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 Ткр называется такая температура, выше которой газ под действием давления любого значения не может быть превращён в жидкость. Давление ркр, необходимое для сжижения газа при критической температуре, называется критическим. Критическим объёмом vкр называют объём, равный объёму одного моля газа при критических давлении и температуре. Для природных газов значения Ткр и ркр при известных параметрах компонент xi, pкрi, Ткрi определяются как среднекритические ( псевдокритические ).
Когда природный газ содержит меньше 10 об.% высококипящих углеводородов и неуглеводородных компонентов, псевдокритические параметры определяются по формулам:
pкр= å(Pкрi xi) , Ткр = å(Tкрi xi) (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 D.(при наличии в газе азота, сероводорода и углекислого газа в псевдокритические параметры вводятся поправки по правилу аддитивности с соответствующим знаком):.
а) газовые месторождения
pкр= 49.5 - 3.7D. [ aтa]; Ткр= 93 + 176D. [ oK] (1.14)
при 0.5£ D £0.9.
в) газоконденсатные месторождения
(1.14.1)
Кроме указанных соотношений критические параметры можно определить графически (рис. 1.1,1.2)
Часто в расчетах используют так называемые приведённые давления pпр и температуры Тпр:pпр=p/ pкр; Тпр=Т/Ткр.
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
D » 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%, D » 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%, D » 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
| Месторождение | Концентрация, % | ||||||||
| СН4 | С2Н6 | С3Н8 | i C4Н10 | n C4Н10 | С5Н12 +выс. | N2+ инерт | СО2 | Н2S | |
| 1.Северостав-ропольское | 98,9 | 0,29 | 0,16 | 0,03 | 0,02 | -- | 0,4 | 0,2 | -- |
| 2. Березовское | 95,1 | 1,1 | 0,3 | 0,04 | 0,03 | 0,03 | 3,0 | 0,4 | -- |
| 3. Медвежье | 98,8 | 0,1 | 0,02 | 0,001 | 0,001 | -- | 1,0 | 0,1 | -- |
| 4. Заполярное | 98,6 | 0,07 | 0,02 | 0,007 | 0,006 | 0,01 | 1,1 | 0,18 | -- |
| 5.Уренгойское | 97,8 | 0,1 | 0,03 | 0,001 | 0,001 | 0,01 | 1,7 | 0,3 | -- |
| 6. Шатлыкское | 95,4 | 1,99 | 0,32 | 0,006 | 0,005 | 0,05 | 0,78 | 1,15 | -- |
| 7. Ширяевское | 58,9 | 1,88 | 0,6 | 0,11 | 0,12 | 0,12 | 0,81 | 11,0 | 26,5 |
| 8.Шебелинское | 92,0 | 4,0 | 1,1 | 0,26 | 0,26 | 0,26 | 2,0 | 0,12 | -- |
| 9. Вуктыльское | 74,8 | 8,7 | 3,9 | 0,85 | 0,95 | 6,4 | 4,3 | 0,1 | -- |
| 10 Оренбургское | 84,0 | 5,0 | 1,6 | 0,34 | 0,36 | 1,8 | 3,7 | 1,7 | 1,3 |
| 11. Уренгойское БУ-8 | 88,3 | 5,29 | 2,42 | 0,55 | 0,45 | 2,52 | 0,48 | 0,01 | -- |
| 12. Уренгойское БУ-14 | 88,27 | 6,56 | 3,24 | 0,45 | 0,55 | 5,62 | 0,32 | 0,5 | -- |
| 13. Надымское | 75,1 | 8,62 | 3,9 | 0,66 | 0,78 | 10,22 | 0,38 | 0,35 | -- |
| 14. Юбилейное | 75,9 | 9,06 | 4,43 | 0,82 | 0,82 | 4,38 | 0,48 | 0,54 | -- |
| 15. Заполярное БТ-5 | 79,3 | 6,12 | 4,16 | 1,19 | 1,2 | 7,33 | 0,42 | 0,17 | -- |
| 16Варьеганское | 70,35 | 6,48 | 7,33 | 1,38 | 1,5 | 10,04 | 2,71 | 0,21 | -- |
| 17. Мыльджин-ское Ю12 | 87,9 | 2,93 | 2,36 | 0,51 | 0,65 | 2,101 | 2,65 | 0,84 | |
| 18. ыльджин-ское Б10 | 85,4 | 3,27 | 3,48 | 1,0 | 1,13 | 2,72 | 3,02 | 0,01 | |
| 19. Бавлинское | 35,0 | 20,7 | 19,9 | 3,7 | 6,1 | 5,8 | 8,4 | 0,4 | -- |
| 20.Мухановское | 30,1 | 20,2 | 23,6 | 4,0 | 6,6 | 4,8 | 6,8 | 1,5 | 2,34 |
| 21Ишимбайское | 42,4 | 12,0 | 20,5 | 3,1 | 4,1 | 3,1 | 11,0 | 1,0 | 2,8 |
| 22Ромашкинско | 38,8 | 19,1 | 17,8 | 2,8 | 5,2 | 6,8 | 1,5 | -- | |
| 23Самотлорское | 53,4 | 7,2 | 15,1 | 3,8 | 4,5 | 6,3 | 9,6 | 0,1 | -- |
| 24. Узеньское (XIII) | 50,2 | 20,2 | 16,8 | 3,2 | 4,5 | 3,0 | 2,3 | -- | -- |
| 25Жетыбайское (XIII) | 63,9 | 16,2 | 8,1 | 2,4 | 2,6 | 5,1 | 1,2 | 0,4 | -- |
Физико-термодинамические свойства углеводородных компонент природного газа
| Параметры | Метан | Этан | Про-пан | Изобу-тан | Норм.. бутан | Нормальн. пентан | Гексан |
| Формула | СН4 | С2 Н6 | С3 Н8 | i–С4Н10 | n-С4Н10 | n-С5 Н12 | С6 Н14 |
| Молекулярная масса, М | 16,04 | 30,07 | 44,1 | 58,12 | 58,12 | 72,15 | 86,18 |
| Газовая постоянная R, Дж/кг К | |||||||
| Температура кипения при 0,1МПа, К | 111,7 | 188,4 | 230,8 | 262,9 | 272,5 | 309,2 | 342,0 |
| Критическая температура, К | 190,5 | 369,6 | 470,2 | 507,8 | |||
| Критическое давление, МПа | 4,7 | 4,9 | 4,3 | 3,7 | 3,8 | 3,4 | 3,9 |
| Критическая плотность, кг/м3 | 162,0 | 210,0 | 225,5 | 232,5 | 225,2 | 232,0 | -- |
| Коэффициент динамич. вязкости, мкПа с (станд. условия) | 10,3 | 8,3 | 7,5 | 6,9 | 6,9 | 6,2 | 5,9 |
| Критический коэффициент сжимаемости zкр | 0,29 | 0,285 | 0,277 | 0,283 | 0,274 | 0,269 | 0,264 |
| Ацентрический фактор w | 0,013 | 0,105 | 0,152 | 0,192 | 0,201 | 0,252 | 0,29 |
Физико-термодинамические свойства неуглеводородных компонент природного газа
| Параметры | Углекислый газ | Сероводород | Азот | Водяной пар |
| Формула | СО2 | Н2 S | N2 | H2 O |
| Молекулярная масса, М | 44,011 | 34,082 | 28,016 | 18/016 |
| Газовая постоянная R, Дж/кг К | ||||
| Температура кипения при 0,1МПа, К | 194,5 | 212,0 | 77,2 | 373,0 |
| Критическая температура, К | 304,0 | 373,4 | 125,9 | 647,15 |
| Критическое давление, МПа | 7,54 | 9,18 | 3,46 | 22,54 |
| Коэффициент динамич. вязкости, мкПа с(станд. условия) | 13,8 | 11,7 | 16,6 | 12,8 |
| Критический коэффициент сжимаемости zкр | 0,274 | 0,268 | 0,291 | 0,23 |
| Ацентрический фактор w | 0,42 | 0,1 | 0,04 | 0,348 |
Единицы измерения
| Параметры | Единицы измерения | |||
| СИ | СГС | Смешанная | ||
| Газовая постоянная R | Дж/кг К | эрг/г К=10-4 Дж/кг К | м/оС=9,81 Дж/кг К | |
| Температура | К=273 + оС | К | оС | |
| Сила | ньютон(н)= кг*м/с2= 105дн=0,1013кгс | дина(дн)=г*м/с2= 105н | кгс=9,81н | |
| Давление | паскаль(Па)=н/м2 = 10дин(1МПа=106Па) | дин/см2=0,1Па | ата=кгс/см2= 9,81*104Па» 0,1МПа | |
| Энергия | Дж=кг м2/с2 | эрг=г см2/с2= 10-7Дж | кал=4,1868Дж |
Пример расчета
По данному массовому составу газа, величине пластового давления pпл определить:
* ·-содержание в нем пропана, бутана и газового бензина;
* ·- параметры смеси;
* ·- критические и парциальные параметры;
* ·-вид залежи.
| Месторождение | массовая концентрация, % | |||||||||
| СН4 | С2Н6 | С3Н8 | i C4Н10 | n C4Н10 | С5Н12 +выс. | N2+ инерт | СО2 | Тпл К | р Мпа | |
| 1 пример | 19,5 | 11,8 | 37,95 | 3,25 | 12,05 | 8,15 | 7,3 | -- | 23,0 |
Решение
1. 1. Определяем среднюю молекулярную массу газа по (1.8)
2. Находим плотность газа при нормальных условиях по (1.3)
rсм=32,15/22,41=1,43 кг/м3
3. Находим содержание тяжёлых углеводородов в газе по (1.10) в г/м3
* ·пропана..............................10 . 37,95.1,43=542,0;
* ·i - бутана.............................10 . 3,25.1,43= 46,5;
* ·n -бутана.............................10 . 12,05.1,43=172,0;
* ·пентана и высших...............10 . 8,15.1,43=117,0;
__________________________________________________________
Всего..............................................................877,5 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;
* ·пропана.............................. 542,0 г/м3;
* ·i - бутана............................. 46,5 г/м3;
* ·n -бутана............................. 172-58,5=113,5 г/м3.
____________________________________________________________-
Всего тяжелых углеводородов 877,5 г/м3.
- Находимотносительную плотность газа по (1.4.2)
D0=1,43/1,293=1,106.
5. Определяемобъёмные концентрации yi компонент по (1.5), парциальные давления pi по(1.6):
| Компоненты | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | i C4Н10 | n C4Н10 | С5Н12 +выс. | N2+ инерт | Пласт. давл. Р, МПа | Мол. масса смеси,М |
| Массов. конц.%, gi | 19,5 | 11,8 | 37,95 | 3,25 | 12,05 | 8,15 | 7,3 | 23,0 | 32,15 |
| Молек. масса, Мi | 16,04 | 39,07 | 44,1 | 58,12 | 58,12 | 72,15 | 28,02 | -- | |
| Объёмн. конц.% yi=gi M/ Mi | 39,09 | 9,71 | 29,12 | 1,8 | 6,67 | 3,63 | 8,38 | -- | |
| Парциал. давл. Рi=yip/100, МПа | 8,99 | 2,23 | 6,7 | 0,41 | 1,53 | 0,83 | 1,93 | -- |
6. Определим тип залежи:
а) Имеем - D=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.
7. 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)
Vп= 22,41.702 / 46,72=336,7 м3.
- Найдём критические и приведенные параметры смеси:
| Компоненты | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | i C4Н10 | n C4Н10 | С5Н12 +выс. | N2+ инерт | Отн. плотн. D, кг/м3 | Мол. масса смеси, М |
| Молек. масса, Мi | 16,04 | 39,07 | 44,1 | 58,12 | 58,12 | 72,15 | 28,02 | 1,106 | 32,15 |
| Объём. конц. yi | 0,391 | 0,0971 | 0,2912 | 0,018 | 0,0667 | 0,0363 | 0,0838 | -- | |
| Крит. темп., К | 190,5 | 369,6 | 470,2 | 125,9 | -- | ||||
| Крит. давл., МПа | 4,7 | 4,9 | 4,3 | 3,7 | 3,8 | 3,4 | 3,46 | -- |
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;
ркр=1,45 МПа; Ткр=154,5 К.
Рассчитаем критические параметры по (12):
ркр=4,3 МПа; Ткр=266,5 К.
Рассчитаем критические параметры по (14.1):
ркр=4,44 МПа; Ткр=262,3 К.
Проверочные задания
По данному составу газа, величине пластового давления pплопределить:
* ·-содержание в нем пропана, бутана и газового бензина;
* ·- параметры смеси;
* ·- критические и парциальные параметры;
* ·-вид залежи.