Анализ типа месторождения газа

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Основные параметры

Газовые законы

закон Авогадро - 1кмоль газа при нормальных условиях ( р=760 мм рт. ст.; Т=0⁰С) занимает объём 22.41м³;

закон Дальтона - аддитивности парциальных давлений p_i

р= ? р_i ; (1.1)

закон Амаги - аддитивности парциальных объёмов v_i

v=е v_i . (1.2)

Определения:

аддитивным называется суммарное физическое свойство смеси, определяемое как сумма произведений молярных (объёмных) долевых концентраций компонентов в смеси на свойства этих компонентов;

парциальное давление компонента смеси p_i - давление, которое он бы имел при удалении из объёма, занимаемого смесью, остальных компонент при неизменных величинах начального объёма и температуры;

парциальный объём компонента смеси v_i- объём, который он бы имел при удалении из объёма, занимаемого смесью, остальных компонент при неизменных величинах начального давления и температуры.

Параметры газовых смесей

Плотность газа в нормальных условиях определяется по закону Авогадро

r--= М/22.41, кг/м³, (1.3)

где М - молекулярная масса, М=G/m.

Относительная плотность - плотность газа отнесённая к плотности воздуха _в при тех же значениях давления и температуры

. (1.4)

При определении относительной плотности надо иметь в виду, что стандартными условиями в физике считаются 0⁰С и 0,1013МПа, а коммерческие расчеты в газовой промышленности приводятся к условиям t=20⁰С и p=0,1013МПа. Соответственно, плотность воздуха в первом случае _в0= 1,293кг/м³, а во втором - _в0= 1,205кг/м³. Плотность воздуха при требуемом давлении определяется по формуле

_в = 1,1665р (1.4.1)

Для сравнительной характеристики газа удобнее использовать относительную плотность при нормальных физических условиях

₀=₀ / 1,293. (1.4.2)

Состав природного газа характеризуется концентрациями (содержанием) компонент, которые подразделяются на:

массовые g_i=G_i /G;

молярные y_i=m_i /m;

объёмные x_i=v_i /v.

Здесь: i - номер компоненты; G,m,v - масса, число молей и объём; величины без индексов относятся к смеси.

При известных молекулярных массах компонент М_i и смеси М можно осуществить переход от объёмных концентраций к массовым и наоборот:

g_i=x_i M_i /M. (1.5)

При этом по закону Авогадро y_i=x_i.

При известных концентрациях и параметрах компонент средние характеристики смеси определяются следующим образом:

давление р=p_i /x_i (1.6)

объём v=v_i /x_i (1.7)

молекулярная масса M=--е (x_i М_i)/100=100/--е (g_i /M_i) (1.8)

плотность r--=100/--е--(g_i /--r--_i)=100M/--е (x_i M_i)/--r_i=--е (x_i r--_i) (1.9)

В формулах (1.8, 1.9) концентрация дана в процентах.

Содержание тяжелых углеводородов в газе. Объём паров после испарения жидкости

Принято считать, что в газе три тяжелые фракции: пропановая, бутановая и газовый бензин. Последний принимается состоящим по массе из 1/3 бутана и 2/3 пентана (плюс вышекипящие).

Если дан массовый или молярный состав газа, то содержание тяжелых компонентов в г/м³ определяется по формуле

А_i=10g_iсм= 10у_ii, г/м³. (1.10)

Здесь: g - содержание данного тяжелого углеводорода в газе, мас.%; _см - средняя плотность природного газа, кг/м³; у - содержание данного тяжелого углеводорода в газе, мол.%; - плотность данного тяжелого углеводорода, кг/м³.

После определения содержания в газе отдельных компонентов пересчитывают содержание в нём n- бутана и газового бензина При этом считают, что в газовый бензин целиком переходит пентан плюс вышекипящие и часть нормального бутана, по величине равная половине содержания пентана плюс вышекипящие.

Пропан бутановая фракция при повышенных давлениях находится в жидком состоянии и переходит в газообразное при понижении давления до атмосферного. Объём паров, получаемый после испарения жидкого углеводорода( при нормальных физических условиях р=0,1013МПа, Т=273 К ), можно вычислить по формуле

V_п=G / _п= 22,41 G / М, м³, (1.11)

где М - молекулярная масса углеводорода, _п - плотность паров углеводорода при нормальных условиях; G - масса жидкого углеводорода, кг.

Если имеется смесь жидких углеводородов, то объём паров подсчитывается по (1.11) с подстановкой средней молекулярной массы смеси испарившихся углеводородов.

Критические и приведённые термодинамические параметры

Критическим называется такое состояние вещества, при котором плотность вещества и его насыщенного пара равны друг другу. Параметры, соответствующие этому состоянию, называются критическими параметрами.

Критической Т_кр называется такая температура, выше которой газ под действием давления любого значения не может быть превращён в жидкость. Давление р_кр, необходимое для сжижения газа при критической температуре, называется критическим. Критическим объёмом v_кр называют объём, равный объёму одного моля газа при критических давлении и температуре. Для природных газов значения Т_кр и р_кр при известных параметрах компонент x_i, p_крi, Т_крi определяются как среднекритические ( псевдокритические ).

Когда природный газ содержит меньше 10 об.% высококипящих углеводородов и неуглеводородных компонентов, псевдокритические параметры определяются по формулам:

p_кр=--е(P_крi x_i) , Т_кр =--е(T_крi x_i) (1.12)

Для газов газоконденсатных месторождений, а также газов, содержащих свыше 10 об.% тяжелых углеводородных и неуглеводородных компонентов, формулы (12) дают погрешность. Поэтому необходимо использовать следующие формулы:

(1.12.1)

При отсутствии данных о компонентном составе фракций С₇₊ для газовых месторождений псевдокритические параметры этих фракций можно заменить критическими параметрами гексана. Для газоконденсатных месторождений псевдокритические параметры С₇₊ определяются по графикам в зависимости от молекулярной массы или можно использовать следующие зависимости:

(1.13)

Если компонентный состав газа неизвестен, псевдокритические параметры можно определить по относительной (по воздуху) плотности газа .(при наличии в газе азота, сероводорода и углекислого газа в псевдокритические параметры вводятся поправки по правилу аддитивности с соответствующим знаком):.

а) газовые месторождения

p_кр= 49.5 - 3.7. [ aтa]; Т_кр= 93 + 176. [ ^oK] (1.14)

при 0.5 0.9.

в) газоконденсатные месторождения

(1.14.1)

Часто в расчетах используют так называемые приведённые давления p_пр и температуры Т_пр:

p_пр=p/ p_кр; Т_пр=Т/Т_кр.

2.Определение типа залежи

По составу углеводородов

В зависимости от условия залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на:

а) газовые - нет тяжелых углеводородов ( метан- 95-98%; относительная плотность

?0.56; при понижении температуры выделения жидких углеводородов не происходит);

б) газонефтяные - сухой газ + жидкий газ(пропан -бутановая смесь) + газовый бензин С₅₊ ( метан = 35-40%, этан = 20%, жидкий газ = 26-30%, газовый бензин = 5%, не углеводороды = 8-13%, 1.1);

в) газоконденсатные - сухой газ + конденсат(бензиновая, керосиновая, лигроиновая и иногда масляная фракции) ( метан =75-90%, этан = 5-9%, жидкий газ = 2-5%, газовый бензин = 2-6%, не углеводороды = 1-6%, 0.7-0.9).

г) газогидратные - газ в твердом состоянии.

Метод Коротаева, Карпова

Метод Коротаева Ю.П. и Карповам А.К. - тип залежи определяется по соотношению в газе изобутана к нормальному бутану:

а)газовые - i-С₄Н₁₀ / n-C₄H₁₀ =g>1;

б)газоконденсатно-нефтяные, газонефтяные и попутный газ - g =0.5-0.8;

в)газоконденсатные - g =0.9-1.1.

Состав природных газов, добываемых из конкретных месторождений

Физико-термодинамические свойства углеводородных компонент природного газа

Физико-термодинамические свойства неуглеводородных компонент природного газа

газ углеводороды термодинамический

Единицы измерения

Пример расчета

По данному массовому составу газа, величине пластового давления p_пл определить:

-содержание в нем пропана, бутана и газового бензина;

- параметры смеси;

- критические и парциальные параметры;

-вид залежи.

Табл

Решение

1. Определяем среднюю молекулярную массу газа по (1.8)

2. Находим плотность газа при нормальных условиях по (1.3)

_см=32,15/22,41=1,43 кг/м³

3. Находим содержание тяжёлых углеводородов в газе по (1.10) в г/м³

Т.о., газового бензина (пентан целиком) и n-бутана (по величине, равной половине пентана) в составе газа будет

117+117/2=175,5 г/м³;

Находим относительную плотность газа по (1.4.2)

₀=1,43/1,293=1,106.

Определяем объёмные концентрации y_i компонент по (1.5), парциальные давления p_i по(1.6):

7. Определим тип залежи:

а) Имеем - =1,106; метана-39,09%; жидкого газа (пропан-бутановая фракция) - 31%, газ. Бензина 8%. Т.о. по разделу (3.1) месторождение можно считать газонефтяным.

в) по Коратаеву - g=0,27. Газ можно отнести к газонефтяному.

8. Найдем объём паров после испарения 702 кг пропан -бутановой фракции, в которой содержится: пропана - 542 кг, бутана - 160кг.

Находим процентное содержание пропана и бутана в данной фракции:

пропан - g = 542^.100 / 702=77,2%;

бутан - g= 100-77,2= 22,8%.

Определим среднюю молекулярную массу смеси

Объём паров (11)

V_п= 22,41^.702 / 46,72=336,7 м³.

Найдём критические и приведенные параметры смеси:

Т.к. объёмное содержание высококипящих и неуглеводородных компонент больше 10%, то для расчета критических параметров используем зависимости (1.12.1)

К= 128.46; К²= 16502,85; J=106,79; J²=11404,1041;

р_кр=1,45 МПа; Т_кр=154,5 К.

Рассчитаем критические параметры по (12):

р_кр=4,3 МПа; Т_кр=266,5 К.

Рассчитаем критические параметры по (14.1):

р_кр=4,44 МПа; Т_кр=262,3 К.

Контрольные задания

По данному составу газа, величине пластового давления p_плопределить:

-содержание в нем пропана, бутана и газового бензина;

- параметры смеси;

- критические и парциальные параметры;

-вид залежи.

Состав газа взять из таблицы раздела (1.4).

Размещено на Allbest.ru