Propiedades físicas del gas natural

Las propiedades físicas del gas natural son multifacéticas, y aquí nos referimos principalmente a las propiedades físicas relacionadas con la geología del gas natural. El gas natural generalmente es incoloro, puede oler a gasolina o sulfuro de hidrógeno y puede arder. Debido a que la composición química cambia mucho, las propiedades físicas también cambian mucho.

(1) Densidad y densidad relativa

La densidad del gas natural se define como la masa de gas por unidad de volumen. En condiciones estándar (105 Pa, 15,55 ℃), la densidad de los principales componentes de hidrocarburos en el gas natural es de 0,6773 g/cm3 (metano) a 3,0454 g/cm3 (pentano). La densidad de las mezclas de gas natural es generalmente de 0,7~0,75 g/cm3, entre las cuales la densidad del gas asociado al petróleo, especialmente el gas soluble en petróleo, puede alcanzar hasta 1,5 g/cm3 o incluso más. La densidad del gas natural aumenta con el aumento del contenido de hidrocarburos pesados, especialmente el contenido de gas de hidrocarburos pesados ​​con un alto número de carbonos, y también aumenta con el aumento del contenido de CO2 y H2S.

La densidad relativa del gas natural se refiere a la relación entre la densidad del gas natural y la densidad del aire en las mismas condiciones de temperatura y presión, o la relación entre la masa de gas natural y la masa de aire de el mismo volumen bajo la misma temperatura y presión. La densidad relativa de los principales componentes de los hidrocarburos del gas natural es de 0,5539 (metano) a 2,4911 (pentano), y la mezcla de gas natural está generalmente entre 0,56 y 1,0. La densidad relativa del gas natural es generalmente proporcional a la masa molecular relativa. Dado que el "gas húmedo" contiene más gas hidrocarburo pesado, la densidad relativa del "gas húmedo" es mayor que la del "gas seco".

La densidad del gas natural subterráneo disminuye al aumentar la temperatura y aumenta al aumentar la presión. Sin embargo, debido a la extremadamente fuerte compresibilidad del gas natural, el volumen de gas natural en un yacimiento de gas puede reducirse de 1/200 a 1/300 del volumen de la superficie. Por tanto, el efecto de la presión es mucho mayor que el efecto de la temperatura. , la densidad del gas natural subterráneo es mucho mayor que la de la temperatura y presión de la superficie. La densidad generalmente puede alcanzar 150 ~ 250 g/cm3; la densidad del gas condensado puede alcanzar hasta 225 ~ 450 g/cm3.

(2) Viscosidad

La viscosidad del gas natural está relacionada con su composición química y su entorno. Generalmente, la viscosidad del gas natural es 0,31×10-3mPa·s a 0 ℃ y 12×10-3 mPa·s a 20 ℃. La viscosidad del gas natural generalmente disminuye a medida que aumenta la masa molecular relativa y aumenta a medida que aumentan la temperatura y la presión. Esto se debe a que la distancia entre las moléculas no se puede aumentar y un aumento de temperatura acelerará el movimiento de las moléculas de gas y aumentará el número de colisiones entre moléculas, lo que dará como resultado un aumento de la viscosidad. Además, la viscosidad del gas natural también aumenta con el aumento del contenido de gases distintos de los hidrocarburos. La viscosidad del gas natural es un parámetro importante en el estudio de la migración, el desarrollo, la recolección y el transporte del gas natural.

Figura 2-14 Curva de relación p-V-T del propano

(3) Temperatura y presión críticas

La temperatura crítica se refiere a la capacidad de una sustancia pura en el gas fase para mantener la temperatura máxima de la fase líquida. Por encima de la temperatura crítica, por muy alta que sea la presión, las sustancias gaseosas no pueden condensarse en estado líquido. A la temperatura crítica, la presión mínima requerida para licuar una sustancia gaseosa se llama presión crítica. La temperatura crítica del metano es -82,4°C. Por lo tanto, el metano subterráneo existe en estado gaseoso excepto cuando está disuelto en petróleo y agua.

Bajo ciertas condiciones a temperaturas subterráneas más altas (es decir, entre la temperatura crítica y la temperatura máxima de condensación del sistema material), los hidrocarburos líquidos pueden transformarse en estados gaseosos a medida que aumenta la presión. Esta transformación de fase se llama evaporación inversa y es la razón básica para la formación de depósitos de gas condensado. Para aclarar esta cuestión con mayor claridad, primero debemos analizar la curva de relación de presión, volumen y temperatura de un solo compuesto hidrocarbonado.

En la curva de relación p-V-T del propano (Figura 2-14), cuando el sistema está a 71,1°C, la curva de relación p-V muestra que el volumen de propano gaseoso se contrae a medida que aumenta la presión, hasta el punto . B; después de pasar el punto B, incluso si la presión aumenta al máximo, el volumen cambia muy poco. A medida que aumenta la temperatura del sistema material, el segmento de línea A'-B' de igual compresión y pequeño volumen se acorta gradualmente hasta convertirse en un punto, es decir, el punto K. El punto A es el punto de partida de la licuefacción, A'B' es la coexistencia de las fases gaseosa y líquida y mantiene el equilibrio, y el punto B es el punto de licuefacción completa. Cuando las dos fases están en equilibrio, la presión de un volumen pequeño igualmente comprimido es la presión de vapor saturado y su magnitud depende de la temperatura. El punto K es el punto crítico y la temperatura y la presión en este punto se denominan temperatura crítica y presión crítica. La temperatura crítica del propano es 96,8°C y la presión crítica es 43,4×105Pa. Cuando la temperatura excede la temperatura crítica, incluso si la presión es muy alta, el gas no se puede licuar y no hay un estado de equilibrio isobárico de dos fases.

Discutir el diagrama de estado de equilibrio de fases de sistemas de hidrocarburos multicomponentes (Figura 2-15) puede permitirnos comprender completamente el proceso de formación de yacimientos subterráneos de petróleo y gas condensado.

El punto K en la figura es el punto crítico y representa el punto de intersección de la curva del punto de burbuja y la curva del punto de rocío. El punto K1 es el punto crítico de temperatura de condensación, que representa la temperatura más alta cuando coexisten las fases gaseosa y líquida. El área 1 por encima de la curva del punto de burbujeo 4 (es decir, la línea de puntos donde el gas comienza a precipitar en la fase líquida) es la fase líquida pura (es decir, el área del depósito que contiene gas disuelto subsaturado 5 es la curva del punto de rocío (es decir, , el punto donde la fase gaseosa comienza a condensarse con el líquido), las 3 áreas fuera de K1 son áreas de fase gaseosa pura (reservorio de gas puro); las 2 áreas sobre K-K1 son áreas de reservorio de gas y petróleo condensado; Las áreas rodeadas por la curva de punto de burbuja 4 y la curva de punto de rocío 5 son el área de equilibrio de dos fases de gas y líquido, que contiene fases gaseosa y líquida, es un área de distribución de yacimientos de petróleo y gas con capas de gas libres.

Cuando el yacimiento de petróleo está enterrado a poca profundidad y la temperatura de la formación es inferior a la temperatura crítica, los cambios en el estado de fase del sistema material son consistentes con los conceptos de condensación y evaporación normales. Por ejemplo, a medida que la presión aumenta a 25 °C, el líquido condensado en el sistema aumenta gradualmente. Cuando la presión alcanza los 18 MPa (punto C1), se licua por completo.

Cuando aumenta la profundidad del enterramiento, la temperatura de formación está entre la temperatura crítica y la temperatura crítica de condensación, como 82,5°C. A baja presión, el sistema material es principalmente gaseoso, y las fases gaseosa y líquida. están en equilibrio a medida que aumenta la presión, la fase líquida Las fases aumentan gradualmente, de acuerdo con el concepto de coagulación normal. Pero cuando la presión llega a 15,5MPa (punto B2), al aumentar la presión, la fase líquida disminuye y la fase gaseosa aumenta hasta llegar al punto B1 y quedar completamente vaporizada. Esto es completamente opuesto al concepto de evaporación normal y se llama evaporación inversa. Por el contrario, la condensación del punto B1 al B2 se llama condensación inversa, y la formación de un depósito de gas condensado es el resultado de la transición de fase de la evaporación inversa.

Figura 2-15 Diagrama de fases de un sistema de hidrocarburos multicomponente

(4) Solubilidad

El gas natural es soluble en petróleo y agua. En las mismas condiciones, la solubilidad del gas natural en el petróleo es mucho mayor que la del agua. Por ejemplo, la solubilidad del metano en el petróleo es 10 veces mayor que en el agua. Cuando hay más hidrocarburos pesados ​​en el gas natural o más fracciones ligeras en el petróleo, se puede aumentar la solubilidad del gas natural en el petróleo. Además, bajar la temperatura o aumentar la presión también puede conseguir el mismo efecto. Cuando el gas natural se disuelve en petróleo, se pueden reducir la densidad relativa, la viscosidad y la tensión superficial del petróleo.

(5) Poder calorífico

El calor emitido cuando se quema una unidad de volumen (o unidad de masa) de gas natural se llama poder calorífico, y la unidad es kJ/m3 o También se pueden utilizar kJ/kg. El poder calorífico del gas natural varía mucho: el hidrógeno alcanza los 142256 kJ/m3 y el metano los 37112 kJ/m3. El poder calorífico de la humedad del gas natural es relativamente alto, alcanzando los 83680 kJ/m3. Los poderes caloríficos del carbón y del petróleo son 16736kJ/m3 y 41840kJ/m3 respectivamente.