремя принимать соответствующие меры в случае его утечки.

Природный газ бесцветен и не имеет запаха, за исключением случаев повышенного содержания в его составе сероводорода. В связи с этим, для облегчения обнаружения утечек газа, к нему в небольших концентрациях добавляют специальные одоранты – вещества с резким неприятным запахом. В качестве одорантов преимущественно используются серосодержащие соединения, например, тиолы (меркаптаны). Стандартная концентрация таких добавок составляет 16 г на 1000 м3. Однако человек способен уловить присутствие одного из самых распространенных одорантов – этилмеркаптана, даже при его концентрации в воздухе 2*10-6 % по объему.

Физические свойства природного газа зависят от его компонентного состава, однако в большинстве случаев основные параметры укладываются в диапазоны, приведенные в таблице ниже.

Добыча природного газа

Методы добычи газообразных углеводородов схожи с добычей нефти – газ извлекают из недр с помощью скважин. Для того, чтобы пластовое давление залежи падало постепенно, скважины размещают равномерно по всей территории месторождения. Такой метод также препятствует возникновению перетоков газа между областями месторождения и преждевременному обводнению залежи.

Более подробнов статье: Добыча природного газа.

Согласно отчету BP в 2017 год мировая добыча природного газа составила 3680 млрд м3. Лидером по добыче стала США — 734,5 млрд м3, или 20% от общего мирового показателя. Россия заняла вторую строчку с 635,6 млрд м3.

Происхождение

Существует две теории происхождения природного газа: минеральная и биогенная.

По минеральной теории, углеводороды образуются в результате химической реакции глубоко в недрах нашей планеты из неорганических соединений под действием высоких давлений и температур. Далее вследствие внутренней динамики Земли, углеводороды поднимается в зону наименьшего давления, образуя залежи полезных ископаемых, в том числе газа.

Согласно биогенной теории, природный газ образовался в недрах Земли в результате анаэробного разложения органических веществ растительного и животного происхождения под действием высоких температур и давлений.

Несмотря на продолжающиеся споры относительно происхождения углеводородов, в научном сообществе выигрывает биогенная теория.

Транспортировка

Подготовка газа к транспортировке

Несмотря на то, что на некоторых месторождениях газ отличается исключительно качественным составом, в общем случае природный газ – это не готовый продукт. Помимо целевого содержания компонентов (при этом целевые компоненты могут различаться в зависимости от конечного пользователя), в газе содержаться примеси, которые затрудняют транспортировку и являются нежелательными при применении.

Например, пары воды могут конденсироваться и скапливаться в различных местах трубопровода, чаще всего, изгибах, мешая таким образом продвижению газа. Сероводород – сильный коррозионный агент, пагубно влияющий на трубопроводы, сопоуствуеющее оборудование и емкости для хранения.

В связи с этим, перед отправкой в магистральный нефтепровод или на нефтехимический завод газ проходит процедуру подготовки на газоперерабатывающем заводе (ГПЗ).

Первый этап подготовки – очистка от нежелательных примесей и осушка. После этого газ компримируют – сжимают до давления, необходимого для переработки. Традиционно природный газ сжимают до давления 200 — 250 бар, что приводит к уменьшению занимаемого объема в 200 — 250 раз.

Далее идет этап отбензинивания: на специальных установках газ разделяют на нестабильный газовый бензин и отбензиненный газ. Именно отбензиненный газ направляется в магистральные газопроводы и на нефтехимические производства.

Нестабильный газовый бензин подается на газофракционирующие установки, где из него выделяют легкий углеводороды: этан, пропан, бутан, пентан. Данные вещества также являются ценным сырьем, в частности для производства полимеров. А смесь бутана и пропана – уже готовый продукт, используемый, в частности, в качестве бытового топлива.

Газопровод

Основным видом транспортировки природного газа является его прокачка по трубопроводу.

Стандартный диаметр трубы магистрального газопровода составляет 1,42 м. Газ в трубопроводе прокачивается под давлением 75 атм. По мере продвижения по трубе, газ, за счет преодоления сил трения, постепенно теряет энергию, которая рассеивается в виде тепла. В связи с этим, через определенные промежутки на газопроводе сооружаются специальные компрессорные станции подкачки. На них газ дожимается до необходимого давления и охлаждается.

Для доставки непосредственно до потребителя от магистрального газопровода отводят трубы меньшего диаметра — газораспределительные сети.

Газопровод

Транспортировка СПГ

Что делать с труднодоступными районами, находящимися вдали от основных магистральных газопроводов? В такие районы газ транспортируется в сжиженном состоянии (сжиженный природный газ, СПГ) в специальных криогенных емкостях по морю, и по суше.

По морю сжиженный газ перевозится на газовозах (СПГ-танкерах), судах оборудованных изотермическими емкостями.

СПГ перевозят также и сухопутным транспортом, как железнодорожным, так и автомобильными. Для этого используются специальных цистерны с двойными стенками, способными поддерживать необходимую температуру определенное время.

Применение природного газа

Главным образом природный газ используется для обеспечения отопления, производства электроэнергии, и для бытовых нужд населения. Например, в России около 50% поставок приходится на энергетические компании и коммунальное хозяйство. Кроме этого, он находит применение в качестве топлива для транспортных средств, сырья при производстве пластмасс и других органических веществ.

Более подробно: Что делают из природного газа?

Экология

Природный газ является самым чистым среди углеводородных ископаемых топлив. В идеале, при его сгорании образуется только вода и углекислый газ, в то время как сгорание нефтепродуктов сопровождается образованием копоти и золы.

Конечно, сами по себе выбросы большого количества углекислого газа в атмосферу не безопасны. По мнению некоторых ученых, они могут привести к возникновению парникового эффекта, и как следствие, – к существенному потеплению климата. Однако стоит отметить, что и в этом отношении природный газ выигрывает — эмиссия CO2 при его сжигании существенно ниже, чем у нефтяного топлива.

  • Авторы
  • Резюме
  • Файлы
  • Ключевые слова
  • Литература

Савченко И.Ф. 2 Белозеров Н.И. 1 Римкевич В.С. 2 Гиренко И.В. 2 1 ФГБУН «Амурский научный центр» ДВО РАН 2 ФГБУН «Институт геологии и природопользования» ДВО РАН Проанализированы углеводородные системы, соответствующие теориям минерального и органического происхождения нефти и газа. Углеводородная система минерального (абиогенного) происхождения предполагает синтез нефти и газа в результате глобальной дегазации ядра, мантии, астеносферы. Углеводородная система органического (биосферного) генезиса нефти и газа основана на предположении генерации из органического вещества геологических осадков в условиях конвективного погружения. На основе системного подхода сделан вывод о глубинном происхождении нефти и газа из органического вещества океанических осадков, которые достигают верхней мантии при субдукции и коллизии и подвергаются метаморфизму на трассе погружения поглощаемой океанической литосферы. Флюиды метаморфизма органики фильтруются к дневной поверхности через субдукционно-коллизионную кровлю, в которой образуются скопления нефти и газа. Ориентирами размещения прогнозируемых проявлений служат шовные зоны, АКО террейнов, аккреционные призмы, что необходимо учитывать при планировании поисковых работ. 630 KB углеводородная система метаморфизм органическое вещество субдукция коллизия нефть газ 1. Дроздовская А.А., Снежко А.М. Проблема органического вещества в раннем докембрии Общ. и регион. геология: геол.карт. Обзор / ВНИИ экон. минер. сырья и геол.-развед. работ (ВИЭМС). – М., 1989. – 55 с. 2. Жарков В.Н. Внутреннее строение Земли и планет. – М.: Наука, 1983. – 416 с. 3. Заварзин Г.А. Становление биосферы // Вестник РАН. – 2001. – Т. 11, № 11. – С. 988–1001. 4. Коровина Т.А., Чирков В.П., Кропотова Е.П., Шадрина С.В. Модель континентальной окраины как методологическая основа прогноза нефтегазоносности доюрского основания Западной Сибири // I Всероссийская конференция по глубинному генезису нефти, 22–25 окт. 2012 г., Москва: . – М.: ЦГЭ, 2012. – С. 285–286. 5. Ларин А.М. Великославинский С.Д., Котов А.Б. и др. Тектоно-магматическая эволюция Джугджуро-Станового и Селенгино-Станового супертеррейнов Центрального-Азиатского складчатого пояса // Вопросы геологии и комплексного освоения природных ресурсов Восточной Азии: Всероссийская научная конференция, 16–18 июня 2010 г., Благовещенск: . – Благовещенск: ИГиП ДВО РАН, 2010. – С. 25–26. 6. Савченко И.Ф., Белозеров Н.И. Путь органического углерода океанических осадков в процессе формирования геологических структур Восточной Азии // Отечественная геология. – 2013. – № 2. – С. 50–56. 7. Сорокин А.П., Серов И.А., Жижерин В.С. Современные движения блоковых структур восточной окраины Центрально-Азиатского складчатого пояса // Вопросы геологии и комплексного освоения природных ресурсов Восточной Азии: Вторая Всероссийская Научная Конференция, 15–16 окт. 2012 г., Благовещенск: . – Благовещенск: Изд-во «Зея», 2012. – С. 26–28. 8. Труфанова С.Г., Мурогова Р.Н. Газогеохимические критерии глубинности процессов нефтегазообразования // Дегазация Земли: геотектоника, геодинамика, геофлюиды; нефть и газ; углеводороды и жизнь. Материалы Всероссийской конференции с международным участием, посвященной 100-летию академика П.Н. Кропоткина 18–22 окт. 2010 г. – М.: ГЕОС, 2010. – С. 280–283. 9. Хаин В.Е. Взаимодействие атмосферы, биосферы и литосферы – важнейший процесс в развитии Земли // Вестник РАН. – 2007. – Т. 77, № 9. – С. 794–797. 10. Шевченко Б.Ф., Романовский Н.П., Гурович В.Г. Петрофизическая модель земнй коры полосы профиля З-ДВ Сковородино – Томмот: тектонические следствия // Тектоника, глубинное строение и минерагения Восточной Азии: VIII Косыгинские чтения: Всероссийская конференция, 17–20 сент. 2013 г., Хабаровск . – Хабаровск: Изд-во «Дальнаука», 2013. – С. 587–590.

К настоящему времени о Земле сформировалось представление как об открытой саморегулирующейся сложной системе, состоящей из подсистем – геосфер. К геосферам относятся: ядро, мантия, астеносфера, литосфера, земная кора, гидросфера, атмосфера, биосфера и другие оболочки .

Имеются также системы процессов и явлений, приводящие в течение геологического времени к изменению существовавших или появлению новых геосфер. Таковы процессы осадконакопления, сквозного тепломассопереноса в масштабе всей планеты и другие явления, приводящие к появлению стратисферы, гидросферы, атмосферы, а затем биосферы и других сфер.

Планетарная углеводородная (УВ) система представляет последовательный ряд процессов и явлений, характеризующих циклы основных веществ, входящих в систему.

Эмпирически выявленная последовательность процессов и явлений планетарной УВ-системы включает: дегазацию внутренних оболочек Земли углеводородными и не углеводородными газами; генерацию однофазного флюида; фильтрацию флюида через толщу астеносферы и литосферы к земной поверхности; конденсацию жидкой фазы (воды и протонефти); концентрацию конденсата и газа в коллекторах земной коры с надежным флюидоупором (покрышкой). Скопления нефти и газа в коллекторах образуют нефтегазовые залежи. Из залежей, несмотря на малопроницаемую кровлю, в течение геологических отрезков времени УВ разгружаются на земную поверхность или на дно морей и океанов. Излияние нефти и эмиссия газов в атмосферу приводят к их окислительной деструкции. Окислительной деструкции УВ подвергается также вся нефть и газ промышленной добычи. На завершающем этапе эмпирической УВ-системы на окисление (сжигание) 1 кг нефти нужно 3,4 кг O2, а на сжигание 1 м3 метана – требуется 2 м3 О2. Окислителем УВ является О2, а продуктом окисления СО2 и Н2О. Процесс окисления УВ – экзотермический. Связанные между собой циклы Н2О, СО2, O2, УВ и энергии должны быть объектом анализа природы планетарной УВ системы.

Проблема происхождения нефти и газа до сих пор является дискуссионной с преобладанием концепций биосферного и минерального генезиса, анализ этих концепций может внести вклад в решение проблемы происхождения УВ, их возобновляемости или исчерпаемости.

Цель наших исследований – выявление природы реальной углеводородной системы Земли и возможность использования ее положений для оценки перспектив региональной нефтегазоносности. Это возможно путем анализа различия и сходства концепций минерального и биосферного генезиса УВ.

Глобальная конвекция и глубинная дегазация. Процессы и явления планетарной углеводородной системы.

Энергомассообмен между геосферами Земли осуществляется благодаря глобальной конвекции. Сторонники минерального генезиса нефти и газа отмечают, что источник природных углеводородов – глубинная дегазация CH4, CnHm, СО, СО2, Н2О, Н2, Н2S. Допускается, что эти газы могут поставлять ядро и мантия. При этом упускается, что на пути движения к земной поверхности ниже поверхности Мохоровичича все пары и газы находятся в сверхкритическом состоянии и представляют монофлюид с высокой проникающей способностью. Дефлюидизация УВ должна идти параллельно дегидратации Земли и закончиться одновременно с образованием гидросферы, т.е. 4,4 млрд лет назад .

Для признания реальным источником УВ дегазацию ядра, мантии, слоев астеносферы следует указать глубинный источник кислорода, который бы окислял УВ с выделением соответствующей энергии. Такого глубинного источника O2 нет. На этом основании концепция минерального генезиса УВ не обладает признаками системы, как, например, система конвективного тепломассообмена, океанических течений и других системных процессов.

Для поступающих из недр УВ в результате их дефлюидизации окислителем является атмосферный кислород, получаемый в результате фотосинтеза. Это является основанием для рассмотрения совмещенных циклов: органического вещества (ОВ), СО2, Н2О, О2 и энергии в глобальной углеводородной системе.

Глобальная (планетарная) УВ система включает основные процессы: фотосинтез ОВ с выделением О2, неполное разложение отмершей органической массы, формирование органических осадков (керогена), погружение осадков ОВ в глубокие недра, метаморфизм ОВ осадков при t = 450–1200 °С на парогазовую и твердую графитоподобную фракцию, фильтрацию парогазового флюида к дневной поверхности, конвекцию жидких УВ в земной коре, формирование нефтегазовых бассейнов. Завершающим процессом УВ системы является окисление поступивших на поверхность земли УВ (включая скважинную добычу) и выделение при окислении энергии.

При фотосинтезе ОВ образуется из СО2 и Н2О с затратой солнечной энергии и выделением О2 по уравнению

свет

6CO2 + 6H2O → C6H12O6 + 6O2 – 15,97 МДж/кг

хлорофилл

Часть О2 фототрофы используют для дыхания, энергетического обеспечения метаболизма в онтогенезе, а сапротрофы также для разложения отмерших организмов. Г.А. Заварзин (2001 г.) образование керогена объясняет разрывом во времени между синтезом ОВ и его последующим разложением и всегда с передвижением в пространстве.

Общее уравнение дыхания:

C6H12O6 + 6O2 → 6CO2 + 6H2O + 15,97 МДж/кг

Окисление фотосинтетическим О2 за время существования биосферы (3,5 млрд лет) привело к образованию азотно-кислородной атмосферы с затратой 8·1015 т О2 на окисление аммиака . На образование железистых кварцитов было израсходовано 195,6·1015 т О2. Гранитизация силикатной оболочки потребовала 2260,7·1015 т биосферного О2. Общая масса биосферного кислорода, участвовавшая в геохимических процессах, достигла 2465,2·1015 т, что эквивалентно 2311·1015 т первичных ОВ, депонированных в геологических осадках.

Образование плавающей над астеносферой континентальной коры привело к субдукции и коллизии с «поглощением» океанических плит под континентальные окраины и островодужные системы, что способствует перемещению осадков в глубокие недра до 700 км . Это приводит к метаморфизму ОВ на графитоподобную и парогазовую фракции, флюидизации и конденсации углеводородов (УВ).

Следствием субдукции с участием ОВ океанических осадков являются УВ термического метаморфизма, их размещение в осадочном чехле и кристаллическом фундаменте. При скорости субдукции 30–50 мм/год , поглощение глубинной области Мирового океана (268 млн км2) может длиться 110–120 млн лет, за фанерозой она могла совершить от 5–9 ротаций. Это могло привести к конденсированию УВ в структурах континентальной коры.

Эксперименты и промышленная сухая перегонка твердых горючих ископаемых (ТГИ) показывают, что разложение ТГИ протекает в интервале температур от 400 до 1200 °С с образованием обуглероженного остатка (95–99,5 % Сорг.) и парогазовой фракции (монофлюида). Есть все основания аппроксимировать условия промышленной сухой перегонки ТГИ к термическому метаморфизму ОВ в глубоких недрах с интервалом температур 460–1200 °С , которого ОВ океанических осадков достигает на трассе погружения плиты. При угле вхождения океанской плиты под континент 16–25° горизонтальное проложение трассы дефлюидизации и конденсации нефти и газа на коллизионно-субдукционной кровле составит 130–200 км.

Если ширина океанического пролива перед «закрытием» была около 800 км, то степень концентрирования флюидов может быть 4–6-кратной. В этом заключается механизм концентрации УВ в месторождениях, так как через фронт субдукции или коллизии с ограниченным по глубине интервалом температур метаморфизма проходит океанская кора обширных акваторий, содержащая ОВ в составе геологических осадков (рис. 1).

Рис. 1. Геолого-геофизическая схема концентрирования ресурсов УВ при формировании залежей в результате субдукции

Степень концентрирования флюида в континентальной кровле равна отношению размеров поглощения океанической коры к величине интервала глубины начала Т1 и окончания Т2 метаморфизма на трассе погружения в зону Беньофа.

Перспективы региональной нефтегазоносности должны оцениваться на основе механизма глобальной конвекции. Основой прогноза нефтегазоносности геологической структуры является палеореконструкция . Для восточной Азии такой региональной структурой является восточная часть Центрально-Азиатского складчатого пояса (ЦАСП), которая включает Джугджуро-Становый и Селенгино-Становый супертеррейны (ДСС и ССС). Они разделены Джелтулакской шовной зоной . К системе ССС с юга примыкают Ольдойский террейн и система Умлекано-Огоджинского вулкано-плутонического пояса, являющиеся северным обрамлением Амурского супертеррейна. До верхнего девона указанные структуры существовали обособленно, между ними имелись океанические проливы. Джелтулакский миниокеан оформился между ДСС и ССС с развитием активных континентальных окраин (АКО) с рубежа 160 млн лет назад. Коллизия ДСС, ССС и Амурского супертеррейна завершилась закрытием миниокеана в раннем мелу. Формирование океанических осадков миниокеана до коллизии охватывает период верхний девон – нижний мел, закрытие миниокеана началось в верхней юре и закончилось в нижнем мелу (продолжительность 26 млн лет). При скорости поглощения акватории 0,03 м/год ширина миниокеана равнялась 780 км. Запасы ОВ океанических осадков перед коллизией были достаточны для образования залежей УВ с концентрацией запасов (30–50)∙106 т/км2 . Термическая генерация нефти и газа из ОВ начинается при температуре 465 °С и продолжается до 1200 °С, т.е. на глубинах подошвы континентальной коры. Из этого следует, что при угле поглощения плиты Джелтулакского миниокеана равным 7° выходы флюидов УВ термического разложения будут иметь горизонтальное проложение на поверхности субдукционно-коллизионной кровли 100–260 км от шовной зоны. На этом расстоянии от главного Южно-Тукурингского разлома (Джелтулакского трога) в южном направлении следует планировать поиски УВ. Схема размещения прогнозируемых нефтегазоносных площадей показана на орографической карте Приамурья (рис. 2).

Рис. 2. Схема расположения прогнозной площади УВ на орографической карте Приамурья

Заключение

При проектировании поисков на УВ кроме аккреционных призм сооружений Тукурингра-Джагды следует максимально учитывать результаты геолого-геофизических работ, прямые и сопутствующие признаки нефтегазоносности, т.е. осуществлять предварительный системный анализ. Например, по признакам минимальной плотности пород коры приоритет по наличию УВ имеют территории, тяготеющие к г. Сковородино . По признакам выхода свободного водорода нефтегазовых скоплений, способного вызвать суффозионные просадки на поверхности осадочного чехла с образованием озерных ванн, перспективен ареал с озерами Огорон и Очки в бассейне р. Орловки.

Рецензенты:

Остапенко Н.С., д.г.-м.н., доцент, заведующий лабораторией, ФГБУН «Институт геологии и природопользования» Дальневосточного отделения Российской академии наук, г. Благовещенск.

Работа поступила в редакцию 10.04.2015.

Библиографическая ссылка

Савченко И.Ф., Белозеров Н.И., Римкевич В.С., Гиренко И.В. ПРИРОДА ГЛОБАЛЬНОЙ УГЛЕВОДОРОДНОЙ СИСТЕМЫ И ОЦЕНКА ПЕРСПЕКТИВ РЕГИОНАЛЬНОЙ НЕФТЕГАЗОНОСНОСТИ // Фундаментальные исследования. – 2015. – № 2-15. – С. 3311-3315;
URL: http://fundamental-research.ru/ru/article/view?id=37775 (дата обращения: 19.02.2020). Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания» (Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления) «Современные проблемы науки и образования» список ВАК ИФ РИНЦ = 0.791 «Фундаментальные исследования» список ВАК ИФ РИНЦ = 1.074 «Современные наукоемкие технологии» список ВАК ИФ РИНЦ = 0.909 «Успехи современного естествознания» список ВАК ИФ РИНЦ = 0.736 «Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований» ИФ РИНЦ = 0.570 «Международный журнал экспериментального образования» ИФ РИНЦ = 0.431 «Научное Обозрение. Биологические Науки» ИФ РИНЦ = 0.303 «Научное Обозрение. Медицинские Науки» ИФ РИНЦ = 0.380 «Научное Обозрение. Экономические Науки» ИФ РИНЦ = 0.600 «Научное Обозрение. Педагогические Науки» ИФ РИНЦ = 0.308 «European journal of natural history» ИФ РИНЦ = 1.369 Издание научной и учебно-методической литературы ISBN РИНЦ DOI

Классификация углеводородных газов, состав первичных и вторичных газов

Промышленные месторождения Г. п. г. встречаются в виде обособленных скоплений, не связанных с каким-либо др. полезным ископаемым, в виде газонефтяных месторождений, в которых газообразные углеводороды полностью или частично растворены в нефти или находятся в свободном состоянии и заполняют повышенную часть залежи (газовые шапки) или верхние части сообщающихся между собой горизонтов газонефтяной свиты, в виде газоконденсатных месторождений, в которых газ обогащен жидкими, преимущественно низкокипящими углеводородами. Г. п. г. состоят из метана, этана, пропана и бутана, иногда содержат примеси легкокипящих жидких углеводородов — пентана, гексана и др.

В них присутствуют также углекислый газ, азот, сероводород и инертные газы. Многие месторождения Г. п. г., залегающие на глубине не более 1,5 км, состоят почти из одного метана с небольшими примесями его гомологов (этапа, пропана, бутана), азота, аргона, иногда углекислого газа и сероводорода, с глубиной содержание гомологов метана обычно растет.

В газоконденсатных месторождениях содержание гомологов метана значительно выше, чем метана. Это же характерно для газов нефтяных попутных. В отдельных газовых месторождениях наблюдается повышенное содержание углекислого газа, сероводорода и азота.

Встречаются Г. п. г. в отложениях всех геологических систем начиная с конца протерозоя и на различных глубинах, но чаще всего до 3 км.

Образуются Г. п. г. в основном в результате катагенетического преобразования органического вещества осадочных горных пород. Залежи Г. п. г. формируются в природных ловушках на путях миграции газа. Миграция происходит в результате статической или динамической нагрузки пород, выжимающих газ, а также при свободной диффузии газа из областей высокого давления в зоны меньшего давления. Различают внерезервуарную региональную миграцию сквозь мощные толщи пород различной проницаемости по капиллярам, порам, разломам и трещинам и внутрирезервуарную локальную миграцию внутри хорошо проницаемых пластов, корректирующих газ.

Газовые залежи по особенностям их строения разделяются на две группы: пластовые и массивные. В пластовых залежах скопления газа приурочены к определённым пластам-коллекторам. Массивные залежи не подчиняются в своей локализации определённым пластам. Наиболее распространены среди пластовых сводовые залежи, сохраняемые мощной глинистой или галогенной покрышкой.

Подземными природными резервуарами для 85% общего числа газовых и газоконденсатных залежей служат песчаные, песчано-алевритовые и алевритовые породы, нередко переслоённые глинами, в остальных 15% случаев коллекторами газа являются карбонатные породы. Серия залежей, подчинённых единой геологической структуре, составляет отдельные месторождения. Структуры месторождений различны для складчатых и платформенных условий. В складчатых районах выделяются две группы структур, связанные с антиклиналями и моноклиналями.

В платформенных районах намечаются 4 группы структур: куполовидных брахиантиклинальных поднятий, эрозионных и рифовых массивов, моноклиналей, синклинальных прогибов.

Все газовые и газонефтяные месторождения приурочены к тому пли иному газонефтеносному осадочному (осадочно-породному) бассейну, представляющему собой автономные области крупного и длительного погружения в современной структуре земной коры. Среди них различают 4 группы:

  • — приуроченные к прогнутым краевым частям платформ (например, Зап.-Сибирский в СССР);
  • — контролируемые впадинами возрожденных гор (бассейны Скалистых гор в США, бассейны Ферганской и Таджикской впадин в СССР);
  • — приуроченные к внутриплатформенным прогибам (например, Мичиганский и Иллинойсский бассейн Сев. Америки, Волго-Уральская обл. СССР);
  • — связанные с предгорными и внутренними впадинами молодых альпийских горных сооружений (Калифорнийский бассейн в США, сахалинский бассейн в СССР).

Всё больше открывается газовых залежей в зоне шельфа и в мелководных бассейнах (например, в Северном море крупные газовые месторождения — Уэст-Сол, Хьюит, Леман-Банк). Мировые геологические запасы горючих газов на континентах, в зоне шельфов и мелководных морей, по прогнозной оценке, достигают 1015 м3, что эквивалентно 1012 т. нефти. СССР обладает огромными ресурсами Г. п. г.

Наиболее крупными месторождениями являются:

Среди зарубежных стран наиболее крупными запасами Г. п. г. располагают (оценка общих запасов в триллионах м3):

Природные углеводородные газы встречаются в виде свободного газа и газа, растворенного в нефтях. Последний называется попутным, или нефтяным, газом. Свободные газы состоят в основном из метана (85-99.5%) и его газообразных гомологов — этана, пропана, бутана и изобутана. В газовых залежах могут присутствовать так называемые газоконденсаты. Они представляют собой природную смесь газообразных и легкокипящих жидких углеводородов. В 1 м3 газа содержится до 1000 г. газоконденсата.

В условиях больших давлений и высоких температур, господствующих в недрах, газоконденсаты находятся в парообразном состоянии, но на земной поверхности при значительном охлаждении и снижении давления до атмосферного из них выпадает жидкая фаза — конденсат (лат. Газоконденсаты состоят преимущественно из углеводородов метанового ряда с примесью нафтеновых и ароматических углеводородов.

Природные углеводородные газы представляют собой многокомпонентные смеси предельных УВ вида СпН2п 2 и не углеводородных соединений: азота, углекислоты, сероводорода, инертных газов (Не, Аг), паров ртути и меркаптанов. В состав природных углеводородных газов входят также этан СоНе, пропан С3Н8, нормальный бутан п — С4Ню изобутан г — СНю и более тяжелые гомологи метана, объединенные в зависимости от способа их определения как пентаны.

Природные углеводородные газы условно делятся на собственно природные — газы, добываемые из чисто газовых месторождений, и попутные — газы, выделяемые из скважин совместно с нефтью.

Природные углеводородные газы, добываемые из нефтяных и собственно газовых месторождений, по своему составу могут быть разделены на сухие (тощие) газы, содержащие — в основном метан и не содержащие паров жидких углеводородов, и влажные (жирные) газы, содержащие пропан более высокомолекулярные, конденсируемые углеводороды.

Природные углеводородные газы представляют собой многокомпонентные смеси предельных УВ вида СпН на и не углеводородных соединений: азота, углекислоты, сероводорода, инертных газов (Не, Аг), паров ртути и меркаптанов. В состав природных углеводородных газов входят также этан С-Нб, пропан С3Н8, нормальный бутан С4Ню изобутан — С, Ню и более тяжелые гомологи метана, объединенные в зависимости от способа их определения как пентаны.

Свойства сжиженных углеводородных газов Особенности эксплуатации углеводородных систем

Свойства сжиженных углеводородных газов Особенности эксплуатации углеводородных систем. Более 30 лет в нашей стране, сжиженные углеводородные газы применяются в качестве авто-мобильного топлива. За сравнительно короткий промежуток времени пройден достаточно трудный путь по организации учета сжиженных газов, ясного понимания процессов, происходящих при перекачке, измерении, хранении, транспортировке. Общеизвестно, что добыча и использование нефти и газа в России имеет многовековую историю.

Однако технический уровень промыслового газового хозяйства до XX века был исключи-тельно примитивным. Не находя экономически обоснованных областей применения, нефтепромышленники не только не заботились о сохранении газа или легких фракций углеводородов, но и старались от них избавиться . Негативное отношение наблюдалось и к бензиновым фракциям неф-ти, поскольку они вызывали повышение температуры вспышки и опасность загорания и взрывов. Выделение газовой промышленности в 1946 г. в самостоятельную отрасль позволило революционно изменить ситуацию и резко увеличить как объём добычи газа в абсолютном значении, так и его удельный вес в топливном балансе страны.

Быстрые темпы роста добычи газа стали возможны благодаря коренному усилению работ по строительству магистральных газопроводов, соединив-ших основные газодобывающие районы с потребителями газа крупными промышленными центра-ми и химическими заводами. Тем не менее, основательный подход к точному измерению и учету сжиженных газов в на-шей стране стал появляться не более 10 – 15 лет назад. Для сравнения, сжиженный газ в Англии производится с начала 30-х годов XX века, с учетом того, что это страна с развитой рыночной экономикой, технология измерения и учета сжиженных газов, а также производство специального оборудования для этих целей стали развиваться практически с началом производства.

Итак, коротко рассмотрим

Итак, коротко рассмотрим (Свойства сжиженных углеводородных газов Особенности эксплуатации углеводородных систем), что представляют собой сжиженные углеводородные газы и как они производятся. Сжиженные газы делятся на две группы:

Сжиженные углеводородные газы (СУГ) – представляют собой смесь химических соединений, состоящую в основном из водорода и углерода с различной структурой молекул, т.е. смесь углеводородов различной молекулярной массы и различного строения. Основными компонентами СУГ являются пропан и бутан, в виде примесей в них содержатся более легкие углеводороды (ме-тан и этан) и более тяжелые (пентан). Все перечисленные компоненты являются предельными углеводородами. В состав СУГ могут входить также непредельные углеводороды: этилен, пропилен, бутилен. Бутан-бутилены могут присутствовать в виде изомерных соединений (изобутана и изобутилена).

ШФЛУ – широкая фракция легких углеводородов, включает в основном смесь легких угле-водородов этановой (С2) и гексановой (С6) фракций.

В целом типичный состав ШФЛУ выглядит следующим образом: этан от 2 до 5%; сжижен – ный газ фракций С4- С5 40-85%; гексановая фракция С6 от 15 до 30%, на пентановую фракцию приходится остаток.

Учитывая широкое применение в газовом хозяйстве именно СУГ, следует более подробно остановиться на свойствах пропана и бутана.

Пропан

Пропан́— это органическое вещество класса алканов. Содержится в природном газе, образуется при крекинге нефтепродуктов. Химическая формула C3H8 (рис. 1). Бесцветный газ без запаха, очень малорастворим в воде. Точка кипения −42,1С. Образует с воздухом взрывоопасные смеси при концентрации паров от 2,1 до 9,5%. Температура самовоспламенения пропана в воздухе при давлении 0,1 МПа (760 мм рт. ст.) составляет 466 °С.

Пропан используется в качестве топлива, основной компонент так называемых сжиженных угле-водородных газов, в производстве мономеров для синтеза полипропилена. Является исходным сырьём для производства растворителей. В пищевой промышленности пропан зарегистрирован в качестве пищевой добавки E944, как пропеллент.

Бутан́(C4H 10) — органическое соединение класса алканов. В химии название используется в ос-новном для обозначения н-бутана. Химическая формула C4H10 (рис. 1). Такое же название имеет смесь н-бутана и его изомера изобутана CH(CH3)3. Бесцветный горючий газ, без запаха, легко сжижаемый (ниже 0 °C и нормальном давлении или при повышенном давлении и обычной темпе-ратуре — легколетучая жидкость). Содержится в газовом конденсате и нефтяном газе (до 12 %). Является продуктом каталитического и гидро-каталитического крекинга нефтяных фракций.

– углерод;
– водород

Производство, как сжиженного газа, так и ШФЛУ осуществляется за счет следующих трех основных источников:

предприятия нефтедобычи – получение СУГ и ШФЛУ происходит во время добычи сырой нефти при переработке попутного (связанного) газа и стабилизации сырой неф-ти;

предприятия газодобычи – получение СУГ и ШФЛУ происходит при первичной пере-работке скважинного газа или несвязанного газа и стабилизации конденсата;

нефтеперегонные установки – получение сжиженного газа и аналогичных ШФЛУ про-исходит при переработке сырой нефти на НПЗ. В данной категории ШФЛУ состоит из смеси бутан-гексановых фракций (С4- С6) с небольшим количеством этана и пропана. Основное преимущество СУГ – возможность их существования при температуре окружаю-щей среды и умеренных давлениях, как в жидком , так и в газообразном состоянии. В жидком со-стоянии они легко перерабатываются, хранятся и транспортируются, в газообразном имеют лучшую характеристику сгорания.

Состояние углеводородных систем определяется совокупностью влияний различных факто-ров, поэтому для полной характеристики необходимо знать все параметры. К основным параметрам, поддающимся непосредственному измерению и влияющим на режимы течения СУГ , относят-ся давление, температура, плотность, вязкость, концентрация компонентов, соотношение фаз.

Система

Система находится в равновесном состоянии, если все параметры остаются неизменными. При таком состоянии в системе не происходит видимых качественных и количественных измене-ний. Изменение хотя бы одного параметра нарушает равновесное состояние системы, вызывая тот или иной процесс.

Углеводородные системы могут быть гомогенными и гетерогенными. Если система имеет однородные физические и химические свойства – она гомогенна, если же она неоднородна или со-стоит из веществ, находящихся в разных агрегатных состояниях – она гетерогенна. Двухфазные системы относятся к гетерогенным.

Под фазой понимается определенная гомогенная часть системы, имеющая четкую границу раздела с другими фазами.

Сжиженные газы при хранении и транспортировании постоянно изменяют свое агрегатное состояние, часть газа испаряется и переходит в газообразное состояние, а часть конденсируется, переходя в жидкое состояние. В тех случаях, когда количество испарившейся жидкости равно количеству сконденсировавшегося пара, система жидкость-газ достигает равновесия и пары на жид-костью становятся насыщенными, а их давление называется давлением насыщения или упругостью паров.

Упругость паров СУГ возрастает с повышением температуры и уменьшается с ее понижением.

Это свойство сжиженных газов является одним из определяющих при проектировании систем хранения и распределения. При отборе из резервуаров кипящей жидкости и транспортировании ее по трубопроводу часть жидкости испаряется из-за потерь давления , образуется двухфазный поток, упругость паров которого зависит от температуры потока, которая ниже температуры в резервуаре. В случае прекращения движения двухфазной жидкости по трубопроводу давление во всех точках выравнивается и становится равным упругости паров.

Сжиженные углеводородные газы

Сжиженные углеводородные газы транспортируются в железнодорожных и автомобильных цистернах, хранятся в резервуарах различного объема в состоянии насыщения: в нижней части со-судов размещается кипящая жидкость, а в верхней находятся сухие насыщенные пары (рис. 2). При снижении температуры в резервуарах часть паров сконденсируется, т.е. увеличивается масса жид-кости и уменьшается масса пара, наступает новое равновесное состояние. При повышении температуры происходит обратный процесс, пока при новой температуре не наступит равновесие фаз.

Таким образом, в резервуарах и трубопроводах происходят процессы испарения и конденсации, которые в двухфазных средах протекают при постоянном давлении и температуре, при этом тем
пературы испарения и конденсации равны.

В реальных условиях в сжиженных газах в том или ином количестве присутствуют водяные пары. Причем их количество в газах может увеличиваться до насыщения, после чего влага из газов выпадает в виде воды и смешивается с жидкими углеводородами до предельной степени раствори-мости, а затем выделяется свободная вода, которая отстаивается в резервуарах. Количество воды в СУГ зависит от их углеводородного состава, термодинамического состояния и температуры. Доказано, что если температуру СУГ снизить на 15-300С, то растворимость воды снизится в 1,5-2 раза и свободная вода скопится на дне резервуара или выпадет в виде конденсата в трубопроводах.

Скопившуюся в резервуарах воду необходимо периодически удалять, иначе она может попасть к потребителю или привести к поломке оборудования.

1-3 – упругость паров: 1 – пропана, 2 – смеси пропан-бутана, 3 – бутана; 4-5 – линии гидратообразования: 4 – пропана, 5 – бутана.

Рисунок 3. Гидратообразование и упругость паров пропана и бутана.

Согласно методам испытаний СУГ определяют наличие лишь свободной воды, присутствие растворенной допускается.

За рубежом предъявляются более жесткие требования на наличие воды в СУГ и ее количество, посредством фильтрации доводится до 0,001% по массе. Это оправдано, так как растворенная вода в сжиженных газах является загрязнителем, ибо даже при положительных температурах она образует твердые соединения в виде гидратов.

Гидраты

Гидраты можно отнести к химическим соединениям, так как они имеют строго определенный состав, но это соединения молекулярного типа, однако химическая связь на базе электронов у гидратов отсутствует. В зависимости от молекулярной характеристики и структурной формы внутренних ячеек, различные газы внешне представляют собой четко выраженные прозрачные кристаллы разнообразной формы, а гидраты, полученные в турбулентном потоке – аморфную массу в виде плотно спрессованного снега.

По графику , представленному на рис.3 видно, что давление, при котором образуются гидраты при температуре меньше 00С, неже упругости паров пропана, такая же зона имеется и для бутана.

Условия образования гидратов необходимо знать при проектировании трубопроводов и сис-тем для транспортировки газов, оборудования ГНС, АГЗС, а также для разработки мер по предупреждению их образования и ликвидации гидратных пробок. Установлено, что давление, при ко-тором образуются гидраты при температуре +50С ниже упругости паров пропана и бутана.

В большинстве случаев, говоря о сжиженных газах, мы подразумеваем углеводороды соответствующие ГОСТ 20448-90 «Газы углеводородные сжиженные для коммунально-бытового потребления» и ГОСТ 27578-87 «Газы углеводородные сжиженные для автомобильного транспорта». Они представляют собой смесь, состоящую в основном из пропана, бутана и изобутана. Благодаря идентичности строения их молекул приближенно соблюдается правило аддитивности: параметры смеси пропорциональны концентрациям и параметрам отдельных компонентов. Поэтому по некоторым параметрам можно судить о составе газов.

Соответствующие параметры смесей

Соответствующие параметры смесей получают суммированием парциальных параметров отдельных компонентов:

yсм = ∑yi xi , (1)

Где yсм – параметр смеси; yi – параметр компонента; xi – концентрация компонента.

В соответствие с правилом аддитивности и таблицами 1; 2 можно рассчитать любой параметр смеси. Для примера возьмем пропан-бутановую смесь с концентрацией 40% бутана и 60% пропана. Необходимо определить плотность смеси при 10 0С. По формуле 1 находим:

ρсм = 516,8 ×0,6 +586,3 ×0,4 = 310,08 + 234,52 = 544,6

Таким образом, для данных условий плотность смеси будет составлять 544,6 кг/м3.

При проведении измерений количества СУГ и при учетных операциях на объектах хранения, важное значение имеют такие понятия как плотность, температурное расширение и вязкость.

Плотность, кг/м3 – отношение массы тела к его объему, зависящее от углеводородного состава и его состояния. Плотность паровой фазы СУГ – сложная функция температуры, состояния и давления для каждого компонента.

Жидкой фазы плотность пропан-бутановых смесей зависит от состава углеводородов и температуры, так как с ростом температуры снижается плотность жидкости, что обусловлено объемным расширением.

Относительное изменение объема жидкости при изменении температуры на один градус характеризуется температурным коэффициентом объемного расширения β т, который у сжиженных газов (пропана и бутана) в несколько раз больше чем у иных жидкостей.

Пропан – 3,06 •10-3; Бутан – 2,12 •10-3; Керосин – 0,95 •10-3; Вода – 0,19 •10-3;

При повышении давления жидкая фаза пропана и бутана сжимается. Степень сжатия ее оценивается коэффициентом объемной сжимаемости βсж, размерность которого обратна размерности давления.

Вязкость – это способность газов или жидкостей оказывать сопротивление сдвигающим усилиям, обусловленная силами сцепления между молекулами вещества. При относительном движении между слоями потока возникает касательная сила, которая зависит от площади соприкосновения слоев и градиента скорости. Удельное касательное напряжение, возникающее между слоями, определяет динамическую вязкость газа или жидкости и называется коэффициентом динамической вязкости. Анализ экспериментальных исследований показал, что вязкость СУГ зависит от темпера-туры, а с увеличением давления растет незначительно. В отличие от жидкостей у газа вязкость с повышением температуры возрастает.

Жидкая фаза бутана

228 (-45) 0,0126 667,0 4,92 2,125 420,36 132,72 0,9364 5,25

Таблица 2.

Таким образом, можно подвести итог и выделить основные свойства пропан-бутановых смесей, влияющих на условия их хранения, транспортирования и измерения.

  1. Сжиженные углеводородные газы (Свойства сжиженных углеводородных газов Особенности эксплуатации углеводородных систем) относятся к низкокипящим жидкостям, способным находиться в жидком состоянии под давлением насыщенных паров.

Температура кипения: Пропан -420С; Бутан – 0,50С.

  1. При нормальных условиях объем газообразного пропана больше в 270 раз, чем объем пропана сжиженного.
  2. Сжиженные углеводородные газы характеризуются высоким коэффициентом теплового расширения.
  3. СУГ характеризуются низкой плотностью и вязкостью по сравнению со светлыми нефтепродуктами.
  1. Нестабильность агрегатного состояния СУГ при течении по трубопроводам в зависимости от температуры, гидравлических сопротивлений, неравномерности условных проходов.
  2. Транспортирование, хранение и измерение СУГ возможны только посредством закрытых (герметизированных) систем, рассчитанных, как правило, на рабочее давление 1,6 МПа.
  1. Перекачивающие, измерительные операции требуют применения специального оборудования, материалов и технологий.

В мире

Во всем мире, углеводородные системы и оборудование, а также устройство технологических систем подчинено единым требованиям и правилам.

Сжиженный газ представляет собой ньютоновскую жидкость, поэтому процессы перекачивания и измерения описываются общими законами гидродинамики. Но функция углеводородных систем сводится не только к простому перемещению жидкости и ее измерению, но и обеспечению уменьшения влияния «отрицательных» физико-химических свойств СУГ.

Принципиально, системы, перекачивающие СУГ (Свойства сжиженных углеводородных газов Особенности эксплуатации углеводородных систем), мало отличаются от систем для воды и нефтепродуктов, и, тем не менее, необходимо дополнительное оборудование, гарантирующее качественные и количественные характеристики измерения.

Исходя из этого технологическая углеводородная система, как минимум должна иметь в своем составе резервуар, насос, газоотделитель, измеритель, дифференциальный клапан, отсечной или регулирующий клапан, устройства безопасности от превышения давления или скорости потока.

Пояснения

Резервуар хранения должен быть оборудован входным патрубком для налива продукта, линией слива для отпуска и линией паровой фазы, которая используется для выравнивания давления, воз-врата паров от газоотделителя или калибровки системы.

Насос – обеспечивает давление, необходимое для движения продукта через систему отпуска. Насос должен быть подобран по емкости, производительности и давлению.

Измеритель – включает преобразователь количества продукта и отсчетное устройство (индикацию) которое может быть электронным или механическим.

Газоотделитель – отделяет пар, образованный во время потока жидкости, прежде чем он достиг-нет счетчика и возвращает его в паровое пространство резервуара.

Дифференциальный клапан – служит для обеспечения прохождения через счетчик только жид-кого продукта, посредством создания после счетчика избыточного дифференциального давления, заведомо большего, чем давление паров в емкости.

Система должна удовлетворять следующим требованиям:

быть герметичной и выдерживать необходимое расчетное давление; изготовлена из материалов, предназначенных для работы с СУГ;

оборудована клапанами сброса давления для управляемого выпуска продукта при превышении давления сверх рабочего.

Основные характеристики конструкции, описанные выше, применимы ко всем типам систем, используемых для измерения и отпуска СУГ. Однако это не единственные критерии. Конструкция системы должна отражать различные условия ее использования для коммерческого отпуска продукта (Свойства сжиженных углеводородных газов Особенности эксплуатации углеводородных систем).

Условно можно разделить системы измерения на следующие группы (типы):

осуществление измерения СУГ (в том числе налив автоцистерн) при относительно высокой скорости потока (400-500 л/мин.). Как правило, это НПЗ, ГНС.

измерение количества СУГ при поставках на АГЗС или конечным потребителям авто-цистернами (в том числе налив автоцистерн). Производительность в данном случае колеблется от 200 до 250 л/мин.

Коммерческая заправка газобаллонных автомобилей. Скорость заправки обычно не превышает 50 л/мин.

Конструкция и тип систем измерения для СУГ определен физическими свойствами продукта, особенно его зависимость от температуры и давления во время отпуска.

Чтобы обеспечить точное измерение, конструкция системы должна включать средства для минимизации испарения и устранения образовавшегося пара, прежде чем он попадет в счетчик.

Конструкция измерительной системы зависит от ее использования и от максимальной производительности. Измерительные установки могут использоваться как стационарно, так и устанавли-ваться на автоцистернах, применяться при оптовой и розничной продаже.

Рассмотрим отдельно компоненты, которые учувствуют в операциях измерения СУГ и являются обязательными для большинства систем учета (Свойства сжиженных углеводородных газов Особенности эксплуатации углеводородных систем).

Напорная линия – соединяет емкость хранения и входной патрубок установки измерения и имеет элементы, которые управляют потоком жидкости и гарантируют ее поддержание в жидком состоянии. Напорная линия, как правило, состоит из следующих элементов:

Насосы.

Поскольку в емкости хранения система жидкость-пар находятся в равновесном состоянии и в купе с системой измерения составляют закрытую систему, газ не может течь самостоятельно. В результате должен использоваться насос для подачи СУГ на раздаточную линию.

Существует несколько типичных конструкций насосов, широко применяемых в тех или иных случаях. Это лопастные насосы, шестеренные насосы, вихревые насосы.

Скорость насоса может стать критическим фактором для точности измерительной системы и

  • работоспособности. Если скорость насоса высока, давление на всасывающей линии может упасть ниже давления паров и произойдет испарение. Это явление называется кавитацией. Чтобы минимизировать эффекты кавитации, длина трубопровода от емкости до насоса должна быть минимальной. Этот трубопровод должен быть прямой, для исключения гидравлических сопротивлений и на размер больше чем трубопровод напорной линии.

Перепускной клапан.

В течение коротких промежутков времени, насос может находиться в рабочем состоянии, в то время как отпуск продукта не производится. Чтобы предотвратить повреждения, ряд насосов оборудованы перепускными клапанами. При повышении давления, клапан внутри насоса открывается, и жидкость начинает циркулировать внутри насоса. Как правило, подобная схема приводит к нагреву продукта и его вскипанию, при этом образуется паровая подушка, препятствующая движению жидкости. Проведя неоднократные опыты с насосами, оборудованными внутренними перепускными клапанами, мы пришли к выводу, что оптимальное решение для таких жидкостей как СУГ, это установка внешнего перепускного клапана.

Эта конструкция позволяет продукту циркулировать через емкость хранения и непрерывно снабжать насос не разогретым газом.

Скоростные клапаны.

Скоростными клапанами должны быть оборудованы все патрубки емкости хранения и раздаточные рукава. Цель этих клапанов остановить поток продукта в случае разрыва рукава или разъединения раздаточного крана.

Манометры.

Манометры необходимо устанавливать на всасывающей и напорной линиях насоса, на паро-вой фазе емкости хранения, а также на фильтрах системы (Свойства сжиженных углеводородных газов Особенности эксплуатации углеводородных систем).

Предохранительные клапаны.</ u>

В любом месте технологической и измерительной систем, где возможно заключение объема жидкости между двумя запорными устройствами необходима установка предохранительных клапанов, для предотвращения от возможного превышения давления.

Газоотделитель.

Газоотделитель – отделяет пар, образованный во время потока жидкости, прежде чем он достигнет счетчика и возвращает его в паровое пространство резервуара.

Как правило, газоотделители имеют поплавковую систему газоотделения, но некоторые производители отказываются от такой схемы в пользу применения скоростных или обратных клапанов и установки расширяющихся патрубков (сифонов) совместно с отверстиями малых диаметров. Та-кая схема для СУГ достаточно эффективна, если принять во внимание, что газоотделитель в за-крытых системах играет роль газо-конденсатора, т.е. его цель сконденсировать паровую фазу, а часть отвести в емкость хранения.

Фильтры.

Фильтры являются важным элементом гидравлической системы. Они устанавливаются перед насосом и в измерительном блоке и призваны предохранить насос или счетчик от твердых загряз-нений , способных вывести их из строя. Фильтрующие элементы должны быть сменными или иметь возможность для их периодической чистки.

Краны и клапаны.

Неотъемлемой частью любой технологической системы для СУГ являются запорные устройства. Они призваны обеспечить удобное и быстрое техническое обслуживание отдельных компонентов без освобождения от газа и давления всей системы.

Счетчики и отсчетные устройства.

Отделенная от пара жидкость, после газоотделителя попадает в счетчик (преобразователь объема) (Свойства сжиженных углеводородных газов Особенности эксплуатации углеводородных систем). В большинстве систем измерения СУГ счетчики имеют тип камерного расходомера, который, по нашему мнению, является самым надежным и очень точным методом измерения жидкости. Существуют также другие типы расходомеров, такие как турбинные или массовые (кориолисовые) расходомеры.

Конструкция камерных расходомеров с технической точки зрения достаточно сложна, но принцип их работы является прямым. Существуют следующие типы расходомеров: шестеренные, ротационные, кольцевые, дисковые, лопастные, ковшовые, поршневые и т.п.

Из-за простого принципа действия таких устройств измерения, число факторов, которые вызывают неточное измерение немного.

Во первых , это присутствие паровой фазы в потоке продукта. Во вторых, неточность работы счетчика может быть вызвана загрязнением подвижных частей. Это еще раз говорит о важной функции применения фильтров. В третьих, точность работы устройств измерения зависит от износа подвижных частей.

Дифференциальный клапан

Дифференциальный клапан – служит для обеспечения прохождения через счетчик только жидкого продукта, посредством создания после счетчика избыточного дифференциального давления, заведомо большего, чем давление паров в емкости.

Как правило, дифференциальный клапан имен диафрагменную или поршневую конструкцию. Посредством диафрагмы или поршня происходит разделение устройства на две камеры. Верхняя связана с паровой фазой емкости , а нижняя с линией выдачи продукта. Пружина клапана располагается в полости паровой фазы и настраивается на минимальное давление в 1 кг/ см2. Когда давление жидкости меньше или равно давлению паровой фазы, клапан закрыт. Чтобы его открыть , надо создать давление, превосходящее давление паров как минимум на 0,1 МПа. Это гарантирует конденсацию паровой фазы до счетчика и прохождения через измеритель только жидкого продукта.

Началом и окончанием движения продукта в наполняемую емкость управляет электроприводная арматура. Это могут быть электромагнитные клапаны, всевозможные задвижки и краны с электро или пневмоприводами, регулирующие клапаны и т.п. Цель отсечной или регулирующей арматуры заключается в открытии линии отпуска по команде в начале заправки и закрытии ее по достижении заданной дозы отпуска. Чтобы избежать излишней нагрузки на внутренние части узлов гидравлической системы, отсечная арматура должна работать в режиме, исключающем негативное действие гидравлических ударов. Другими словами, клапаны должны , по крайней мере, открываться и
закрываться в два этапа – с малого расхода на большой в начале и наоборот в конце заправки.

Линия отпуска

Линия отпуска пропускает измеренный продукт к точке выдачи. Чтобы обеспечить точное измерение, шланг должен быть заполнен жидким продуктом в начале отпуска и под рабочим давлением. Это называется «полный рукав». Для этого раздаточные пистолеты имеют клапан, который закрывается после отпуска и отсоединения раздаточного крана.

Свойства сжиженных углеводородных газов, как впрочем, и других жидкостей, требующих учета подразумевают индивидуальный подход к выбору оборудования

Тем не менее, благодаря многолетнему мировому опыту и точным теоретическим данным о свойствах сжиженных газов имеет место универсальность оборудования, т.е. конфигурация того или иного гидравлического узла позволяет использовать его в любой технологической системе по перекачке, измерению и учету СУГ.

Наша компания ежедневно сталкивается с задачами выбора и проектирования оборудования для различных технологических систем. Благодаря собственному опыту, а также опыту мировых производителей нам удалось создать устройства, которые в любой технологической системе позволяют исключить, или, по крайней мере, минимизировать отрицательные факторы термодинамических свойств СУГ.

Таким образом, подводя итог сказанному можно сделать вывод, что выбор оборудования дол-жен быть максимально облегчен и производиться по параметрам производительности, точности, внешнего вида и т.д. (рис.4) Остальные технические характеристики оборудования (это подтверждается мировой практикой) должны быть предусмотрены самой конструкцией.

Критерии выбора технологического оборудования

Классификация природных газов

⇐ ПредыдущаяСтр 3 из 4

Вопрос классификации природных газов очень сложен, так как они имеют разнообразный состав, различное происхождение, разные условия нахождения и физическое состояние в природе. Кроме того, газы обладают большой эмиграционной способностью, создают различные смеси и редко бывают однородными по химическому составу. Одновременно с процессами образования газов идут процессы их разрушения. Например, при действии кислорода на сероводород образуется свободная сера и вода.

Первую классификацию природных газов составил В.И. Вернадский (1912), где он указал, что при изучении газов необходимо знать три следующие фактора: форму или условия нахождения газов в природе, источники их происхождения или генезис и химический состав. Согласно этим факторам В.И. Вернадский выделил три группы газов.

По форме нахождения:

Свободные газы:

· атмосферные;

· газовые скопления, содержащиеся в порах горных пород и окклюзии;

· газовые струи или вихри (вулканические, тектонические, поверхностные);

· газовые испарения.

Жидкие растворы газов:

· газы океанов и морей;

· газы озер, прудов и рек;

· газы различных водных источников (вулканических, тектонических, поверхностных).

По источникам происхождения:

· газы земной поверхности;

· газы, связанные с высокотемпературными очагами литосферы;

· газы глубинные, проникающие в земную кору из мантии.

По составу (разделение для тектонических газов):

· азотные;

· углекислые;

· метановые;

· водородные;

· сероводородные;

· водяные пары.

Позже, в развитие этой классификации был создан целый ряд классификационных схем природных газов по условиям нахождения и физическому состоянию в природе, по химическому составу, генезису и по их практической ценности и содержанию полезных компонентов. В отечественной литературе опубликовано более 20 классификаций природных газов только по химическому составу.

Ряд классификационных схем разработали М.И. Суббота и А.Ф. Романюк, которые приведены ниже.

Классификация по условиям нахождения газа в природе

Газы земной поверхности:

· тропосферы;

· стратосферы и мезосферы;

· атмосферных осадков;

· пещер и карстовых полостей.

Газы поверхностной гидросферы:

· газы океанов ;

· океанов и морей;

· рек, озер и прудов;

· поверхностных льдов;- болот.

Газы, рассеянные в горных породах:

· в порах и трещинах осадочных пород;

· сорбированные породами;

· поровых растворов;

· магматогенных пород;

· газово-жидкие включения в минералах;

· илов;

· газогидратов илов;

· почв.

Газы подземной гидросферы:

· грунтовых вод;

· вод зоны свободного водообмена;

· вод зоны затрудненного водообмена;

· мерзлых вод и газогидратов.

Свободные газы залежей:

· газовых залежей;

· газовых шапок нефтяных залежей;

· газоконденсатных залежей.

Газы, растворенные и сорбированные в биогенных ископаемых:

· растворенные в нефти;

· сорбированные углями;

· в горючих сланцах.

· Газы грязевых вулканов:

· грязевых извержений;

· грязевых грифонов.

Классификация газов по химическому составу

Преимущественно метановый (СН4 > 50 %):

· метановый (СН4 > 75 %);

· метановый газ — метано-азотный (СН4 > 50 %);

· метан-этан-пропановый (СН4 > 50 %);

· метано-углекислый (СН4 > 50 %).

Преимущественно углеводородный (тяжелее метана, ТУ >50 %):

· этан-пропановый (ТУ > 75 %);

· этан-пропан-метановый (ТУ > 50 %).

Преимущественно азотный (N2 > 50 %):

· азотный (N2 > 75 %);

· азотно-метановый (N2 > 50 %);

· азотно-углекислый (N2 >50 %);

· азотно-кислородный (N2 > 75 %, О2 > 10 %);

· азотно-кислородно-углекислый (N2 > 50 %).

Преимущественно углекислый (СО2 > 50 %):

· углекислый (СО2 > 75 %);

· углекисло-азотный (СО2 > 50 %);

· углекисло-метановый (СО2 > 50 %);

· углекисло-сероводородный (СО2 > 50 %).

Преимущественно водородный (Н2 > 50 %):

· водородный (Н2 > 75 %);

· водородно-азотный (Н2 > 50 %).

Классификация и индексация В.И. Старосельского, классификация В.А. Соколова.

Существует классификация и индексация природных газов по содержанию полезных компонентов В.И. Старосельского, которая основана на требованиях промышленности по минимальной концентрации компонентов, являющихся ценным химическим сырьем. Среди неуглеводородных компонентов газа в ней учитывается азот (А), углекислый газ (У), сероводород (Св), а среди углеводородных компонентов – метан (Н), этан (Э), тяжелые углеводороды (Т) и конденсат (К). В зависимости от пределов процентного содержания какого-либо компонента в газе, около его буквенного индекса ставится цифра от 1 до 4. Состав газа обозначается суммой индексов. Например, состав газов Астраханского газоконденсатного месторождения будет выражен следующим индексом: М2Э1Т2У4А1Св4К4. Он означает, что газ содержит метана от 30 до 70 %, этана менее 3 %, тяжелых углеводородов 5-10 %, углекислого газа более 15 %, азота менее 3 %, сероводорода более 1 % и конденсата более 200 г/м3.

Природные газы подразделяются в этой классификации по содержанию этана, который является ценным химическим сырьем, а также – по содержанию тяжелых УВ на метановые, этановые, этан-пропановые и пропан-бутановые. Метановые газы характерны для газовых скоплений. Они содержат метана от 90 до100 %, этана до 3 % и тяжелых УВ до 5 %. Этановые газы содержат этана от 3 до 6 %, тяжелых УВ от 5 до 10 %, а этан-пропановые газы — этана от 6 до 9 %, тяжелых УВ — от 10 до 30 %. Эти газы характерны, в основном, для газоконденсатных и нефтегазоконденсатных залежей. В пропан-бутановых газах концентрация тяжелых УВ составляет более 30 % и этана более 9 %. Они характерны для нефтяных залежей.

Применение природного газа в мире

Ежу понятно, что число ударов за 1 сек зависит от скорости молекул, и числа молекул n в единице объёма. При не очень сжатом газе можно считать, что N пропорционально n и v, т.е. р пропорционально nmv2.

Итак, для того чтобы рассчитать с помощью молекулярной теории давление газа, мы должны знать следующие характеристики микромира молекул: массу m, скорость v и число молекул n в единице объёма. Для того чтобы найти эти микро характеристики молекул, мы должны установить, от каких характеристик макромира зависит давление газа, т.е. установить на опыте законы газового давления. Сравнив эти опытные законы с законами, рассчитанными при помощи молекулярной теории, мы получим возможность определить характеристики микромира, например скорости газовых молекул.

Применение природного газа.

Природный газ широко применяется в качестве горючего, для отопления жилых домов, как топливо для машин, электростанций и др. Сейчас он используется в химической промышленности как исходное сырьё для получения различных органических веществ, например пластмасс.

В XIX в. природный газ использовался в первых светофорах и для освещения (применялись газовые лампы). газовая лампа В настоящее время за рубежом СПГ в основном предназначен для применения в качестве топлива на крупных электростанциях, для газоснабжения населения и промышленных объектов, покрытия пиковых нагрузок, а также как сырье для химической промышленности.

Однако, в последнее десятилетие обозначилась и наиболее интенсивно развивается еще одна область применения СПГ — это использование как универсального моторного топлива.

Применение сжиженного природного газа в качестве моторного топлива для различных видов транспортных средств (автомобильного, воздушного, железнодорожного, водного и т. д.) дает энергетические и экологические преимущества, а также является экономически выгодным, по сравнению с традиционными нефтяными и другими альтернативными видами моторного топлива.

Перспективность использования СПГ в качестве альтернативного моторного топлива для автотранспорта стало очевидным для большинства стран мира. Особенно интенсивно это направление в автомобильной технике развивается в США. В США СПГ как моторное топливо используют более 25 % муниципального транспорта Аналогичная ситуация и в Западной Европе. Так, во многих городах Германии планируется перевести на СПГ муниципальный транспорт. В Италии принята экологическая программа применения СПГ на автотранспорте. Расширяется применение СПГ и на водном транспорте. В Норвегии компания «Statoil» приступила к серийному производству судов на СПГ. В 2003 г. были построены первые два судна. Преимущества СПГ по сравнению с обычным бункерным топливом с экологической точки зрения очевидны: его использование только на двух судах в течение года сокращает выбросы окислов азота до 120 тонн. автобус на газе Инициатива «Statoil» активно поддерживается министром нефти и энергетики Норвегии, который считает ее началом полномасштабного перехода судов на СПГ. Экспериментальные суда на СПГ построены и эксплуатируются в США, Германии и ряде других стран мира.

СПГ как моторное топливо широко используется и на морских судах-метановозах, предназначенных для перевозки СПГ. За рубежом расширяется также применение сжиженного природного газа и на железнодорожном транспорте. Многолетняя безаварийная эксплуатация магистральных и маневровых тепловозов на СПГ железнодорожными компаниями «Берлингтон Нозерн», «Моррисон-Кнудсен», «Санта Фе», «Юн ион Пасифик» говорят об объективных преимуществах этого вида топлива.

В России широкого применения сжиженный природный газ пока не нашел, т. к. практически отсутствует его промышленное производство. Однако, уже обсуждаются планы о переводе всего Московского общественного транспорта на СПГ. В Москве уже появилось ряд заправочных станций, где реализуется сжиженный природный газ (метан). Такие же заправочные станции можно наблюдать и в Краснодарском крае и в Кабардино-Балкарии. применение попутного нефтеного газа

Природный газ в промышленности В последнее десятилетие 20 века в мировой экономике начала набирать силу 3-я волна популярности природного газа, как моторного топлива. По прогнозам специалистов эта волна достигнет своего высшего уровня к концу первой четверти 21 века. Первое же применение природного газа в качестве моторного топлива относится к середине 19 века, когда во Франции инженером Ленуаром был создан первый двигатель внутреннего сгорания. Топливом для этого двигателя был природный газ. Применение газового топлива в моторах с «колыбели» двигателестроения и неоднократное возвращение к применению этого вида топлива не случайно. По своим свойствам оно более всего приближается к представлениям об идеальном моторном топливе.

Природный газ по своим энергетическим, физико-химическим и экологическим показателям является очень перспективным топливом и его применение должно дать положительный эффект во многих аспектах, главными из них являются: — экономика газового моторного топлива; — энергетика природного газа; — топливная экономичность газового двигателя; — износостойкость газового двигателя; запасы газа на карте — экологическая безопасность газовых двигателей.

⇐ Предыдущая1234

Рекомендуемые страницы:

.. 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 ..

§ 2.

Природный углеводородный газ

Углеводородный газ находится в недрах Земли в виде само­стоятельных скоплений, образуя чисто газовые залежи или газо­вые шапки (свободный газ), а также в растворенном состоянии в нефти или воде.

Химический, состав природных углеводородных газов

Газы, содержащие более 100 г тяжелых углеводородов (пентана, гексана и гептана) в 1 м3, относят к «жирным», менее 100 г — к «сухим».

Пентан и высшие входят в состав газов конденсатных залежей. При снижении температуры и давления из газов этих залежей выделяется жидкая углеводородная фаза — конденсат. Сырой конденсат состоит из жидких при стандартных условиях (0,1 МПа и 20 °С) углеводородов, в которых растворено определенное ко­личество газообразных углеводородов. Стабильный конденсат состоит только из жидких при стандартных условиях углеводо­родов, т. е. пентанов и высших. Поэтому стабильный конденсат получают из сырого конденсата путем его дегазации и дебутани-зации.

Углеводородные газы обычно могут содержать углекислый газ, азот, сероводород и небольшое количество редких газов (гелия, аргона, неона). Газы с высоким содержанием H2S являются сырьем для получения почти чистой серы.

Физические свойства природных углеводородных газов

Плотность газа — это масса 1 м3 газа при О °С и атмосферном давлении. Размерность ее кг/м3. Обычно пользуются относитель­ной плотностью газа. Относительная плотность (по воздуху) естественных газов изменяется от 0,6, когда газ в основном состоит из метана, до 2 и выше, когда он содержит значительное коли­чество тяжелых углеводородов.

Вязкость углеводородных газов незначительная. Вязкость сухого углеводородного газа при О °С 13-Ю»6 Па-с, а воздуха — 17-10″* Па-с. С увеличением температуры вязкость газа и воз­духа увеличивается.

Законы газового состояния, известные из физики, справедливы для идеальных газов. Для углеводородных газов они требуют определенных корректив. Чем больше плотность газа и чем выше давление, тем больше отклонение законов для реальных газов от законов для идеальных газов.

Коэффициент сжимаемости газа — отношение объемов ре­ального и идеального газов при одинаковых условиях Z = = Vp/Vm, где Vp — объем 1 кг газа при данных давлении и тем­пературе; FH — объем 1 кг идеального газа при тех же условиях.

Коэффициент сжимаемости Z определяет и величину отношения объемов реального газа при пластовых и стандартных условиях. 96

При этом он непосредственно зависит от величин пластовых дав­ления (в Па) и температуры (в К) — Z = 0,00289 (рпл/Та11) X X (Vaa/Vor).

Величину коэффициента сжимаемости чаще всего определяют по экспериментальным кривым (рис. 32). На рис. 32 значения этого коэффициента даны в зависимости от приведенных псевдо­критических давлений и температур. Псевдокритическими дав­лением и температурой называют суммы средних взвешенных критических значений соответственно давлений и температур отдельных углеводородов, из которых состоит смесь.

Критической называется такая температура, выше которой газ не может превратиться в жидкость, критическим называется дав­ление, которое соответствует точке перехода газа в жидкость (табл. 2). Под приведенными псевдокритическими давлением и температурой понимают отношение рабочих абсолютных давлений и температур соответственно к псевдокритическим значениям давления и температуры для данного состава газа.

Пример расчета псевдокритических давлений и температур приведен в табл. 3. Зная пластовое давление и температуру, можно определить приведенные псевдокритические давление ря и температуру TR по формулам: pR = рал/рг; TR = ТПП/ТГ, где Рпл — пластовое давление, МПа; Тпл — абсолютная темпе­ратура газовой смеси в пластовых условиях, равная Т0 + ^пл (Т0 = 273 К, ^Пл — пластовая температура, °С); рг — псевдокри-

Таблица 2

Значения критических давлений и температур

Примечание. Физические свойства газов даны при р = 0,1 МПа и t = 15,5 °С’

тическое давление, МПа; Тг — псевдокритическая температура, К. Согласно закону Генри, растворимость газа в жидкости про­порциональна давлению. Углеводородные газы мало отклоня­ются от закона Генри при сравнительно низких давлениях. При высоких давлениях наблюдается взаимное растворение газа в жидкости и жидкости в газе. Коэффициент растворимости для углеводородных газов обычно составляет 0,3—2.

Таблица 3

Пример расчета псевдокритических давлений и температур

Сухие углеводородные газы в боль­шей степени подчиняются закону Ген­ри, чем жирные. Для сухих газов коэф­фициент растворимости в пределах обычных пластовых давлений остается постоянным, для жирных газов он меняется вместе с давлением. С повы­шением температуры способность газа растворяться в жидкости уменьшается. При приближении к критическому дав­лению перехода газа в жидкую фазу закон Генри неприменим.

НаТрастворимость газа в нефти влия­ет ее плотность В более тяжелых неф-тях растворимость его меньше, чем в легких (рис. 33). Это объясняется боль­шей химической близостью газа к легкой нефти. Поэтому жирные газы лучше растворяются в нефти.

Количество растворенного в нефти газа определяется при изучении проб нефти, отобранных из скважины глубинным пробо-отборником^]при пластовом давлении.

Свойства природных углеводородных газов

Природные углеводородные газы находятся в недрах земли или в виде самостоятельных залежей, образуя чисто газовые месторождения, либо в растворенном виде содержится в нефтяных залежах. Такие газы называются нефтяными или попутными, так как их добывают попутно с нефтью.

Углеводородные газы нефтяных и газовых месторождений представляют собой газовые смеси, состоящие главным образом из предельных углеводородов метанового ряда СnН2n+2, т. е. из метана СН4 и его гомологов – этана С2Н6, пропана С3Н8, бутана С4Н10и других, причем содержание метана в газовых залежах преобладает, доходя до 98 99 %.

Кроме углеводородных газов, газы нефтяных и газовых месторождений содержат углекислый газ, азот, а в ряде случаев сероводород и в небольших количествах редкий газ, такой как гелий, аргон и др.

Рассмотрим физические свойства природного газа.

1. Плотность газов существенно зависит от давления и температуры. Она может измеряться в абсолютных единицах (г/см3, кг/м3) и в относительных. При давлении 0,1 МПа и температуре 0 плотность газов примерно в 1000 раз меньше плотности жидкости и изменяется для углеводородных газов от 0,7 до 1,5 кг/м3 (в зависимости от содержания в газе легких и тяжелых углеводородов).

Относительной плотностью газа называют отношение плотности газа при атмосферном давлении (0,1 МПа) и стандартной температуре (обычно 0 ) к плотности воздуха при тех же значениях давления и температуры. Для углеводородных газов относительная плотность по воздуху изменяется в пределах 0,6 1,1.

2. Растворимость углеводородных газов в жидкости при неизменной температуре определяют по формуле,

где – объем газа, растворенного в единице объема жидкости, приведенной к стандартным условиям;

– давление газа над жидкостью,

– коэффициент растворимости газа в жидкости, характеризующий объем газа (приведенный к стандартным условиям), растворенный в единице объема жидкости при увеличении давления на 1МПа;

– показатель, характеризующий степень отклонения растворимости реального газа от идеального.

Значение и зависят от состава газа и жидкости.

Коэффициент растворимости для нефтей и газов основных месторождений России изменяется в пределах 5 11 м3/м3на 1МПа. Показатель изменяется в пределах 0,8 0,95.

На многих месторождениях природный газ первоначально существует в растворенном состоянии в нефти и выделяется из раствора только при снижении давления. Чем больше снижается давление, тем больше выделяется газа из раствора.

3. Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 0 обычно не превышает 0,01 мПа·с. С повышением давления и температуры она незначительно увеличивается. Однако при давлениях выше 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причем газы, содержащие более тяжелые углеводороды, как правило, имеют большую вязкость.

4. Теплоемкость газа – количество тепла, необходимое для нагревания единицы веса или объема этого вещества на 1 . Весовая теплоемкость газа измеряется в кДж/кг, а объемная — в кДж/м3.

5. Теплота сгорания газа какого-либо вещества определяется количеством тепла, выделяющимся при сжигании единицы веса или единицы объема данного вещества. Теплота сгорания газов выражается в кДж/кг и кДж/м3 и является основным показателем, характеризующим газ или топливо.

Если при постоянной температуре повышать давление какого-либо газа, то после достижения определенного значения давления этот газ сконденсируется, т. е. перейдет в жидкость. Для каждого газа существует определенная предельная температура, выше которой ни при каком давлении газ нельзя перевести в жидкое состояние. Наибольшая температура, при которой газ не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление, называется критической температурой.

Давление, соответствующее критической температуре, называется критическим давлением. Таким образом, критическое давление – это предельное давление, при котором и менее которого газ не переходит в жидкое состояние, как бы ни низка была температура. Так, например, критическое давление для метана приблизительно равно 4,7 МПа, а критическая температура – 82,5 .

6. Природные газы могут воспламеняться или взрываться, если они смешаны в определенных соотношениях с воздухом и нагреты до температуры их воспламенения при наличии открытого огня.

Минимальные и максимальные содержания газа в газовоздушных смесях, при которых может произойти их воспламенение, называются верхним и нижним пределом взрываемости. Для метана эти пределы составляют от 5 до 15 %. Эта смесь называется гремучей и давление при взрыве достигает 0,8 МПа.

Влагосодержание и гидраты природных газов. Состав гидратов природных газов. Гидратами углеводородных газов называются кристаллические вещества, образованные ассоциированными молекулами углеводородов и воды; они имеют различную кристаллическую структуру.

Свойство гидратов газов позволяет рассматривать их как твердые растворы. Исследования показывают, что содержание водяного пара в газообразной фазе в системе газ – гидрат меньше, чем в системе газ – вода.

Возникновение гидрата обусловлено определенными давлением и температурой при насыщении газа парами воды. Гидраты распадаются после того, как упругость паров воды будет ниже парциальной упругости паров исследуемого гидрата.

Углеводородные и некоторые другие газы, контактирующие с водой при определенных давлении и температуре, также могут образовывать кристаллогидраты. Кристаллогидраты природных газов внешне похожи на мокрый спрессованный снег, переходящий в лед. Плотность гидратов несколько меньше плотности воды – 980 кг/м3. Образование их сопровождается выделением тепла, разложение – поглощением. Существует мнение ученых-геологов, что значительные запасы природного газа связаны с газогидратными залежами, расположеннымив зонах вечномерзлотных пород, и на дне океанов, где, как известно, температура составляет 2- 3 градуса.

Добавить комментарий

Ваш адрес email не будет опубликован. Обязательные поля помечены *