Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 [ 23 ] 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100

в процессе разработки месторождений физическое состояние и свойства углеводородов с изменением давления и температуры не остаются постоянными. Для правильного установления технологического режима эксплуатации месторождения и систем сбора нефтн и газа необходимо знать изменение состояний и свойств углеводородов в широком диапазоне давления и температур.

§ 2. ХИМИЧЕСКИЙ СОСТАВ НЕФТИ И ГАЗА

В зависимости от химического состава нефти и газа изменяются их свойства в пластовых условиях и определяются закономерности движения углеводородов в пласте. Химическим составом нефти обусловлены некоторые особенности эксплуатации нефтяных месторождений. Например, одни из нефтей содержат больше парафина, смол и поверхностно-активных веществ, другие меньше. В зависимости от этого эксплуатация месторождения будет в той или иной мере осложнена из-за отложения парафина в трубах и образования водонефтяных эмульсий, которые необходимо разрушать. Следовательно, от химического состава нефти (так же как от ее физико-химических свойств и специфики месторождения) зависит характер некоторых технологических операций и промысловых сооружений. Поэтому состав нефти и ее физико-химические свойства необходимо знать с начала эксплуатации залежи. Точно так же состав углеводородов газовых и газоконденсатных л1есторождений является их важной характеристикой, которая используется при проектировании разработки месторождения и прогнозировании процессов, ожидаемых в процессе эксплуатации залежи, при транспорте и переработке газа.

Наиболее широко в нефти представлены углеводороды метанового или парафинового ряда общего состава С„Н2„+2 и полиметилено-вые углеводороды или нафтены (С„Н2„). Кроме парафинов и нафтенов в нефти содержатся и ароматические углеводороды, но они в основном не являются главной ее составной частью.

Большой интерес для промысловой практики представляют некоторые другие классы органических соединений, на присутствие которых указывает содержание в нефти кислорода, азота, серы и других элементов. Эти соединения (нафтеновые кислоты, асфальтены и т. д.) в природных нефтях содержатся в незначительном количестве. Но кислород и серусодержащие вещества существенно влияют на свойства поверхности раздела в пласте, на распределение жидкостей и газов в поровом пространстве и, следовательно, на закономерности их движения . Последнее обусловливается сравнительно ВЫСОКО!! поверхностной активностью большинства кислород- и серу-содержащих соединений нефти. В результате адсорбции таких веществ характеристика поверхности поровых каналов и других границ раздела изменяется. В результате этого увеличивается стойкость эмульсий, изменяются свойства парафиновых отложений и т. д.

Об этом более подробно см. в последующих разделах курса.

Б нефтяном месторождении совместно с нефтью почти всегда содержится газ в растворенном состоянии или в виде свободного газа газовой шайки. В подавляющем большинстве газы представляют собой смеси, состоящие главным образом из предельных углеводородов - метана СН4 и его гомологов (СНзя+г)- Наряду с углеводородами в них часто входят азот N3, углекислота СО2, сероводород HgS и редкие газы.

Состав нефти и газовых смесей выражается в виде массовой или объемной концентрации компонентов в процентах и мольных долях . Массовая концентрация в процентах какого-либо компонента газовой смеси равна массе этого компонента, деленной на массу смеси и умноженной на 100:

(М%), = 5100, (HI.1)

где Wi - масса г-го компонента; "W - суммарная масса смеси. Точно так же объемная концентрация какого-либо компонента в смеси в процентах определяется из выражения

(%) = -100, (П1.2)

где Vl - объем г-го компонента в смеси; "Vi - суммарный объем. Мольная доля компонента г/,- будет равна

У, = . (Ш-З)

Здесь /г,- - число молей г-го компонента в смеси; 2"/ - суммарное число молей в системе.

Вместо мольной доли состав смеси иногда выражают в процентах по молям (% мол.):

г/= 100. (П1.4)

Зависимость между объемной и мольной концентрациями компонентов вытекает из закона Авогадро. Так как равные объемы любых газов нри одинаковых температуре и давлении содержат одинаковое число молекул, то объем г-го компонента смеси будет пронорционален числу молей г-го компонента:

Vi = Kni, (HI.5)

При количественной характеристике состава нефти обычно указывают содержание лишь газовых компонентов и летучих жидких фракций (пентан, гексан), а все остальные компоненты рассматриваются как нелетучий остаток.

где К - коэффициент пропорциональности. Следовательно,

100=

100 =

2j Щ

100,

т. е. концентрация компонента в процентах по молям (% мол.) в смеси газов при атмосферном давлении практически совпадает с объемной концентрацией этого компонента в процентах (% об.).

Из табл. II 1.1 видно, что основным компонентом газов является метан. Содержание его в некоторых газах достигает 98%. Состав сырых конденсатов, выпадающих из газов некоторых месторождений, приведен в табл. II 1.2.

Таблица III.1

Средний объемный состав газов некоторых газовых, газокоидеисатиых месторождений и попутных газов нефтяных месторождений СССР

Газовые месторождения

При нормальных условиях углеводороды от метана сн4 до бутана с4н10 находятся в газообразном состоянии, а остальные при этих же условиях - в жидком. Пропан и бутан с повышением давления легко переходят в жидкое состояние. Упругость насыщенных паров углеводородов, т. е. то давление, при котором газ начинает конденсироваться и переходить в жидкое состояние, повышается с ростом температуры и она тем выше, чем ниже плотность углеводорода.