КР Физика НГ пласта. Курсовая работа По дисциплине Физика нефтяного и газового пласта
 Скачать 459.4 Kb.
|
|
Д) Состав природных газов и их свойства. Коэффициент сверхсжимаемости смеси газов и методы его расчета, плотность природного газа. Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (СН4 – С4Н10, для Н.У. и С.У.), а также неуглеводородных компонентов (H2S, N2, CO, CO2, Ar, H2, He). При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С1–С4. Углеводороды С5 и выше в нормальных условиях находятся в жидком состоянии. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95% метана (табл. 1). Таблица 1. Химический состав газа газовых месторождений, об. %
Содержание метана на газоконденсатных месторождениях – 75-95% (табл. 2). Таблица 2. Химический состав газа газоконденсатных месторождений, об. %
Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Содержание метана – около 35-85%. Содержание тяжёлых углеводородов в попутном газе 20-40% , реже – до 60% (табл. 3). Таблица 3. Химический состав газа нефтяных месторождений (попутного газа), об. %
Тяжёлым нефтям свойственны сухие нефтяные газы (с преобладанием метана).  (14)Под тяжелыми УВ понимаются углеводороды от этана (С2Н6) и выше. Лёгким нефтям свойственны жирные газы:  (15)Нефтяной газ при нормальных условиях содержит неполярные углеводороды (смесь компонентов от С1 до С4), и с точки зрения физики к ним можно применять законы для идеальных систем. С точки зрения математики – это аддитивная система. Следовательно, к нему при нормальных условиях применимы аддитивные методы расчётов физико-химических и технологических параметров (Псмеси):  , (16)где gi – весовая доля; Ni – мольная доля; Vi – объёмная доля; Пi – параметр i-го компонента. Плотность смеси газов рассчитывается следующим образом:  . (17)При нормальных условиях плотность газа г = Mi / 22,414. Нефтяной газ представлен в виде смеси углеводородов, поэтому для оценки его физико-химических свойств необходимо знать, как выражается состав смеси. Массовая доля (gi) – отношение массы i-го компонента, содержащегося в системе к общей массе системы:  (18)Молярная (мольная) доля (Ni) – отношение числа молей i-го компонента к общему числу молей в системе:  (19 , (20)где mi – масса i-го компонента; Мi – молекулярный вес.  (21)Объёмная доля (Vi) – доля, которую занимает компонент в объёме системы.  (22)Для идеального газа соблюдается соотношение Vi = Ni . Молекулярная масса смеси рассчитывается следующим образом:  (23)Относительная плотность газа по воздуху:  . (24)Для нормальных условий ρвозд 1,293; для стандартных условий ρвозд 1,205. Если плотность газа задана при атмосферном давлении (0,1013 МПа), то пересчёт её на другое давление (при той же температуре) для идеального газа производится по формуле:  . (25)Смеси идеальных газов характеризуются аддитивностью парциальных давлений и парциальных объёмов. Для идеальных газов давление смеси равно сумме парциальных давлений компонентов (закон Дальтона):  , (26)где Р – давление смеси газов; рi – парциальное давление i-го компонента в смеси, или  . (27) . (28)Т. е. парциальное давление газа в смеси равно произведению его молярной доли в смеси на общее давление смеси газов. Аддитивность парциальных объёмов компонентов газовой смеси выражается законом Амага:  (29)где V – объём смеси газов; Vi – объём i-го компонента в смеси. или  . (30)Для определения многих физических свойств природных газов используется уравнение состояния. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между параметрами, описывающими изменение состояние вещества. В качестве таких параметров используется давление, температура, объём. Состояние газа при стандартных условиях характеризуется уравнением состояния Менделеева-Клайперона:  , (31)где Р – абсолютное давление, Па; V – объём, м3; Q – количество вещества, кмоль; Т – абсолютная температура, К; R – универсальная газовая постоянная Пам3/(кмольград). У этого уравнения есть свои граничные условия. Оно справедливо для идеальных газов при нормальном (1 атм.) и близких к нормальному давлениях (10-12 атм.). При повышенном давлении газ сжимается. За счёт направленности связи С-Н происходит перераспределение электронной плотности, и молекулы газов начинают притягиваться друг к другу. Для учёта этого взаимодействия в уравнение (3.18) вводится коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный голландским физиком Ван-дер-Ваальсом, учитывающий отклонения реального газа от идеального состояния:  , (32)где Q – количество вещества, моль. Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в расширении граничных условий уравнения Клайперона-Менделеева для высоких давлений. Коэффициент z зависит от давления и температуры, природы газа (критических давлений и температуры). Критическое давление – давление, при котором газообразный углеводород переходит в жидкое состояние. Критическая температура – температура, при которой жидкий углеводород переходит в газообразное состояние. Приведёнными параметрами индивидуальных компонентов называются безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа отклоняются от критических:  (33) (34)z = f ( Тприв, Рприв) (35) Существуют графики, эмпирические формулы и зависимости для оценки коэффициента сверхсжимаемости от приведенных давлений и приведенных температур. Зная коэффициент сверхсжимаемости, можно найти объём газа в пластовых условиях по закону Бойля-Мариотта:  . (36)Объёмный коэффициент газа используется при пересчёте объёма газа в нормальных условиях на пластовые условия и наоборот (например, при подсчёте запасов):  (37)Е) Давление насыщения и растворимость природных газов в нефтях. Плотность и вязкость газированных нефтей. Объемный коэффициент, плотность и усадка нефти в пластовых условиях. От количества растворённого в пластовой нефти газа зависят все её важнейшие свойства: вязкость, сжимаемость, термическое расширение, плотность и т.д. Распределение компонентов нефтяного газа между жидкой и газообразной фазами определяется закономерностями процессов растворения. Способность газа растворятся в нефти и воде имеет большое значение на всех этапах разработки месторождений от добычи нефти до процессов подготовки и транспортировки. Процесс растворения для идеального газа при небольших давлениях и температурах описывается законом Генри:  или  , (38) где Vж – объём жидкости-растворителя; – коэффициент растворимости газа; Vг – количество газа, растворённого при данной температуре; Р – давление газа над поверхностью жидкости К – константа Генри (К=f()). Коэффициент растворимости газа показывает, какое количество газа растворяется в единице объёма жидкости при данном давлении:  . (39)Коэффициент растворимости зависит от природы газа и жидкости, давления, температуры. Минимальное давление, при котором весь газ растворяется в жидкости (т.е. переходит в жидкое состояние), называется давлением насыщения. Если пластовое давление меньше давления насыщения, то часть газа находится в свободном состоянии (залежь имеет газовую шапку). Если пластовое давление больше давления насыщения, то говорят, что нефть "недонасыщена" газом и весь газ растворён в нефти. Природа воды и углеводородов различается, а, следовательно, углеводородная составляющая нефтяного газа растворяется в воде хуже, чем в нефти. Неуглеводородные компоненты нефтяного газа, такие как СО, СО2, Н2S, N2 растворяются в воде лучше. Например, пластовая вода сеноманского горизонта очень газирована (5 м3 газа СО и СО2 на 1 т воды). С повышением давления растворимость газа растёт, а с повышением температуры – падает. Растворимость газа зависит также от минерализации воды. Разные компоненты нефтяного газа обладают разной способностью растворятся в жидкостях, причём с увеличением молекулярной массы газового компонента растёт коэффициент растворимости. Количество выделившегося из нефти газа зависит не только от содержания газа в нефти, но и от способа дегазирования. Различают контактное разгазирование, когда выделившийся газ находится в контакте с нефтью, и дифференциальное разгазирование, когда выделившийся из нефти газ непрерывно отводится из системы. Строгое соблюдение условий дифференциального дегазирования затруднено, поэтому используется многократное (ступенчатое) дегазирование. В процессе добычи нефти встречаются оба способа дегазирования. В начальные периоды снижения давления от давления насыщения, когда газ ещё неподвижен относительно нефти, происходит контактное разгазирование. В последующий период, по мере выделения газа из нефти, газ быстрее движется к забою скважины и происходит дифференциальное разгазирование. |