Свойство природного газа: Физико-химические свойства природного газа

Свойства природного газа — физические и химические

Природный газ — это смесь в основном углеводородных газов, залегающих в в недрах в виде отдельных залежей и месторождений, а также в растворенном виде в нефтяных залежах или в виде, так называемых, «газовых шапок». Основные физические и химические свойства природного газа это:

Плотность газов

Плотность газов – это масса вещества в единице объема – г/см³. Для практических целей используется относительная плотность газа по воздуху, т.е. отношение плотности газа к плотности воздуха. Иначе говоря – это показатель того, насколько газ легче или тяжелее воздуха:

где ρ_в в стандартных условиях равно 1,293 кг/м³;

Относительная плотность метана – 0,554, этана – 1,05, пропана – 1,55. Вот почему бытовой газ (пропан) в случае утечки скапливается в подвальных помещениях домов, образуя там взрывоопасную смесь.

Теплота сгорания

Теплота сгорания или теплотворная способность – количество тепла, которое выделяется при полном сгорании 1 м³ газа. В среднем оно составляет 35160 кДж/м³ (килоджоулей на 1 м³).

Растворимость газа

Растворимость в нефти

Растворимость газа в нефти зависит от давления, температуры и состава нефти и газа. С ростом давления растворимость газа также возрастает. С ростом температуры растворимость газа снижается. Низкомолекулярные газы труднее растворяются в нефтях, чем более жирные.

С повышением плотности нефти, т.е. по мере роста в ней содержания высокомолекулярных соединений растворимость газа в ней снижается.

Показателем растворимости газа в нефти является газовый фактор – Г, показывающий количество газа в 1 м³ (или 1 т) дегазированной нефти. Он измеряется в м³/м³ или м³ /т.

По этому показателю залежи делятся на:

1) нефтяные — Г<650 м³/м³;

2) нефтяные с газовой шапкой – Г- 650 – 900 м³/м³;

3) газоконденсатные — Г>900 м³/м³.

Растворимость воды в сжатом газе

Вода растворяется в сжатом газе при высоком давлении. Это давление обусловливает возможность перемещения воды в недрах не только в жидкой, но и в газовой фазе, что обеспечивает ее большую подвижность и проницаемость через горные породы. С ростом минерализации воды растворимость ее в газе уменьшается.

Растворимость жидких углеводородов в сжатых газах

Жидкие углеводороды хорошо растворяются в сжатых газах, создавая газоконденсатные смеси. Это создает возможность переноса (миграции) жидких углеводородов в газовой фазе, обеспечивая более легкий и быстрый процесс ее перемещения сквозь толщу горных пород.

С ростом давления и температуры растворимость жидких углеводородов в газе растет.

Сжимаемость

Сжимаемость пластовых газов – это очень важное свойство природных газов. Объем газа в пластовых условиях на 2 порядка (т.е. примерно в 100 раз) меньше, чем объем его в стандартных условиях на поверхности земли. Это происходит потому, что газ имеет высокую степень сжимаемости при высоких давлениях и температурах.

Степень сжимаемости изображается через объемный коэффициент пластового газа, который представляет отношение объема газа в пластовых условиях к объему того же количества газа при атмосферных условиях.

С явлениями сжимаемости газов и растворимости в них жидких углеводородов тесно связано конденсатообразование. В пластовых условиях с ростом давления жидкие компоненты переходят в газообразное состояние, образуя «газорастворенную нефть» или газоконденсат. При падении давления процесс идет в обратном направлении, т.е. происходит частичная конденсация газа (или пара) в жидкое состояние. Поэтому при добыче газа на поверхность извлекается также и конденсат.

Содержание конденсата в добываемом газе оценивается через конденсатный фактор.

Конденсатный фактор

Конденсатный фактор – КФ – это количество сырого конденсата в см³, приходящегося на 1м3 отсепарированного газа.

По содержанию конденсата газы конденсатных месторождений делятся на 4 группы:

Вообще содержание конденсата достигает 1000 и более см³/м³. Например, на Карачаганакском месторождении КФ = 900 – 1130 см³/м³.

Различают сырой и стабильный конденсат. Сырой конденсат представляет собой жидкую фазу, в которой растворены газообразные компоненты.

Стабильный конденсат получают из сырого путем его дегазации. Он состоит только из жидких углеводородов – пентана и высших.

В стандартных условиях газоконденсаты представляют собой бесцветные жидкости с плотностью 0,625 – 0,825 г/см³ с температурой начала кипения от 24⁰С до 92⁰С. Большая часть фракций имеют температуру выкипания до 250⁰С.

Объемные свойства природного газа залегающего в пластах в условиях высоких температур и давлений — Прикладная наука

Основным компонентом природного газа является метан (более 90 %), объемные свойства которого подробно изучены многими исследователями в широком диапазоне параметров состояния (см., например, [1–4]). Газ в залежах обычно контактирует с краевой (подошвенной) и погребенной водой, поэтому он насыщен парами воды. При пластовых температурах, превосходящих 473,15 К, и средних давлениях содержание паров воды в газе становится весьма большим, а при высоких давлениях значительно увеличивается растворимость газа в погребенной воде. Вследствие этого водяной пар, содержащийся в природном газе, может заметно изменять объемные свойства природного газа, что необходимо учитывать при подсчете запасов и разработке глубокозалегающих газовых месторождений.

Метод определения запасов газа по падению давления при высоких температурах в залежи осложняется тем, что при падении давления должны происходить заметное испарение воды в газовую фазу и выделение газа, растворенного в погребенной воде. Более приемлемым методом определения запасов природного газа, залегающего в условиях высоких температур и давлений, является объемный метод. В объемном методе подсчета запасов учитывается часть объема залежи, занятого газовой фазой, приходящейся на долю паров растворенной в газе воды, а также увеличение объема погребенной воды за счет растворения в ней газа.

Следовательно, объемный метод подсчета запасов природного газа, залегающего на больших глубинах, основан на знании объемных свойств его смеси с водой. Для этого необходимы данные об объемных свойствах смеси основного компонента природного газа – метана – с водой в широком диапазоне параметров состояния для различных составов этой смеси. Подобная информация может быть получена расчетным путем по известным данным об объемных свойствах чистых компонентов [1–5]. Более достоверными являются экспериментальные данные, получаемые путем проведения измерений давления (p), молярного объема смеси (V_м) и температуры (T) в системе «метан – вода» в широком диапазоне параметров состояния. Расчетные и экспериментальные данные об объемных свойствах этой системы для различных значений температуры и давления и составов опубликованы [6–14].

На основе экспериментальных p,V_м,T-зависимостей (табл. 1, рис. 1,2) для модели природного газа (система «метан – вода»), полученных методом пьезометра постоянного объема по изотермам 523,15; 573,15; 623,15; 653,15 К при давлениях до 60 МПа для различных составов смеси в диапазоне молярной доли (x) воды = 0,15…0,95 [7–10], авторами дана оценка изменению объема природного газа, обусловленного растворением в нем воды в условиях высоких температур и давлений. По экспериментальным данным о p,V_м,T,х-зависимостях в системе «метан – вода» рассчитаны значения безразмерного фактора сжимаемости Z = pV_м / RT, где R = 8,314 Дж/(моль⋅К) – универсальная (молярная) газовая постоянная. При исследованных температурах 523,15; 573,15; 623,15 и 653,15 К фактор Z паров смесей воды с метаном уменьшается с ростом концентрации воды. При концентрациях водяного пара ≈ 0,23; 0,15…0. 37 и 0,34…0,46 (рис. 3) значение Z близко к 1,0, т.е. смесь «метан – вода» ведет себя как идеальный газ. Этот важный результат значительно упрощает расчет объемных свойств природного газа, содержащего водяной пар при давлениях, превышающих упругость паров воды в при данных температурах.

Рис. 1. Зависимость V_м от p и состава смеси «вода–метан» для Т = 653,15 К

Рис. 2. Зависимость p от плотности (ρ) смеси «вода – метан» для Т = 653,15 К

Рис. 3. Зависимость фактора сжимаемости смеси от давления для Т = 653,15 К

                                                                                                                                    Таблица 1

Экспериментальные зависимости параметров состояния смеси «метан – вода»

 — относительный избыточный объем смеси состава 0.5 молярные доли.

Избыточные молярные объемы смесей , определенные по выражению

где 1 и 2 – компоненты смеси, х – молярная доля второго компонента, приведены в табл. 2 и на рис. 4. Значения положительны во всей исследованной области изменения Т, р и х, т.е. смешение компонентов сопровождается увеличением объема. Относительное увеличение объема при смешении чистых компонентов для температур, далеких от критической температуры воды (647,1 К), не превышает 10 %. Для температур, близких к критической температуры воды, и давлений 20…30 МПа относительное увеличение объема при смешении достигает 40…50 % (см. рис. 4).

Рис. 4. Зависимость избыточного молярного объема смеси «метан – вода» от давления для 

Т = 653,15 К

                                                                                                                                                          Таблица 2

Избыточные молярные объемы смесей «метан – вода»

приведены в табл. 3. Видно, что кажущиеся молярные объемы водяного пара при малых концентрациях его в метане в области температур 523,15…553,15 К близки к объемам идеального газа. Этот результат необычен с точки зрения явлений, наблюдающихся при смешении метана с парами жидких углеводородов. Кажущийся молярный объем жидких углеводородов, испарившихся в метан, обычно меньше объема чистого жидкого углеводорода и может даже быть отрицательным (вода – н-октан) [14]. Кажущийся же объем водяного пара, находящегося в газообразном метане, значительно больше объема жидкой воды и приближенно равен объему идеального газа. Таким образом, кажущиеся молярные объемы водяного пара в смеси с метаном приближенно могут быть приняты равными молярному объему идеального газа V^иг_м.

Следует отметить, что в газовых залежах, контактирующих с водой (как краевой, так и погребенной), газ находится в условиях точки росы (по отношению к воде). Экспериментальные исследования, описанные в данной работе, велись в гомогенной газовой области, и поэтому их результаты не могут быть прямым образом перенесены на условия газовой залежи. Давления в газовых залежах всегда значительно выше давления пара воды при пластовой температуре. В табл. 4 приведены данные по кажущимся молярным объемам водяного пара для T = 573,15 К в условиях давлений, значительно превосходящих давления пара воды при такой температуре. В этом случае с ростом давления кажущиеся молярные объемы водяного пара становятся немного меньше объемов идеального газа, однако продолжают превосходить объемы жидкой воды.           
                                                                                                                                           
                                                                                                                                           Таблица 4      

Выполненная работа дает возможность оценить изменения объема газа, обусловленные испарением в газ воды. Так, например, по экспериментальным данным [6], при p = 25 МПа содержание водяного пара в газовой фазе системы «метан – вода» составляет 14,5 %. Такое содержание водяного пара в газе должно привести к увеличению объема газа приблизительно на 10 %. Ориентировочная оценка изменения объема природного газа при испарении в него воды может быть получена и для других значений температуры и давления.

 Судя по данным рис. 4 и табл. 5, при высоких температурах и давлении объем воды заметно увеличивается при растворении в ней метана. Соответственно, при выделении газа из воды должна наблюдаться усадка.

                                                                                                                                                                        Таблица 5
                                           Кажущиеся удельные объемы метана, растворенного в воде

Полученные результаты исследований можно использовать для введения поправок в методы подсчета запасов залежей природного газа, находящегося в условиях высоких температур и давлений.

В объемном методе подсчета запасов следует, во-первых, учитывать, что часть объема залежи, занятого газовой фазой, приходится на долю паров растворенной в газе воды; во-вторых, что объем погребенной воды в газовых залежах должен увеличиваться за счет растворения в ней газа.

Метод определения запасов газа по падению давления при высоких температурах в залежи осложняется тем, что при падении давления должны происходить заметное испарение воды в газовую фазу и выделение газа, растворенного в погребенной воде.

Полученные данные важны также для теоретического анализа растворимости в воде метана и его смесей с другими газами в условиях высоких температур.

Литература:

1. Сычев В.В. Термодинамические свойства метана: ГСССД / В.В. Сычев, А.А. Вассерман, В.А. Загурченко и др. – М.: Издательство стандартов, 1979. – 348 с.

2. Friend D.G. Thermophysical properties of methane / D.G. Friend, J.F. Ely, H. Ingharn. –, Boulder, Colorado: National Institute of Standards and Technology, 1988.

3. Базаев А.Р. PVT свойства метана при высоких температурах и давлениях / А.Р. Базаев, В.Г. Скрипка // Газовая промышленность. – 1974. – № 12. – С. 44.

4. Базаев А.Р. Возможность расчета PVT свойств метана при повышенных температурах и давлениях / А.Р. Базаев, Г.Ф. Губкина, В.Г. Скрипка // Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: сб. – М.: ВНИИЭГазпром, 1974. – № 5. – С. 30.

5. Александров А.А. Таблицы теплофизических свойств воды и водяного пара: справ. / А.А. Александров, Б.А. Григорьев. – М.: Издательство МЭИ, 1999.

6. Султанов Р.Г. Влагосодержание метана при высоких температурах / Р.Г. Султанов, В.Г. Скрипка, А.Ю. Намиот // Газовая промышленность. – 1971. – № 4. – С. 6–8.

7. Намиот А.Ю. Изменение объема и коэффициента сжимаемости воды при растворении в ней природного газа / А.Ю. Намиот, М.М. Бондарева // НТС Всесоюзного нефтегазового научно-исследовательского института (ВНИИ). – 1959. – Вып. 4. – С. 63.

8. Базаев А.Р. Объемные свойства смесей водяного пара с метаном и азотом при повышенных температурах и давлениях / А.Р. Базаев, В.Г. Скрипка, А.Ю. Намиот // Журнал физической химии. – 1975. – Т. 48. – Вып. 9. – С. 2392.

9. Базаев А.Р. Увеличение объема воды при растворении в ней метана / А.Р. Базаев, В.Г. Скрипка, А.Ю. Намиот // Газовая промышленность. – 1977. – № 2. – С. 39–40.

10. Абдулагатов И.М. Объемные свойства и вириальные коэффициенты бинарной смеси вода-метан / И.М. Абдулагатов, А.Р. Базаев, А.Э. Рамазанова // Журнал физической химии. – 1993. – Т. 67. – № 1. – С. 13.

11. Shmonov V.M. High-pressure phase equilibria and supercritical pVT data of the binary water+methane mixture to 723 K and 200 MPa / V.M. Shmonov, R.J. Sadus, E.U. Frank // J. Phys. Chem. – 1993. – Т. 97. – С. 9054–9059.

12. Fenghour A. Densities of (water+methane) in the temperature range 329 K to 588 K and at pressures up to 29 MPa / A. Fenghour, W.A. Wakeham, J.T.R. Watson // J. Chem. Thermodynamics. – 1996. – Т. 28. – С. 447–458.

13. Shvab I. Thermodynamic properties and diffusion of water + methane binary mixtures / I. Shvab, R.J. Sadus // The Journal of Chemical Physics. – 2014. – Т. 140.

14. Базаев А.Р. Объемные свойства газовых растворов водяного пара с н.гексаном и н.октаном / А.Р. Базаев, В.Г. Скрипка, А.Ю. Намиот // Журнал физической химии. – 1975. – Т. 49. – Вып. 5. – С. 1339.

15. Оганов К.А. Основы теплового воздействия на нефтяной пласт / К.А. Оганов. – М.: Недра, 1967. – 203 с.

Физико-химические свойства природного газа: Сухой газ – LNGas.

ru

Природный газ в основном состоит из метана с примесью других углеводородов и инертных газов. Примерный состав природного горючего газа может характеризоваться следующими значениями (% по объему): метан – 85-99; этан – 1,0-8,0; пропан, бутан – 0,5-3,0; азот – 0,5-0,7; углекислота – до 1,8. Природный газ месторождений характеризуется различным составом. В зависимости от состава изменяются и его теплотехнические характеристики.

Для транспортировки по стандартным магистральным трубопроводам в России природный газ должен соответствовать следующим условиям, согласно ГОСТ 5542-87 (Газы горючие природные для промышленного и коммунально-бытового назначения): точка росы по воде и углеводородам –16°C летом и –20°C зимой при давлении 7,5 МПа (стандартное давление на входе магистрального трубопровода). Газ, соответствующий условиям на транспортировку трубопроводным транспортом, называют сухим. Основные компоненты сухого газа – метан и этан. Содержание углеводородов ряда С₃-С₅ ограничено вышеуказанными условиями по точке росы. Допускается содержание CO₂ и инертных газов.

Приведем некоторые дополнительные показатели качества сухого газа по ГОСТ 5542-87. Низшая теплота сгорания составляет 8700 ккал/нм³. Обозначение нм³ относится к газу в нормальных условиях (нормальный кубический метр): это количество газа, находящегося в 1 куб. м при давлении в 1 атмосферу и температуре 0°С. Заметим, что в газовой промышленности применяется также обозначение SCM (стандартный кубический метр), отвечающий давлению в 1 атмосферу и температуре 21°С. Для него низшая теплота сгорания 8600 ккал/SCM. Массовая концентрация сероводорода допускается не более 0,02 г/SCM, массовая концентрация меркаптановой серы – не более 0,036 г/SCM, объемная доля кислорода – не более 1%, масса механических примесей не более 0,001 г/SCM.

Примерный состав и некоторые основные свойства природного (натурального) газа.

Несжиженного.

Природный газ: его компоненты, минеральная и биогенная теории

Природный газ – полезное ископаемое, составляющие которого широко используются в качестве топлива. Он невидим и не имеет запаха. В России природного газа больше, чем где-либо в мире.

Существует две версии происхождения природного газа – минеральная и биогенная.

Минеральная теория

В результате процесса дегазации Земли в пластах горных пород образуются полезные ископаемые. Из-за внутренней динамики Земли углеводороды поднимаются вверх из глубин, в зону наименьшего давления, и образуют нефтяные и газовые залежи.

Биогенная теория

Живые организмы, погибшие и опустившиеся на дно водоемов, разлагались в безвоздушном пространстве. Остатки органики, опускаясь все глубже, под воздействием температуры и давления превратились в углеводородные полезные ископаемые, в том числе – в природный газ.

Состав и физические свойства природного газа

Природный газ на 98% состоит из метана, а также из гомологов метана – этана, пропана, бутана. Иногда в природном газе может присутствовать также углекислый газ, водород и гелий.

Природный газ бесцветен и не имеет запаха (в случае, если в составе газа нет сероводорода), он легче воздуха, горючий и взрывоопасный.

Подробные свойства компонентов природного газа и его применение

Метан (СН4) – бесцветный газ без запаха, легче воздуха, горючий, но его хранение достаточно легкое. Метан используется как горючее в газовых плитах.

Этан (С2Н6) – бесцветный газ без запаха и цвета, чуть тяжелее воздуха, горючий, но не используется как топливо. Основное применение этана – получение этилена.

Пропан (С3Н8) – бесцветный газ без запаха, ядовитый. Пропан имеет свойство сжижаться при небольшом давлении, что позволяет легко отделять его от примесей и транспортировать.

Бутан (С4Н10) – по свойствам близок к пропану, имеет высокую плотность, вдвое тяжелее воздуха.

Пропан и бутан используются в качестве топлива в некоторых автомобилях. Сжиженным пропаном заправляют зажигалки.

Углекислый газ (СО2) – бесцветный газ без запаха, с кислым привкусом. В отличии от других компонентов природного газа (за исключением гелия), углекислый газ не горючий. Углекислый газ является одним из самых малотоксичных газов. Углекислый газ, даже в больших количествах, никак не влияет на здоровье человека, но он препятствует поглощению кислорода при содержании в атмосфере от 3 до 10 процентов. Такая концентрация может вызвать удушье и даже смерть.

Гелий (Не) – бесцветный, очень легкий газ без цвета и запаха. Инертный, при нормальных условиях не реагирует ни с одним из веществ. Не токсичен, не горюч, но при повышенном давлении может вызвать наркоз, как и другие инертные газы. Гелий, в отличии от любого другого газа, не существует в твердом состоянии. Гелий абсолютно нетоксичен при нормальных условиях из-за его инертности, но при повышенном давлении возникает начальная стадия наркоза.

Сероводород (Н2S) – бесцветный тяжелый газ с запахом протухших яиц. Сероводород чрезвычайно ядовит, даже при маленькой концентрации вызывает паралич обонятельного нерва. Не смотря на токсичность, сероводород, в силу антисептических свойств, применяется в сероводородных ваннах.

Токсичные свойства сероводорода очень велики – при длительном воздействии возникает головокружение, после паралича обонятельного нерва возникает иллюзия отсутствия сероводорода, но на самом деле организм перестает его ощущать. При концентрации 0,2-0,3 мг/м3 наступает отравление организма, а концентрация выше 1 мг/м3 смертельна.

Свойства некоторых других газов, не входящих в состав природного, но имеющих применение, близкое к нему:

• Этилен (С2Н4) – бесцветный газ с приятным запахом, по свойствам близкий к этану, не менее плотный и горючий. Является сырьем для получения полиэтилена.
• Ацетилен (С2Н2) – бесцветный газ, чрезвычайно горюч и взрывоопасен. Способен взрываться при сильном сжатии. Ацетилен не используется в быту из-за высокого риска пожара или взрыва. Используется для создания очень высокой температуры в металлургии (сварка и резка металлов). Из-за высокой горючести ацетилен не используется в качестве топлива в автомобилях, условия хранения этого газа должны строго соблюдаться.

Стоит отметить, что история российской газовой промышленности началась в 1811 году, Петр Соболевский создал первую установку для получения искусственного газа – термоламп, за свое изобретение он был награжден орденом. В 1819 на Аптекарском острове Санкт-Петербурге зажглись первые газовые фонари.

До двадцатого века природный газ в России считался побочным продуктом при добыче нефти, даже понятия газового месторождения не существовало. Обнаруживались они случайно, при бурении скважин. Постепенно промышленники начали осознавать, что природный газ может быть чрезвычайно полезен.

С наступлением двадцатого века началось активное развитие российской газовой промышленности, разрабатывались газовые месторождения, утилизировался попутный (нефтяной) газ.

Россия занимает первое место в мире по объему запасов природного газа, а почти 70% в этих запасах принадлежит компании Газпром.

Опасные свойства природного газа — Neftynik.RU — Russian Oil and Gas Journal

Опасные свойства природного газа. 

Токсичность (опасные свойства природного газа). Опасным свойством природных газов является их токсичность, зависящая от состава газов, способности их при соединении с воздухом образовывать взрывоопасные смеси, воспламеняющиеся от электрической искры, пламени и других источников огня.

Чистые метан и этан не ядовиты, но при недостатке кислорода в воздухе вызывают удушье.

Взрываемость (опасные свойства природного газа). Природные газы при соединении с кислородом и воздухом образуют горючую смесь, которая при наличии источника огня (пламени, искры, раскаленных предметов) может взрываться с большой силой. Температура воспламенения природных газов тем меньше, чем выше молекулярная масса. Сила взрыва возрастает пропорционально давлению газовоздушной смеси.

Природные газы могут взрываться лишь при определенных пределах концентрации газа в газовоздушной смеси: от некоторого минимума (низший предел взрываемости) до некоторого максимума (высший предел взрываемости).

Низший предел взрываемости газа соответствует такому содержанию газа в газовоздушной смеси, при котором дальнейшее уменьшение его делает смесь невзрываемой. Низший предел характеризуется количеством газа, достаточным для нормального протекания реакции горения.

Высший предел взрываемости соответствует такому содержанию газа в газовоздушной смеси, при котором дальнейшее его увеличение делает смесь невзрываемой. Высший предел характеризуется содержанием воздуха (кислорода), недостаточным для нормального протекания реакции горения.

С повышением давления смеси значительно возрастают пределы ее взрываемости. При содержании инертных газов (азот и др.) пределы воспламеняемости смесей также возрастают.

Горение и взрыв — однотипные химические процессы, но резко отличающиеся по интенсивности протекающей реакции. При взрыве реакция в замкнутом пространстве (без доступа воздуха к очагу воспламенения взрывоопасной газовоздушной смеси) происходит очень быстро.

Скорость распространения детонационной волны горения при взрыве (900—3000 м/с) в несколько раз превышает скорость звука в воздухе при комнатной температуре.

Сила взрыва максимальна, когда содержание воздуха в смеси приближается к количеству, теоретически необходимому для полного сгорания.

При концентрации газа в воздухе в пределах воспламенения и при наличии источника воспламенения произойдет взрыв; если же газа в воздухе меньше нижнего предела или больше верхнего предела воспламенения, то смесь не способна взорваться. Струя газовой смеси с концентрацией газа выше верхнего предела воспламенения, поступая в объем воздуха и смешиваясь с ним, сгорает спокойным пламенем. Скорость распространения фронта волны горения при атмосферном давлении составляет около 0,3—2,4 м/с. Нижнее значение скоростей — для природных газов, верхнее — для водорода.

Детонационные свойства углеводородов парафинного ряда. Детонационные свойства проявляются от метана до гексана, октановое число которых зависит как от молекулярной массы, так и то строения самих молекул. Чем меньше молекулярная масса углеводорода, тем меньше его детонационные свойства, тем выше его октановое число.

Свойства отдельных составляющих природного газа (рассмотрим подробный состав природного газа)

Метан (Ch5) – это бесцветный газ без запаха, легче воздуха. Горюч, но всё же его можно хранить с достаточной лёгкостью.
Этан (C2H6) – бесцветный газ без запаха и цвета, чуть тяжелее воздуха. Также горюч, но не используется как топливо.
Пропан (C3H8) – бесцветный газ без запаха, ядовит. У него имеется полезное свойство: пропан сжижается при небольшом давлении, что позволяет легко отделять его от примесей и транспортировать.
Бутан (C4h20) – по свойствам близок к пропану, но имеет более высокую плотность. Вдвое тяжелее воздуха.
Углекислый газ (CO2) – бесцветный газ без запаха, но с кислым вкусом. В отличие от других компонентов природного газа (за исключением гелия), углекислый газ не горит. Углекислый газ – один из самых малотоксичных газов.
Гелий (He) – бесцветный, очень лёгкий (второй из самых лёгкий газов, после водорода) без цвета и запаха. Крайне инертен, при нормальных условиях не реагирует ни с одним из веществ. Не горит. Не токсичен, но при повышенном давлении может вызывать наркоз, как и другие инертные газы.
Сероводород (h3S) – бесцветный тяжелый газ с запахом тухлых яиц. Очень ядовит, даже при очень маленькой концентрации вызывает паралич обонятельного нерва.
Свойства некоторых других газов, не входящих в состав природного газа, но имеющих применение, близкое к применению природного газа
Этилен (C2h5) – Бесцветный газ с приятным запахом. По свойствам близок к этану, но отличается от него меньшей плотностью и горючестью.
Ацетилен (C2h3) – чрезвычайно горючий и взрывоопасный бесцветный газ. При сильном сжатии способен взрываться. Он не используется в быту из-за очень большого риска пожара или взрыва. Основное применение – в сварочных работах.

Применение

Метан используется как горючее в газовых плитах.  Пропан и бутан – в качестве топлива в некоторых автомобилях. Также сжиженным пропаном заполняют зажигалки.  Этан в качестве горючего используют редко, основное его применение – получение этилена. Этилен является одним из самых производимых органических веществ в мире. Он является сырьём для получения полиэтилена. Ацетилен используется для создания очень высокой температуры в металлургии (сверка и резка металлов). Ацетилен очень горюч, поэтому в качестве топлива в автомобилях не используется, да и без этого условия его хранения должны строго соблюдаться. Сероводород, несмотря на его токсичность, в малых количествах применяется в т.н. сероводородных ваннах. В них используются некоторые антисептические свойства сероводорода.
Основным полезным свойством гелия является его очень маленькая плотность (в 7 раз легче воздуха). Гелием заполняют аэростаты и дирижабли. Водород ещё более лёгок, чем гелий, но в то же время горюч. Большую популярность среди детей имеют воздушные шарики, надуваемые гелием.

Процесс горения

Все углеводороды при полном окислении (избыток кислорода) выделяют углекислый газ и воду. Например:
Ch5 + 3O2 = CO2 + 2h3O
При неполном (недостаток кислорода) — угарный газ и воду:
2Ch5 + 6O2 = 2CO + 4h3O
При ещё меньшем количестве кислорода выделяется мелкодисперсный углерод (сажа):
Ch5 + O2 = C + 2h3O.
Метан горит голубым пламенем, этан — почти бесцветным, как спирт, пропан и бутан — жёлтым, этилен — светящимся, угарный газ — светло-голубым. Ацетилен — желтоватым, сильно коптит. Если у Вас дома стоит газовая плита и вместо обычного голубого пламени вы видите жёлтое — знайте, это метан разбавляют пропаном.

Примечание:

Гелий, в отличие от любого другого газа, не существует в твёрдом состоянии.
Веселящий газ – это тривиальное название закиси азота N2O.

Что читают ещё из данной тематики:

Изучение физико-химических свойств кислых компонентов природного и нефтяного газа Текст научной статьи по специальности «Науки о Земле и смежные экологические науки»

ИЗУЧЕНИЕ ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИХ СВОЙСТВ КИСЛЫХ КОМПОНЕНТОВ ПРИРОДНОГО И НЕФТЯНОГО ГАЗА

Рахимов Б.Р.

Рахимов Бобомурод Рустамович — преподаватель, кафедра технологии нефте-газохимической промышленности, факультет технологии нефте-газохимической промышленности, Бухарский инженерно-технологический институт, г. Бухара, Республика Узбекистан

Аннотация: в данной статье изучены физико-химические свойства кислых компонентов природного газа и нефтяного газа, к числу нежелательных химических примесей, содержащихся в природных и в нефтяных газах относятся токсичные и коррозионно-агрессивные серосодержащие соединения, а также негорючие инертные газы, снижающие теплоту сгорания углеводородного газа. Среди серосодержащих примесей чаще всего присутствуют сероводород (h3S), серооксид углерода (COS), сероуглерод (CS2), меркаптаны (C„h3n.i-SH), а в газовом конденсате — также сульфиды (R-S-R) и дисульфиды (R-S-S-R).

Ключевые слова: газоконденсат, природный газ, нефтяной газ, коррозия, агрессивная среда, инертный газ, углеводород, сероводород, серооксид углерода, сероуглерод, меркаптан, тиол, газовый конденсат, сульфид, дисульфид.

Сероводород (h3S). Из сернистых соединений, входящих в состав природных газов, сероводород является наиболее активным. В нормальных условиях — это бесцветный газ с запахом тухлого яйца, плотностью 1,93 кг/куб м. Сероводород -сильный нервно-паралитический яд: острое отравление человека наступает при концентрации 0,2-0,3 мг/л, а концентрация 1 мг/л — смертельна. При вдыхании сероводорода в этой концентрации отравление развивается почти мгновенно: судороги и потеря сознания оканчиваются смертью от остановки дыхания. Индикатором на повышение концентрации сероводорода являются глаза — жжение, покраснение, опухание век. Его токсичность проявляется также в раздражающем действии на слизистые оболочки верхних дыхательных путей. Предельно-допустимая концентрация его в воздухе рабочих помещений составляет 0,01 мг/л [1].

В большинстве же случаев очистку газов предпринимают не только для доведения содержания в нем вредных примесей до установленных норм, но и для их извлечения с целью промышленной утилизации. Сероводород, выделяемый при очистке, перерабатывают в элементарную серу или серную кислоту. Так, например, более 30% мирового производства серы — из природных газов, богатых сероводородом; более 5 млн.т./год серы производят в настоящее время УДП Шуртаннефтгаз и Мубарекский ГПЗ.

Сероуглерод (дисульфид углерода, CS2) — летучая бесцветная жидкость плотностью 129.7 кг/куб м, кипящая при температуре 46,3°С. В воде не растворяется, но придает ей запах, хорошо растворим в этаноле и хлороформе. В воздухе легко воспламеняется. При повышенных температурах реагирует с водородом, образуя сероводород [2].

Сероуглерод ядовит, вызывает острые отравления при концентрациях в воздухе даже 0,001 мг/куб м.

Серооксид углерода (COS) — бесцветный легко воспламеняющийся очень ядовитый газ не имеющий запаха, конденсирующийся при температуре 50,2°С, ПДК серооксида углерода — не более 1 мг/куб м в производственных помещениях, не более 0,15 мг/куб м — в населенных пунктах. При нагревании разлагается с образованием диоксида углерода, сероуглерода, оксида углерода и серы [3].

Меркаптаны (тиолы, RSH) — аналоги спиртов, в которых кислород замещен атомом серы. В связи с тем, что энергия диссоциации связей S-H меньше, чем связей О-Н, меркаптаны химически более активны, чем спирты. Это сероорганические соединения с резким неприятным запахом, нерастворимые в воде, но хорошо

растворимые в органических растворителях. Резкий запах меркаптанов используется при применении их в качестве одорантов природного газа, особенно при испытании на плотность газовых сетей и систем. При контакте с металлами меркаптаны реагируют с ними с образованием меркаптидов металлов, тоесть протекает так называемая меркаптановая коррозия. При нагревании до 300оС меркаптаны разлагаются с образованием сероводорода и сульфидов. Для большинства катализаторов меркаптаны являются ядами [4].

Список литературы

1. Мановян А.К. Технология первичной переработки нефти и природного газа. М.: Химия, 1999. 567 с.

2. Николаев В.В., Бусгина Н.В. Основные процессы физической и физико-химической переработки газа. М.: Недра, 1998. 184 с.

3. Бекиров Т.М. Первичная переработка природных газов. М.: Химия, 1997. 256 с.

4. Fahim М.А., Al-Sahhaf Т.А., Elkilani A.S. Fundamentals of Petroleum Refining. Great Britain, Elsevier, 2010. Р. 492.

Свойства природного газа

Природный газ — это встречающаяся в природе смесь углеводородных и неуглеводородных газов, обнаруженная в пористых пластах под поверхностью земли. Это не чистый элемент, такой как кислород, а смесь газов, в которой углеводородные газы являются горючими компонентами и выделяют тепло.

Природный газ, распределяемый коммунальными предприятиями, различается по составу. Углеводороды, производящие тепло, состоят из элементов углерода и водорода.Метан (Ch5) — всегда самый крупный компонент. Этан, пропан (C3H8) и бутан — более тяжелые, «горячие» углеводороды, добываемые из скважин природного газа, и присутствуют в низкой концентрации. Азот, кислород и углекислый газ являются основными компонентами (99,9%) воздуха, но считаются загрязнителями природного газа.

Что такое природный газ?
Прочтите подробную статью Американской газовой ассоциации, ведущей организации по газоснабжению и трубопроводам. Что такое природный газ?

Сжигание природного газа — это химическая реакция кислорода с горючим материалом, выделяющая тепло.

Есть три требования для горения. Если один из этих трех компонентов отсутствует, возгорание не произойдет.

• Топливо (в данном случае природный газ).
• Кислород.
• Источник возгорания.

Природный газ не будет гореть, если воспламеняемость смеси не превышает примерно 4–15% газа на объем воздуха. Выше и ниже этих значений он не будет гореть. Самая эффективная или идеальная смесь — это около 10% газа.

Горючая смесь природного газа с воздухом также имеет очень высокую температуру воспламенения, около 1150 ° F, что почти вдвое превышает температуру воспламенения бензина.Вот возможные источники возгорания:

• Любое открытое пламя, такое как запальная лампа, спичка или зажженная свеча.
• Искра статического электричества.
• Выключатель света.
• Нагревательный элемент или двигатель в электрическом приборе.
• Двигатель внутреннего сгорания, работающий или запускаемый.
• Трансформатор электрический электрический.
• Звонок в дверь

Природный газ легче воздуха, поэтому он может быстро рассеиваться в воздухе, что затрудняет случайное возгорание.Он также бесцветен, нетоксичен и не имеет вкуса в естественном состоянии. При добыче из земли природный газ не имеет запаха. PNG добавляет нетоксичный химический одорант под названием меркаптан, чтобы облегчить запах утечек. Однако бывают случаи, когда запах одоранта слабый или отсутствует, даже если есть утечка.

В совокупности эти факторы делают случайное возгорание или возгорание природного газа маловероятным. Тем не менее, помочь вам научиться безопасно использовать чистый природный газ в вашем доме — одна из наших главных задач.Для вас и вашей семьи важно понимать природный газ и соответствующую информацию по безопасности.

Химический состав природного газа

Природный газ — это природная газовая смесь, состоящая в основном из метана. Газ, поставляемый Enbridge Gas, поступает от производителей Западной Канады, США и Онтарио. Хотя газ из этих источников имеет аналогичный анализ, это не совсем то же самое. В таблице ниже представлены типичные компоненты природного газа в нашей системе и типичные диапазоны этих значений (с учетом различных источников).

Обратите внимание, что нет никакой гарантии следующего состава в вашем регионе или в качестве общего среднего значения системы. Поскольку разные источники газа поступают в газовую систему Enbridge в разных местах, точный состав на любом участке будет варьироваться в зависимости от региона и с течением времени. Средняя теплотворная способность системы будет зависеть от смеси источников газа (которые все больше контролируются нашими клиентами) и, следовательно, может отличаться от типичного значения, указанного ниже.

* Общая теплотворная способность — это общая теплота, полученная при полном сгорании при постоянном давлении единицы объема газа в воздухе, включая тепло, выделяемое при конденсации водяного пара в продуктах сгорания (газ, воздух и горение). продукты, взятые при стандартной температуре и давлении).

Сера:

В газовой системе Enbridge типичное содержание серы составляет от 3 до 6 мг / м ³ .Это включает от 3 до 5 мг / м ³ серы в одоранте (меркаптане), добавляемом в газ по соображениям безопасности.

Водяной пар:

Содержание водяного пара в природном газе в газовой системе Enbridge составляет менее 65 мг / м ³ и обычно составляет от 16 до 32 мг / м ³ .

Типичные характеристики горения природного газа:

Обратите внимание, что нет гарантии, что характеристики горения в вашем месте будут точно такими, как показано. Показанные свойства являются средними по газовой системе Enbridge.

• Точка воспламенения: 564 ^o C *
• Пределы воспламеняемости: 4% — 15% (объемный% в воздухе) *
• Теоретическая температура пламени (стехиометрическое соотношение воздух / топливо): 1953 ^o C *
• Максимальная скорость пламени: 0,36 м / с *

* Информация взята из отчета Ortech № 26392, Расчеты характеристик горения для типичного состава газа Союза, 2017.

Свойства природного газа

Природный газ — это встречающаяся в природе смесь углеводородных и неуглеводородных газов, обнаруженная в пористых пластах под поверхностью земли.Это не чистый элемент, такой как кислород, а смесь газов, в которой углеводородные газы являются горючими компонентами и выделяют тепло.

Природный газ, распределяемый коммунальными предприятиями, различается по составу. Углеводороды, производящие тепло, состоят из элементов углерода и водорода. Метан (Ch5) — всегда самый крупный компонент. Этан, пропан (C3H8) и бутан — более тяжелые и «горячие» углеводороды, добываемые из скважин природного газа, и присутствуют в их низкой концентрации. Азот, кислород и углекислый газ являются основными компонентами (99.9%) воздуха, но считаются загрязнителями природного газа.

Что такое природный газ? Прочтите подробную статью Американской газовой ассоциации — ведущей организации в сфере газоснабжения и трубопроводов на сайте What is Natural Gas? . Также есть хорошая статья с дополнительной информацией Здесь

Сжигание природного газа — это химическая реакция кислорода с горючим материалом, выделяющая тепло.

Есть три требования для горения.Если один из этих трех компонентов отсутствует, возгорание не произойдет.

• Топливо (в данном случае природный газ)
• Кислород
• Источник возгорания

Природный газ не будет гореть, если воспламеняемость смеси не превышает примерно 5-15% газа в воздухе; наиболее эффективная или идеальная смесь составляет около 10% газа.

Горючая смесь природного газа с воздухом не воспламеняется, пока ее температура не поднимется до минимальной температуры воспламенения, которая составляет 1150 ° F.Вот возможные источники возгорания:

• Любое открытое пламя, такое как запальная лампа, спичка или зажженная свеча
• Искра статического электричества
• Выключатель света
• Нагревательный элемент или двигатель в электрическом приборе
• Двигатель внутреннего сгорания при работе или запуске
• Трансформатор электрический
• Звонок в дверь

Свойства природного газа — PetroWiki

Природные нефтяные газы содержат различные количества различных (в основном алканов) углеводородных соединений и одного или нескольких неорганических соединений, таких как сероводород, диоксид углерода, азот (N ₂ ) и вода.При описании, измерении и сопоставлении физических свойств природного газа необходимо учитывать это разнообразие составляющих. В этой статье обсуждаются фазовое поведение, поведение объемной температуры (PVT), плотность газа и коэффициент объема пласта (FVF), вязкость, определение свойств пластового флюида, ретроградное поведение и уравнения состояния (EOS).

Типы газовых резервуаров

Коллектор сухого газа определяется как производящий единый состав газа, который является постоянным в пласте, стволе скважины и арендованном оборудовании для разделения на протяжении всего срока эксплуатации месторождения.Некоторые жидкости могут быть извлечены путем переработки на газовом заводе. Коллектор влажного газа определяется как производящий единый газовый состав в перфорационные отверстия добывающей скважины на протяжении всего срока его службы. Конденсат будет образовываться либо при выходе на поверхность, либо в арендованном сепарационном оборудовании. Коллектор с ретроградно-конденсатным газом изначально содержит однофазный флюид, который при понижении пластового давления меняется на две фазы (конденсат и газ) в пласте. Дополнительный конденсат образуется при изменении давления и температуры в НКТ и во время арендной сепарации.С точки зрения коллектора, сухой и влажный газ можно обрабатывать одинаково с точки зрения продуктивных характеристик, поведения давления и потенциала извлечения. Гидравлика ствола может быть разной. Исследования ретроградно-конденсатных газовых пластов должны учитывать изменения выхода конденсата по мере снижения пластового давления, возможность снижения продуктивности скважины по мере увеличения жидконасыщенности вблизи ствола скважины и влияние двухфазного потока на гидравлику ствола скважины.

Фазовое поведение пластов природного газа

Широко принятая система классификации нефтяных пластовых флюидов основана на пяти классах:

• Масла малоусадочные (сырые)
• Масла многоусадочные (летучие)
• Ретроградно-конденсатные газы
• Влажные газы
• Сухие газы

Типовые фазовые диаграммы для категорий газов показаны на рис.С 1 по 3 .

• Рис. 1 — Фазовая диаграмма ретроградно-конденсатного газа. ^[1] (Источник: Свойства нефтяных жидкостей , второе издание, Уильям Д. Маккейн младший Copyright Pennwell Books, 1990.)

• Рис. 2 — Фазовая диаграмма влажного газа. ^[1] (Источник: Свойства нефтяных жидкостей , второе издание, Уильям Д. Маккейн младший. Copyright Pennwell Books, 1990.)

• Рис. 3 — Фазовая диаграмма сухого газа. ^[1] (Источник: Свойства нефтяных жидкостей , второе издание, Уильям Д. Маккейн младший Copyright Pennwell Books, 1990.)

Ретроградно-конденсатный флюид имеет фазовую оболочку, так что пластовая температура находится между критической температурой и крикондентермом ( Рис. 1 ). В результате при падении давления в пласте будет образовываться жидкая фаза, а количество и плотность добываемых жидкостей со временем будут меняться.Конденсатные жидкости обычно имеют «белый цвет» или светлый цвет (коричневый, оранжевый или зеленоватый), с плотностью обычно от 40 до 60 ° API. Выход добываемой жидкости может достигать 300 STB / MMscf. McCain ^[1] предполагает, что, когда выходы ниже примерно 20 STB / MMscf, даже несмотря на то, что соображения фазового поведения могут показывать ретроградное поведение, количество выпадающей жидкости в резервуаре незначительно. Основные трудности при добыче конденсатных пластов заключаются в следующем:

• Отложение жидкости возле ствола скважины вызывает снижение газоотдачи, которая может приближаться к 100% в пласте с проницаемостью менее 50 мД.
• Большое количество наиболее ценных углеводородных компонентов остается в пласте, а не добывается

В пласте с влажным газом температура выше крикондентерма ( Рис.2 ). Следовательно, в резервуаре никогда не образуется жидкая фаза. Значительное количество жидкости все еще может образовываться (конденсироваться) на поверхности или даже в стволе скважины. Термин «конденсат» часто применяется к любой жидкости из легких углеводородов, добываемой из газовой скважины. Однако термин «резервуар конденсата» следует применять только к ситуациям, когда конденсат фактически образуется в резервуаре из-за ретроградного поведения. Коллекторы влажного газа всегда можно рассматривать как содержащие однофазный газ в пласте, в то время как коллекторы с ретроградным конденсатом — нет.Коллекторы влажного газа обычно производят жидкости с плотностью, аналогичной плотности ретроградного конденсата, но с дебитом менее примерно 20 STB / MMscf. ^[1]

В коллекторе с сухим газом крикондентерм намного ниже, чем температура коллектора ( Рис. 3 ), что приводит к небольшому или отсутствию добычи жидкости на поверхности. Несколько произвольно отсеченный дебит жидкости 10 STB / MMscf иногда используется для различения коллекторов с сухим газом.

Хотя разница между ретроградно-конденсатным и влажным газами заметна, разница между влажным и сухим газами гораздо меньше.Как для влажных, так и для сухих газов инженерные расчеты резервуаров основаны на однофазном пластовом газе. Единственная проблема заключается в том, имеется ли достаточный объем добываемой жидкости для учета в таких расчетах, как материальный баланс или гидравлика ствола скважины. Ретроградные системы требуют более сложных расчетов с использованием уравнений состояния (EOS) и других передовых инженерных методов.

Поведение давления / объема / температуры (PVT)

В основе поведения PVT газа лежит закон идеального газа и, в более широком смысле, закон реального газа:

……………….. (1)

Универсальная газовая постоянная в практических единицах

……………….. (2)

По экономическим причинам большинство (но не все) манометры показывают нулевое давление, когда давление равно атмосферному давлению окружающей среды. Следовательно, атмосферное давление необходимо добавить к манометрическому давлению, чтобы преобразовать его в абсолютное значение. Для большинства инженерных целей атмосферное давление обычно принимается равным 14,7 фунтов на квадратный дюйм (101 кПа). Для точных научных и инженерных приложений фактическое атмосферное давление (т.е.е. барометрическое давление, которое меняется в зависимости от места и времени). Стандартные температура и давление устанавливаются различными правительственными агентствами и должны определяться для конкретного месторождения или коллектора, чтобы быть уверенным, что запасы и добытые количества указываются с правильной базой. Стандартная температура SPE составляет 59 ° F (15 ° C), а стандартное давление — 14,696 фунтов на квадратный дюйм (101,325 кПа).

Применение Ур. 1 , в практическом смысле, должен учитывать, как определять различные коэффициенты для нефтяных газов, которые представляют собой смеси нескольких компонентов.Такие определения будут включать кажущуюся молекулярную массу и z (с использованием псевдосниженных давления и температуры и поправок на неуглеводородные компоненты).

Плотность газа и объемный коэффициент пласта

Плотность газа можно рассчитать по закону реального газа после определения коэффициента z . Для давления в фунтах на квадратный дюйм и температуры в ° R плотность в фунт-м / фут ³ определяется по формуле

……………….. (3)

Для давления в кПа, температуры в К и плотности в кг / м ³ ,

……………….. (4)

Коэффициент объема газового пласта определяется как объем, занимаемый газом в пластовых условиях, деленный на объем в стандартных условиях:

……………….. (5)

Вторая и третья строки Eq. 5 дает B _г при стандартном давлении 14,696 фунтов на кв. Дюйм и стандартной температуре 60 ° F.

В единицах СИ с использованием стандартных значений давления и температуры SPE,

……………….. (6)

Вязкость

Вязкость большинства газов колеблется от 0,01 до 0,03 сП, что затрудняет их точное измерение. Точное определение вязкости газа не имеет большого экономического значения. Вместо этого значения обычно определяются на основе одной из двух корреляций.

Первый широко используемый сегодня, от Ли и др. , ^[2] задается в форме уравнения как

……………….. (7)

где, а

Плотность газа в Ур.7 в г / см ³ , когда p и T указаны в единицах нефтепромысла (psia, ° R). Эквивалентная формула для единиц СИ (давление и температура в кПа и К соответственно):

……………….. (8)

На рис. 4 показаны значения вязкости газа, полученные из этой корреляции для природного газа с плотностью 0,80.

• Рис. 4 — Вязкость природного газа плотностью 0,80 в зависимости от давления и температуры согласно Lee et al . ^[2] корреляция.

Другая распространенная корреляция ^[3] влечет за собой двухэтапный графический процесс и является громоздким для компьютерных приложений. Поскольку вязкость газа редко требуется с большой точностью, Lee et al. ^[2] корреляция наиболее применима для современной практики разработки месторождений.

Определение свойств пластового флюида

Конденсация жидкостей из флюидов влажного газа и ретроградного конденсата в системе добычи означает, что газ, добываемый из сепарационного оборудования, может значительно отличаться от газа, который течет в ствол скважины из коллектора.Как правило, газ-сепаратор будет иметь меньшую плотность и будет содержать меньше высокомолекулярных углеводородов в смеси.

Для надлежащих лабораторных измерений необходимо отобрать забойную пробу. Альтернативой является восстановленная проба, которая создается путем смешивания газа и жидкости, произведенных в сепараторе, пропорционально их относительной производительности. Когда составы жидкого и газообразного потоков были измерены, состав смеси может быть определен из

……………….. (9)

Обратите внимание, что

……………….. (10)

……………….. (11)

Относительные молярные количества могут быть определены путем преобразования измеренных произведенных объемов либо в моль, либо в эквивалентные стандартные кубические футы. Для газовой фазы преобразование произведенного объема, относящегося к стандартным условиям, в моль составляет

……………….. (12)

Для жидкости преобразование объема в моль

……………….. (13)

Если объем жидкости измеряется при стандартных условиях, плотность можно рассчитать на основе удельного веса или плотности в градусах API. Если молекулярная масса жидкости не измеряется, ее можно приблизительно определить с помощью Gold et al. ^[4] корреляция:

……………….. (14)

Альтернативой преобразованию измеренных объемов в моль является преобразование всех измеренных объемов в эквивалентные стандартные объемы, поскольку стандартный объем прямо пропорционален молям (через значение стандартного молярного объема).Эта процедура имеет то преимущество, что измеренные объемы газа не нужно преобразовывать (это необходимо только для объемов жидкости).

Объемы жидкости преобразуются в стандартные объемы эквивалентного газа с использованием параметра, называемого газовым эквивалентом нефти. Этот параметр представляет собой эффективный стандартный объем, занимаемый углеводородами, которые являются жидкими на поверхности, но находятся в газовой фазе в скважинных условиях. Этот параметр рассчитывается

……………….. (15)

GE _o рассчитывается с нефтепромысловыми единицами в Mscf / STB (второй член ниже использует стандартные условия 14.696 фунтов на квадратный дюйм и 60 ° F) по

……………….. (16)

В единицах СИ, GE _o в стандартном м ³ / стандартном м ³ является (при стандартных условиях 101,325 кПа и 15 ° C)

……………….. (17)

Объемы добычи жидкости умножаются на GE _o для определения эквивалентного стандартного объема газа в коллекторе; то есть,

……………….. (18)

где — фактический объем нефти, измеренный в условиях резервуара, и — объем нефти в газовом эквиваленте.

Эти уравнения также могут использоваться для определения эквивалентной добычи газа чистых углеводородов, отделенных от газа на перерабатывающем предприятии. Значения удельного веса и молекулярной массы для чистых компонентов можно найти в стандартных источниках, таких как Справочник Ассоциации поставщиков газоперерабатывающих предприятий (GPSA). ^[5] Кроме того, если добыча жидкости измеряется в сепараторе, а не в резервуаре, в условиях Eq. 16 или Ур. 17 можно использовать с температурой и давлением сепаратора, а не со стандартной температурой и давлением.

Относительные объемы газовой и жидкой фаз можно рассчитать как

……………….. (19)

Когда состав скважинного потока недоступен, для определения свойств газа необходимо использовать корреляции, требующие расчета плотности потока скважины (смеси) на основе плотности газа сепаратора (часто называемого сухим газом) и удельного веса добываемого газа. жидкость (конденсат или масло):

……………….. (20)

, где нижний индекс g относится к плотности сепараторного газа, wg относится к скважинному газу, а o относится к добытому конденсату (нефти). Y — выход добытого конденсата. Корреляцию Голда можно использовать для оценки молекулярной массы конденсата.

В нефтепромысловых единицах с доходностью в STB / MMscf,

……………….. (21)

В единицах СИ с выходом в стандартном м ³ / стандартном м ³ ,

……………….. (10.22)

Измерение ретроградного поведения

Когда в пласте начинает образовываться жидкая фаза, добываемый поток больше не является репрезентативным для состава пластового флюида, а скорее является только составом флюидов, поступающих в ствол скважины.Ситуации, в которых содержание жидкости в газах является высоким, требуют использования передовых лабораторных испытаний и / или моделирования уравнения состояния для измерения и прогнозирования этих многофазных эффектов.

Лабораторные измерения PVT-поведения конденсатных систем аналогичны испытаниям, используемым для мазута; однако основной интерес вызывает измерение относительно небольших количеств конденсированной жидкости. В целом, системы с соотношением добываемого газа / нефти 15000 стандартных кубических футов / куб. Фут (67 стандартных кубических футов / куб. Фут) имеют выпадение жидкости примерно от 4 до 6% по объему, в то время как в коллекторах с соотношением около 50000 куб. 1% к объему. ^[1]

Для ретроградных флюидов обычно проводят два типа испытаний: расширение постоянного состава (CCE) и истощение постоянного объема. Примеры см. В таблицах 1–3 .

• Таблица 1 — Пример полевых и аналитических данных для исследования ретроградной жидкости. ^[6]

• Таблица 2 — Пример объемного поведения конденсатной скважинной жидкости. ^[6]

• Таблица 3 — Исследование истощения при 256 ° F.

Таблица 1 ^[6] дает составы газовых и жидких потоков сепаратора и другие данные, используемые при получении рекомбинированного образца для анализа состава пластового флюида.

CCE, использующий визуальную ячейку, определяет точку росы пластового флюида при пластовой температуре и общий объем пластового флюида как функцию давления. Также можно измерить объем жидкости, образовавшейся при давлениях ниже точки росы. Таблица 2 ^[6] показывает результаты такого теста.Термин «относительный объем» относится к объему газа плюс жидкость по сравнению с объемом точки росы. Объем ретроградной жидкости выражается в процентах от порового пространства, что, по сути, показывает, как средняя насыщенность конденсата изменяется при изменении среднего пластового давления. Фиг. 5 — графическое представление относительного объема конденсата.

• Рис. 5 — Пример зависимости объема ретроградной жидкости от давления. ^[6]

Визуальные ячейки также могут использоваться для моделирования снижения давления.Достоверность этих испытаний основана на предположении, что ретроградная жидкость, которая конденсируется в резервуаре, не будет подвижной. Это предположение справедливо, за исключением очень богатых газовых / конденсатных коллекторов. Если значительная ретроградная жидкость становится подвижной и мигрирует в добывающие скважины, данные относительной проницаемости газа / жидкости должны быть измерены и использованы для корректировки прогнозируемой добычи.

Таблица 3 представляет собой пример исследования истощения визуальных ячеек на том же ретроградном газе, свойства которого показаны в таблицах 1 и 2 .

Исследование истощения начинается с расширения пластового флюида в ячейке до тех пор, пока не будет достигнуто первое давление истощения (5000 фунтов на кв. Дюйм в этом примере). Жидкость в ячейке приводится в равновесие, и наблюдается объем ретроградной жидкости. Газ удаляется из верхней части ячейки, при этом поддерживается постоянное давление до тех пор, пока углеводородный объем ячейки не станет таким же, как в начале испытания. Объем удаленного газа измеряется при давлении истощения и температуре коллектора, анализируется на состав и измеряется при атмосферном давлении и температуре.

Закон идеального газа можно использовать для расчета «идеального объема» при давлении истощения и температуре резервуара газа, отводимого из ячейки. Разделив идеальный объем на фактический, получаем коэффициент отклонения z для добытого газа. Это указано в Таблице 4 под z для равновесного газа. Фактический объем газа, остающийся в ячейке в этот момент, представляет собой газ, первоначально находившийся в ячейке при давлении точки росы, за вычетом газа, полученного на первом уровне истощения.Разделение фактического объема, остающегося в ячейке, на рассчитанный идеальный объем, оставшийся в ячейке при этом первом давлении истощения, дает показанный коэффициент двухфазного отклонения. Двухфазный коэффициент z является эквивалентным коэффициентом z , который включает общий объем газа плюс жидкость:

……………….. (23)

Двухфазный коэффициент z — это правильное значение для таких вещей, как p / z анализ ретроградно-конденсатных коллекторов.

• Таблица 4 — Определения «общей» разности потенциалов Δ _Ψ для различных жидкостей.

Серия расширений и перемещений при постоянном давлении повторяется при каждом давлении истощения до тех пор, пока не будет достигнуто произвольное давление прекращения. Давление ликвидации считается произвольным, поскольку не было выполнено никаких инженерных или экономических расчетов для определения этого давления с целью изучения пластового флюида.

При конечном давлении истощения измеряются составы добываемого скважинного потока и ретроградной жидкости. Эти данные включаются в качестве контрольного состава в том случае, если исследование используется для целей материального баланса состава.

Данные о составе могут использоваться с константами равновесия (определяемыми либо лабораторными измерениями, либо общими корреляциями) для определения извлечения на различных стадиях снижения давления, представленных лабораторными измерениями.В этом случае начальное содержание конденсата составляло 181,74 STB / Mrcf (213 STB / Mscf), а количество, извлеченное от точки росы до 700 фунтов на квадратный дюйм, составляло 51,91 STB / Mrcf. Коэффициент объема газообразования составил 0,6472 RB / Mscf при начальных условиях и 0,6798 RB / Mscf в точке росы. Если углеводородное поровое пространство размером 500 × 10 6 футов ³ было определено из объемных расчетов, то из этих данных и данных, представленных в таблице 3 , извлечение за счет снижения давления будет

……………….. (24)

Эти расчеты показывают большое количество жидкости, остающейся в пласте при истощении, даже при отличном дренаже в скважины. Дальнейшее снижение добычи можно ожидать из-за того, что участки коллектора недостаточно дренированы существующими скважинами.

Чтобы справиться с такими эффектами фазового поведения более чем эмпирическим образом, требуется использование симуляторов PVT. Эти симуляторы основаны на уравнениях состояния, которые описывают фазовые объемы и состав жидких и газовых фаз как функции давления и температуры.Поскольку молекулы углеводородов взаимодействуют друг с другом в растворе, коэффициенты УС не всегда достаточно известны. PVT-тесты, такие как описанные, наряду с известным составом исходной жидкости, могут использоваться для «настройки» соответствующего EOS для достижения результатов, которые почти совпадают с измерениями. После завершения процесса настройки эти коэффициенты можно использовать для прогнозирования различных рабочих условий с некоторой степенью надежности.

Уравнения состояния

Когда влияние сложного фазового поведения на фазовый состав и физические свойства не может быть точно рассчитано с помощью простых подходов, часто желательно использовать уравнение состояния (EOS).Подход EOS часто необходим при работе с летучими маслами и ретроградно-конденсатными газами.

EOS обеспечивают численный метод расчета как состава, так и относительного количества для каждой фазы, присутствующей в системе. При моделировании коллектора расчеты EOS обычно ограничиваются двумя углеводородными фазами: жидкой (олеиновой) фазой и газовой фазой. Однако бывают ситуации, когда водная фаза включается в расчеты EOS, или даже в которых может присутствовать третья углеводородсодержащая фаза (например,г., при затоплении CO ₂ ). Обычно это делается в более продвинутых симуляторах композиции.

Двумя наиболее распространенными EOS, используемыми в нефтяной инженерии, являются уравнения Пенга-Робинсона и Соаве-Редлиха-Квонга, которые исторически были выведены из уравнения Ван-дер-Ваальса. Эти три уравнения называются «кубическими», потому что они дают кубическое представление для молярного объема. Основные уравнения следующие:

Идеальный газ

……………….. (25)

ван дер Ваальс

……………….. (26)

Соаве-Редлих-Квонг

……………….. (27)

Пенг-Робинсон

……………….. (28)

Параметры a _c , α ( T ) и b определяются эмпирически из экспериментальных данных (для чистых компонентов это критическая температура и давление и заданная точка на кривая давления пара), α ( T ) является функцией температуры и имеет значение 1 при критической температуре.Обратите внимание, что параметры имеют разные значения в зависимости от уравнения.

Читателю отсылают к текстам, например, Ahmed, ^[7] Pedersen et al. , ^[8] McCain, ^[1] и Whitson and Brule. ^[9]

Номенклатура

Константа

Параметр

Относительное число молей в газовой фазе

Относительное количество общих молей в масляной фазе

Производительность

Параметр

Список литературы

1. ↑ ^{1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 1,6} McCain, W.D. Jr. Свойства нефтяных жидкостей, PennWell, Tulsa (1990).
2. ↑ ^{2,0 2,1 2,2} Ли А.Л., Гонсалес М.Х. и Икин Б. 1966. Вязкость природных газов.J Pet Technol 18 (8): 997–1000. SPE-1340-PA. http://dx.doi.org/10.2118/1340-PA
3. ↑ Карр, Н.Л., Кобаяши, Р., и Берроуз, Д. 1954. Вязкость углеводородных газов под давлением. J Pet Technol 6 (10): 47-55. http://dx.doi.org/10.2118/297-G
4. ↑ Голд, Д.К., Маккейн-младший, В.Д., и Дженнингс, Дж. 1989. Усовершенствованный метод определения удельного веса пластового газа для ретроградных газов (включая сопутствующие документы 20006 и 20010). J Pet Technol 41 (7): 747-752.SPE-17310-PA. http://dx.doi.org/10.2118/17310-PA
5. ↑ Технические данные. 1987 г. Талса: Ассоциация поставщиков газоперерабатывающих предприятий.
6. ↑ ^{6,0 6,1 6,2 6,3 6,4} Кац, Д.Л. и Ли Р.Л. 1990. Газовая инженерия — производство и хранение. Нью-Йорк: Макгроу-Хилл.
7. ↑ Ахмед, Т. 1989. Поведение углеводородной фазы. Хьюстон: Gulf Publishing Co.
8. ↑ Педерсен, К.С., Фреденслунд, А., и Томассен, П.1989. Свойства масел и природных газов. Хьюстон: Gulf Publishing Co.
9. ↑ Whitson, C.H. и Брюле, М.Р. 2000. Фазовое поведение, Vol. 20. Ричардсон, Техас: Серия монографий, SPE.

Интересные статьи в OnePetro

Используйте этот раздел, чтобы перечислить статьи в OnePetro, которые читатель, желающий узнать больше, обязательно должен прочитать

Внешние ссылки

Используйте этот раздел, чтобы предоставить ссылки на соответствующие материалы на других веб-сайтах, кроме PetroWiki и OnePetro.

См. Также

Петрофизические свойства газовых коллекторов

PEH: Газ — резервуары

Natural Gas — обзор

Физические свойства и характеристики горения

Природный газ: физические свойства и особенности горения 69

Florisson O.И Берри П. (1989). Быстрое определение индекса Воббе природного газа.

Физический журнал. Часть E. Научные приборы ISSN 0022-3735, Vol. 22, №2, с. 123-

128.

Герен Х. (1981) Traité de Manage & d’analyse des Gaz. Эд. Массон 2-е издание.

Гринспен М. и Вименитц Ф.Н. (1953). Акустический вискозиметр для газов — Часть I. Национальное бюро стандартов

Отчет № 2658. стр. 25. OSTI ID: 4379711.

Hanley H.Дж., Маккарти Р. Д. и Хейнс В. Н. (1975). Уравнение для коэффициентов вязкости и термической проводимости

метана, Криогеника, Vol. 15, No. 7, p413-417

Hauptmann P., Hoppe N. and Püttmer A. (2002). Применение ультразвуковых датчиков в обрабатывающей промышленности

. Измер. Sci. Technol. 13 R73 — R83, ISSN 0957-0233

Heyden W.H.V. И Берг Р.А. (1998) Измерение теплотворной способности с помощью каталитического сжигания.

Патент США, US 0 575 986 2A, стр.1–14, 1998.

Hirschfelder J.O., Curtiss C.F. И Бёрд Р. Б. (1954). Молекулярная теория газов и жидкостей / Под ред.

Джон Вили, ISBN 978-0-471-40065-3.

Hornemann J.A.T. (1995) Метод определения теплотворной способности газа и / или индекса Воббе

природного газа. Европейский патент, EP 0665953 B1, стр. 1-9.

Инграйн Д. (1990). Калорийность газов (на французском). Technique de l’ingénieur, ISSN 0399-4147

Vol.RC3, No. R 2980, pp. 1-10.

Jaescheke M., Benito A., Fredheim A., Henault JM, Viglietti B., van Wesenbeeck P.,

Klimeck R., Kunz O. & Wagner W. (2003), Проект GERG: широкий спектр справочных материалов

уравнение состояния природного газа. Gas- und Wasserfach. Газ Эрдгаз, Том. 144, № 7,

с. 430—435, ISSN 0016-4909.

Яешке М. и Шлей П. (1995). Идеальные термодинамические свойства газа для природного газа

.Международный журнал теплофизики, Vol. 16, № 6, с. 1381—1392,

ISSN 0195-928X, DOI 10.1007 / BF02083547.

Кельнер Э., Миначи А., Оуэн Т. Э, Бурзински-младший. М. и Петулло С. П. (2004). Прибор для прецизионного измерения скорости звука в газе

. Патент США, US

2004/0093948 A1.

Лейкер М., Кристоф К., Ранкл М., Картельери В. и Плейфер У. (1972). Оценка детонационных свойств газообразного топлива

по метановому числу и его практическое применение

в газовых двигателях, ASME paper No.72-ДГП-4, Т. 94, выпуск 7, стр. 55

Le Neindre B. (1998). Теплопроводность газов и жидкостей (на французском) / Под ред. Technique de

l’ingénieur, K 427, p1-43.

Лубар К., Рахмуни К., Ле Корре О. и Тазеру М. (2007). Метод определения горючих свойств природных газов

без горения, Топливо, Том. 86, No.

16, p 2535-2544, ISSN 0016-2361, DOI: 10.1016 / j.fuel.2007.02.024.

Морроу Т. и Беринг К.А. (1999). Технология измерения расхода энергии и обещание

снизить эксплуатационные расходы. 4-й Международный симпозиум по расходу жидкости

Measurement, Денвер, Колорадо. 28-30 июня, стр. 1-12, 1999.

Mason E.A. и Мончик И. (1962). Теплопроводность многоатомных и полярных газов, Журнал химической физики

, Vol. 36, стр. 1622-1962. ISSN 0021-9606

doi: 10.1063 / 1.1732790

Mason E.A. и Саксена С.C. Приближенная формула теплопроводности газовых смесей

, Физика жидкостей, Том 1, № 5, с. 361-369, ISSN 0031-9171

DOI: 10.1063 / 1.1724352.

Neufeld P.D., Jansen A.R. И Азиз Р.А. (1972). Эмпирические уравнения для расчета 16 из

транспортных интегралов столкновений

*

), (sl

 для потенциала (12-6), Journal of Chemical

Physics, Vol. 57, p 1100-1102, ISSN 0021-9606

Пикенекер К., Тримис Д. и Вавжинек К. (2000). Работа котлов

и топок регулируется избыточным воздухом с помощью измерения числа Воббе. 5-я Европейская конференция по промышленным печам и котлам

(INFUB5), ISBN 972-8034-04-0, Эшпиньо-Порту,

Португалия (11.04.2000)

Пинвидич Дж.Дж., Юен Г.Л. и Пелус Г.П. (2000). Метод и устройство для определения теплотворной способности природного газа

оптическим способом и в реальном времени.Патент США,

US S6157455A.

Сайкали К., Руссо С., Рахмуни К., Ле Корре О. и Трюффе Л. (2008). Безопасная эксплуатация

определение условий для стационарных газовых двигателей SI, Технология переработки топлива,

Vol. 89, No. 11, 1p169-1179, ISSN 0378-3820

Rahmouni C., Le Corre O. и Tazerout M. (2003-a). Онлайн-определение свойств природного газа

, Comptes Rendus Mecanique, Vol. 331, вып.8, страницы 545-550, ISSN 1631-

0721, DOI: 10.1016 / S1631-0721 (03) 00126-8.

Рахмуни К., Тазеру М. и О. Ле Корре (2003-b). Определение свойств горения

природных газов с помощью псевдокомпонентов *, Топливо, Vol. 82, № 11, страницы

1399-1409, ISSN 0016-2361, DOI: 10.1016 / S0016-2361 (03) 00029-2.

Рахмуни К., Тазеру М. и Ле Корре О. (2004). Метод определения по крайней мере одного энергетического свойства

газовой топливной смеси путем измерения физических свойств газовой смеси

, Патент US2004195531, 2004-10-07, Также опубликован как US70

,

FR2827961, RU 2004102387, WO03012435, EP1412742

Рид Р.К., Праусниц Дж. М. и Полинг Б. Э. (1987). Свойства газов и жидкостей. Эд. McGraw

Hill Book Company, четвертое издание, ISBN 978-0-07-118971-2.

Рожей А., Дюран Б., Джаффрет К., Джуллиан С. и Вале М. (2000). Природный газ: Добыча —

переработка — транспортировка (перевод Н. Маршалла), Eds Technip, ISBN-13 978-

2710806936

Starling KE и Savidge JL (1992), Коэффициенты сжимаемости природного газа и др.

углеводородные газы.Комитет по измерениям передачи AGA. Отчет 8, Американская газовая ассоциация

.

Таке М. и Кастнер Дж. (2003). Фотометрический прибор и фотометрический метод для определения

высшей теплотворной способности испытательного газа. Патент США, US 6555820B1.

Терстон Р.Р., Хаммонд П.С. и Прайс Б.Л. (2002). Метод и устройство для измерения

теплотворной способности газа. Патент США, US 6442996B1.

Ульбиг П.И Хобург Д. (2002). Определение теплотворной способности природного газа различными методами

. Thermochimica acta. Vol. 382, №1-2, с. 27–35, ISSN 0040-6031.

Фогель Э., Вильгельм Дж., Кюхенмейстер К. и Яешке М. (2000). Высокоточные измерения вязкости

по метану, Высокие температуры-высокие давления, об. 32, № 1, с. 73-81,

DOI: 10.1068 / htwu359.

Уилхем Дж., Гиллис К.А., Мель Дж. Б. и Молдовер М. Р. (2000).Усовершенствованный акустический вискозиметр Greenspan

. Международный журнал теплофизики, Том 21, № 5, с. 983-997,

ISSN 0195-928X, DOI: 10.1023 / A: 1026471

7

Wilke C.R. (1950). Вязкость для газовых смесей, Journal of Chemical Physics, Vol. 18, p517-519,

ISSN 0021-9606

миллионов владеют газом и нефтью под своей землей. Вот почему только некоторые богаты: NPR

Джим Барретт стоит рядом с колодцем на своей ферме в округе Брэдфорд, штат Пенсильвания.Он обвиняет Chesapeake Energy в том, что он обманул его и лишил королевских денег.

Мари Кьюсик / StateImpact Pennsylvania

скрыть подпись

переключить подпись

Мари Кьюсик / StateImpact Pennsylvania

Джим Барретт стоит рядом с колодцем на своей ферме в округе Брэдфорд, штат Пенсильвания.Он обвиняет Chesapeake Energy в том, что он обманул его и лишил королевских денег.

Мари Кьюсик / StateImpact Pennsylvania

США — одна из немногих стран в мире, которые позволяют частным лицам владеть полезными ископаемыми под их землей, и эта политика восходит к отцам-основателям, которые стремились поставить частные интересы над интересами Британской короны. Этот финансовый стимул для нового бурения во многом объясняет бум добычи природного газа в стране.По оценкам Национальной ассоциации владельцев роялти, около 12 миллионов американских землевладельцев получают роялти за разработку запасов нефти, газа и других ресурсов, находящихся в их собственности.

Но по мере того, как производство в США достигает рекордных уровней — недавно оно превысило предыдущий рекорд в 1970 году — сложная сеть законов и судебных постановлений эволюционирует в отношении того, как распределяются эти роялти. Это создает огромные различия в том, сколько денег на самом деле получают владельцы недвижимости, и вызывает ряд судебных исков с обвинениями энергетических компаний в их выкупе.

История двух владельцев полезных ископаемых

Это неравенство проявляется в богатой газом сланце Марцеллус в Пенсильвании.

Когда газовые компании обратились к Чарли Кларку и Джиму Барретту, двум фермерам, живущим в соседних округах, оба решили разрешить им бурить.

Кларк говорит, что ему казалось, что он «выиграл в лотерею», и он каждый день благодарен за две газовые скважины, пробуренные на его молочной ферме. По его оценкам, он получает около 10 000 долларов в месяц в виде роялти за газ.

«Вот что мы сделали с нашими деньгами на бензин», — говорит Кларк, стоя в своем новом сарае, заполненном коровами. «Этот сарай здесь стоил 40 000 долларов, и мы смогли построить его из своего кармана».

Когда он рос в сельском округе Саскуэханна на северо-востоке Пенсильвании, его семья экономила и откладывала только на то, чтобы купить самое необходимое, например новую обувь.

Теперь, когда буровые установки въехали в город и он начал получать гонорарные чеки, у Кларка вновь появилось чувство финансовой безопасности.

«Мы живем, как раньше, но без стресса», — говорит Кларк. «Все счета оплачены. Ваш ребенок должен поступить в колледж? Нет проблем».

Он хороший пример того, как работает процесс выплаты роялти. Происходит это так: газовые компании и землевладельцы подписывают договор аренды до начала бурения. Роялти — это деньги, выплачиваемые владельцу полезных ископаемых, такому как Кларк, за право использовать свои ресурсы. Согласно договоренности, это будет определенный процент дохода от продажи газа.

Кларк сдан в аренду компании Chief Oil and Gas.Компания получает необходимый ей газ, а Кларк получает деньги. Но он знает, что другие люди с такими же газовыми скважинами выбывают из строя.

«Я благодарю Бога каждый день за то, что это произошло здесь», — говорит он, а не в нескольких милях к западу.

Фермер Чарли Кларк купил новый пресс-подборщик сена на гонорары, полученные от разработки природного газа на своей земле.

Мари Кьюсик / StateImpact Pennsylvania

скрыть подпись

переключить подпись

Мари Кьюсик / StateImpact Pennsylvania

Фермер молочной фермы Чарли Кларк купил новый пресс-подборщик сена на гонорары, полученные от разработки природного газа на своей земле.

Мари Кьюсик / StateImpact Pennsylvania

Вычеркнутый

Вот где живет Джим Барретт, примерно в 40 милях отсюда, в округе Брэдфорд, на том, что он описывает как «довольно типичную горную ферму».

Как и Кларк, он благодарен за бурение.

«Благодаря ему округ Брэдфорд выжил, — говорит он. По его словам, если бы не газовая промышленность, его община «была бы городом-призраком в 2008 или 2010 годах» после Великой рецессии.

Но для Барретта газовая стрела не оправдала ожиданий.

Он говорит, что Chesapeake Energy, которая управляет четырьмя скважинами на его ферме, ворует у него, и он присоединился к коллективному иску против компании. Chesapeake, который отказался комментировать эту историю, защищает себя от судебных исков как минимум в семи штатах за якобы недоплату роялти.

По подсчетам Барретта, Чесапик должен ему сотни тысяч долларов за газ, откачанный с его фермы.В прошлом компания заявляла, что стремится работать со своими владельцами роялти, чтобы отвечать на вопросы.

Кларк и Барретт, возможно, начинали с аналогичными надеждами, но их различный опыт показывает, насколько сложно землевладельцам ориентироваться в газовом бизнесе и как трудно принимать решения.

Почему несоответствие?

Большая часть споров вокруг роялти сводится к концепции, известной как затраты на постпроизводство: расходы на транспортировку и очистку газа по сети трубопроводов.Чтобы покрыть расходы, бурильщики могут удерживать суммы гонораров.

Некоторые землевладельцы соглашаются с этим, в то время как другие заключают договор аренды, который запрещает это, говорит адвокат Джон МакФарланд, представляющий землевладельцев в юридической фирме Graves, Dougherty, Hearon and Moody, расположенной в Техасе. Многие другие подписывают договоры аренды, в которых это вообще не рассматривается. Макфарланд говорит, что даже когда рассматриваются возможные вычеты, формулировка аренды может быть расплывчатой. Это дает газовой компании возможность брать вычеты, даже если землевладелец возражает.

Споры по поводу затрат на постпроизводство возникли по всей стране, поскольку добыча нефти и газа резко возросла, что является результатом новых технологий горизонтального бурения и гидроразрыва пласта, которые позволяют буровикам вскрывать сланцевую породу.

К 2014 году Соединенные Штаты производили столько нефти и газа, что это привело к глобальному избытку предложения. Именно тогда начали поступать жалобы на эти удержания, — говорит Гэри Презлер, вице-президент правления Национальной ассоциации владельцев роялти.

Многие страны-производители энергии пострадали во время экономического спада, поскольку компании обанкротились, рабочие были уволены, а налоговые поступления от добычи нефти и газа упали. В большинстве из них, например в Северной Дакоте, где живет Презлер, из скважин добывают как нефть, так и газ. Когда цены резко упали, нефть внезапно перестала стоить того, что было раньше, говорит он, но газ по-прежнему нужно было транспортировать и обрабатывать, и эта стоимость оставалась неизменной.

«Именно тогда люди увидели, что их чеки значительно сократили», — говорит он.Некоторые даже получили отчеты с отрицательным балансом, что означает, что они не будут получать больше роялти, пока баланс снова не станет положительным.

В Пенсильвании из скважин добывается в основном газ, поэтому землевладельцы, такие как Барретт, сразу заметили, когда компании брали большие необъяснимые вырубки. Некоторые землевладельцы Пенсильвании годами жаловались на непомерные вычеты. Тем не менее, у многих нет причин жаловаться. Кларк, например, говорит, что считает свои выводы разумными.

Лоскутное одеяло из судебных решений, обвинения в мошенничестве

На протяжении многих лет некоторые землевладельцы подавали в суд, когда считали, что их обманывают.Это привело к путанице судебных постановлений во многих штатах, определяющих толкование договоров аренды.

Некоторые землевладельцы нанимают юриста для заключения договора об аренде с явным выражением запрета на вычеты или точным указанием того, какие расходы могут быть сняты. По словам профессора права Техасского университета Оуэна Андерсона, чем больше у человека доли в колодце, тем больше у него возможностей на переговорах по договору аренды, который работает в его или ее пользу.

Но не все идут по этому пути.

«Как часто бывает, эти землевладельцы и владельцы полезных ископаемых подписывают эти предложения об аренде, предлагаемые компанией, без обсуждения условий и без консультации с юристом», — говорит Андерсон.

Позже, если они считают, что им не платят честно, их варианты невелики. Они могут нанять эксперта для проверки своих гонораров и обратиться в суд, но некоторые не могут себе этого позволить.

Preszler говорит, что лучший вариант — не допустить, чтобы землевладельцы подписывали плохие договоры аренды.

«Намного проще попытаться правильно выполнить условия на начальном этапе, чем пытаться управлять и решать проблему позже», — говорит он.Его группа разрабатывает семинар, чтобы лучше просвещать землевладельцев.

В Пенсильвании закон, действующий несколько десятилетий назад, гарантирует минимальный размер роялти в размере 12,5%. Но Верховный суд штата постановил, что удержания все же могут производиться, даже если они снизят эту ставку. В течение четырех лет владельцы полезных ископаемых настаивали на том, чтобы этого не происходило, но до сих пор Законодательный орган не принял закон.

Другое дело в Западной Вирджинии, где владельцы королевских особ только что одержали победу. Законодатели вмешались после того, как в прошлом году Верховный суд штата принял сторону энергетических компаний.Теперь губернатор подписал новый закон, запрещающий газовым и нефтяным компаниям вычитать постпроизводственные расходы по определенным видам аренды.