РГР №1 (РН-20-06). Расчетнографическая работа 1 Литература Гриценко А. И., Алиев З. С., Ермилов О. М., Ремизов В. В., Зотов Г. А. Руководство по исследованию скважин
 Скачать 6.99 Mb.
|
|
- 1 - Расчетно-графическая работа №1 Литература: - Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов Г.А. «Руководство по исследованию скважин» - Ширковский А.И. «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных ме- сторождений» - Ермилов О.М., Ремизов В.В., Ширковский А.И., Чугунов Л.С. «Физика пласта, добыча и подземное хранение газа» 1 Классификация природных газов Природные газы, добываемые из чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных ме- сторождений, состоят из углеводородов гомологического ряда метана с общей формулой , а также из неуглеводородных компонентов, таких как азот , углекислый газ , сероводород , инертных газов (гелий, аргон, криптон, ксенон), ртути. Метан , этан , этилен пропан и бутан при стандартных условиях 1 являются реальными газами; пентан и углеводороды с большим количеством углерода, вплоть до , находятся в жидком состоянии; угле- водороды, в молекулу которых входят 18 и более атомов углерода (от ), располо- женных в одну цепочку, находятся в твёрдом состоянии. Природные газы подразделяются на четыре группы: - Газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Они представляют собой су- хой газ, свободный от тяжёлых углеводородов; - Газы, добываемые из газонефтяных месторождений. Это физическая смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина; - Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений. Они состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат включает боль- шое число тяжёлых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроино- вые, керосиновые, а иногда и более тяжёлые масляные фракции; - Газы, добываемые из нетрадиционных месторождений углеводородов, таких как угольные пласты, горючие сланцы, месторождения природных газогидратов. 1 Стандартные условия - , ; Нормальные условия - , n 2n 2 C H + ( ) 2 N ( ) 2 CO ( ) 2 H S ( ) 4 CH ( ) 2 6 C H ( ) 2 4 C H ( ) 3 8 C H ( ) 4 10 C H ( ) 5 12 C H 17 36 C H 18 38 C H ст p 1атм 0,1013МПа = = ст T 20°C 293,15K = = н p 1атм 0,1013МПа = = н T 0°C 273,15K = = - 2 - 2 Физико-химические свойства углеводородных газов 2.1 Состав газовой смеси Газовые смеси (как и смеси жидкостей и паров) характеризуются массовыми или мольными концентрациями компонентов. Массовая концентрация (доля) – отношение массы i-того компонента к массе смеси , т.е.: (2.1) Мольная концентрация (доля) – отношение количества вещества i-того компонента к количеству вещества смеси , т.е.: (2.2) Существует также объёмная концентрация (доля), которая примерно совпадает с мольной, так как объёмы одного моля идеальных газов при одинаковых физических усло- виях по закону Авагадро имеют одно и тоже численное значение 2 : (2.3) Для характеристики газовой смеси необходимо знать её среднюю молярную массу, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху. 2.2 Молярная масса смеси Молярная масса вещества – масса одного моль вещества. Молекулярная масса (вес) вещества – масса молекулы, выраженная в атомных еди- ницах массы. Для отдельных химических элементов молярной массой является масса одного мо- ля отдельных атомов этого элемента. В этом случае молярная масса элемента, выраженная в г/моль, численно совпадает с массой атома элемента, выраженной в а.е.м. (атомная еди- ница массы). 2 Молярный объём идеального газа при стандартных условиях Молярный объём идеального газа при нормальных условиях i G см G i i см G g G = i N см N i i см N x N = i мол i i i i см см мол см N V V N v x V N V N = = = = мол ст л V 24,04 моль = мол н л V 22,41 моль = - 3 - Надо чётко представлять разницу между молярной массой и молекулярной массой, понимая, что они равны лишь численно и отличаются по размерности. Если известен молярный состав смеси (в процентах), то её молярная масса вычис- ляется по формуле: (2.4) Здесь N - количество компонентов, составляющих газовую смесь; - мольные (объёмные) концентрации компонентов, ; - молярные массы компонентов. Если задан массовый состав смеси (в процентах), то средняя молярная масса вы- числяется по формуле: (2.5) Здесь - массовые концентрации компонентов, Для перехода от мольного состава к массовому и обратно используются формулы: (2.6) (2.7) 2.3 Критические и приведённые параметры газа Природные газы представляют собой смеси углеводородных и неуглеводородных компонентов, то есть являются многокомпонентными системами. Отдельные газы или многокомпонентные системы могут находиться в одно-, двух- или трёхфазном состоянии (в газообразном, жидком или твёрдом). Индивидуальные газы изменяют свой объем в за- висимости от давления и температуры. Если вещество находится в однофазном состоянии, то его объем V определяют по температуре Т и давлению р. На рис. 1 приводится диаграмма давление - удельный объем для метана. N i i i 1 см M x M 100% = = å i x % i M см N i i 1 i 100% M g M = = å i g % i i i N i i i 1 M x g M x = = å N i i i i 1 i i g g x M M = = å - 4 - Рис. 1. Диаграмма давление - удельный объём для метана При изотермическом сжатии метана его объем уменьшается с повышением давле- ния до появления жидкой фазы (ed). Затем сжатие метана происходит при постоянном давлении до его полного перехода в жидкое состояние, после чего дальнейшее сжатие приводит к резкому возрастанию давления (ba). Температура, при которой с повышением давления в газе появляется первая капля жидкости, называется точкой росы или точкой конденсации (точка d). Температура, при которой происходит полный переход газа в жид- кость, называется точкой насыщения (точка b). Линия bd – линия равновесного сосуще- ствования газовой и жидкой фаз – называется линией упругости паров, а соответствующее давление – давлением упругости паров. Для однокомпонентных систем давления в точках росы и насыщения совпадают, поэтому линия упругости паров параллельна оси удельного объема. Из рисунка следует, что линия bC есть геометрическое место точек насыщения, ле- вее неё находится жидкая фаза; линия Cd – геометрическое место точек росы, правее нее находится газообразная фаза. Точка С, в которой встречаются эти линии, называется критической. В этой точке различие между газообразной и жидкой фазами исчезает. Критической точке С соответ- ствуют критические давление и температура. Внутри линии bCd сосуществуют газообразная и жидкая фазы. Таким образом, максимальная температура, при которой данный газ еще может быть переведен в жидкое состояние, называется критической температурой, а соответ- - 5 - ствующее ей давление называется критическим давлением. Критическая температура ме- тана равна , для этана , для азота Фазовое поведение двух- и многокомпонентных систем зависит не только от дав- ления и температуры, но и от состава газа. На рис. 2 представлена p-v диаграмма для би- нарной смеси углеводородов пентан-гептан. Рис. 2. Диаграмма давление - удельный объём для системы н-пентан и н-гептан Характерным отличием р-v диаграммы бинарной системы является рост давления при переходе системы от точки росы до точки насыщения. Это объясняется тем, что с пе- реходом системы через двухфазную область составы жидкости и ее паров непрерывно из- меняются. По мере конденсации жидкости ее состав по отношению к более летучему ком- поненту обогащается, пока не станет соответствовать составу всей системы в точке насы- щения. При этом повышается давление насыщенных паров. В результате положение критической точки смещается так, что оказывается воз- можным существование двух фаз при давлениях и температурах больших, чем критиче- ские. Такова принципиальная разница в поведении однокомпонентных и много- компонентных систем. Если теперь из диаграммы р-v для различных изотерм построить кривые точек насыщения и точек росы в зависимости от температуры, то получится р-Т диаграмма для многокомпонентной системы (рис. 3). 82°C - 32,3°C 141,7°C - 6 - Рис. 3. Диаграмма фазовых состояний многокомпонентной системы На этой диаграмме выделяются три критических точки В, С, D. Точка С называется истинно критической. Ей соответствуют критическое давление смеси и критическая температура смеси . В этой точке раздела фаз нет, вещество находится в однофазном критическом состоянии. Точка D соответствует критической температуре конденсации , характеризую- щейся максимальной температурой, превышающей . Как видно, при температуре, пре- вышающей , возможно существование двух фаз – газообразной и жидкой. Точка В со- ответствует максимальному давлению, превышающему , при котором возможно еще парообразное состояние. Точка D называется также крикондентермой, а точка В – крикон- денбарой. При температурах ниже критических увеличение давления в смеси приводит к уве- личению объема жидкой фазы за счет конденсации газообразной фазы вплоть до ее пол- ного перехода в жидкое состояние. И, наоборот, при уменьшении давления происходит переход из жидкого в газообразное состояние через промежуточную область двухфазного состояния. Однако в области давлений и температур, превышающих критические зна- чения, фазовые переходы происходят иначе. При температурах с по- кр см p кр см T max T кр см T кр см T кр см p max кр см T T T > > - 7 - вышением давления дважды пересекается кривая точек росы. В точке 1 смесь газов нахо- дится в парообразном состоянии. В точке 2 она становится насыщенной, и по мере увели- чения давления конденсируется все большее количество жидкости. В точке 3 количество жидкости достигает 10%. При дальнейшем увеличении давления происходит не увеличе- ние, а снижение количества жидкости, и при повторном пересечении линии точек росы (точка 4) вся смесь вновь переходит в газообразное состояние. Последующий рост давле- ния не приводит, к изменению этого состояния. Испарение смеси на участке 3-4 при по- вышении давления называется обратным или ретроградным испарением. Конденсация жидкости, происходящая на этом же участке при изотермическом снижении давления, называется обратной или ретроградной конденсацией. На этой же диаграмме можно наблюдать ретроградные явления при изобарическом изменении температуры между точ- ками B и С, когда жидкая смесь через промежуточную область двухфазного состояния вновь переходит в жидкое состояние. Итак, ретроградные явления свойственны много- компонентным системам в определенной области давлений и температур. Изменение фа- зового поведения многокомпонентных систем имеет большое значение применительно к месторождениям нефти и газа. Явления ретроградной конденсации, в частности, имеют место при разработке газоконденсатных месторождений. Классификация месторождений природных газов по составу пластовых флюидов соответствует фазовой диаграмме, пред- ставленной на рис. 3. Углеводородная смесь в области I находится в однофазном (жидком) состоянии, данная область характеризует недонасыщенные нефтяные залежи; в областях II и III смесь находится в однофазном (газовом) состоянии, область II характеризует газо- вые и газоконденсатные залежи, III – чисто газовый залежи; в области IV смесь находится в двухфазном (газовая и жидкая) состоянии и характеризует насыщенные нефтяные зале- жи. Для природного газа, являющегося смесью углеводородных и неуглеводородных компонентов, критические параметры – давление, температура, плотность, объём и т.д. – определяются по составу газа. Существует несколько способов определения критических параметров газа в зависимости от его состава и точности определения этих параметров. При известном составе газа, если содержимое метана составляет 95% и более, псевдокритические параметры и рекомендуется определять по правилам адди- тивности: (2.8) пкр p пкр T N пкр кр i i i 1 p p x = = å - 8 - (2.9) Здесь и - критические давление и температура i-того компонента смеси. Приведёнными параметрами называются отношения соответствующих параметров к их критическим значениям, они определяются формулами: , , , (2.10) 2.4 Коэффициент сверхсжимаемости Идеальный газ – математическая модель газа, в которой предполагается, что по- тенциальной энергией молекул можно пренебречь по сравнению с их кинетической энер- гией, т.е. между молекулами не действуют силы притяжения или отталкивания, соударе- ния частиц между собой и со стенками сосуда абсолютно упруги, а время взаимодействия между молекулами пренебрежимо мало по сравнению со средним временем между столк- новениями. Уравнение состояния идеального газа, полученное из условия отсутствия межмо- лекулярного взаимодействия и без учёта объёма самих молекул, имеет вид: (2.11) Здесь N – количество вещества газа; R - универсальная газовая постоянная. Реальный газ – газ, который не описывается уравнением состояния идеального газа Менделеева-Клапейрона. Зависимости между его параметрами показывают, что молекулы реальных газов имеют конечные размеры и форму, оказывают значительное взаимное влияние и занимают определённый объём. Поэтому для их характеристики необходимо учесть параметры, связанные с молекулярным взаимодействием. Молекулы простых газов имеют сферическую форму, для них силы притяжения, которые действуют по линии, соединяющей их центры, пропорциональны расстоянию в шестой степени. Для газов с несферической формой молекул силы притяжения или оттал- кивания состоят не только из сил между центрами молекул, но и из дополнительных не- центричных сил. Для их учёта введён дополнительный параметр, называемый ацентрич- ным фактором. Приближённо ацентричный фактор компонентов может быть определён по форму- ле: N пкр кр i i i 1 T T x = = å кр i p кр i T пр кр p p p = пр кр T T T = пр кр V V V = пр кр ρ ρ ρ = ид NRT V p = - 9 - (2.12) Здесь - табличное значение температуры кипения i-го компонента. Коэффициент сверхсжимаемости газа – отношение объёма газа при заданных тер- мобарических условиях к объёму этого газа, определённому при идентичных термобари- ческих условиях по законам идеального газа. Другими словами, коэффициент сверхсжи- маемости характеризует отклонение объёма реального газа от объёма идеального газа. Из определения коэффициента сверхсжимаемости следует, что: (2.13) Тогда: (2.14) Коэффициент сверхсжимаемости газа зависит от состава газа, давления и темпера- туры. Значение коэффициента может быть определено графическими и аналитическими способами. Способ определения следует выбирать, исходя из требуемой точности. Для определения коэффициента сжимаемости природных газов, содержащих не более 2% мольных высококипящих углеводородов , 2% ароматических углеводородов и около 5% полярных и кислых компонентов, используется графическая зависимость (рис. 4). Для смесей с содержанием метана более 96% при коэффициент сверх- сжимаемости может быть определён аналитически: (2.15) При более высоком содержании в газе высококипящих углеводородов и поляр- ных компонентов коэффициент сверхсжимаемости z следует определять с учётом ацен- трического фактора. (2.16) кр i ат i кр i кип i p ln p ω 0,4286 1 T T 1 æ ö ç ÷ ç ÷ ç ÷ è ø = - - кип i T ид V z V = zNRT V p = 5+ C пр 0 p 8 < < ( ) ( ) пр p пр пр z 0,4lg T 0,73 0,1p = + + 5+ C ( ) ( ) 0 1 см z z ω z = + - 10 - Здесь , - коэффициенты сверхсжимаемости простых веществ и веществ, со- держащих несферические молекулы; - фактор ацентричности смеси. Рис. 4. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости от приведённых давления и температуры Для более точных расчётов коэффициент сверхсжимаемости природных газов дол- жен быть определён по кубическим уравнениям состояния газов. ( ) 0 z ( ) 1 z N см i i i 1 ω ω x = = å - 11 - 2.5 Плотность газа Плотность – отношение массы газа к единице его объёма. Плотность газа зависит от его состава, давления и температуры. Плотность газовой смеси при стандартных условиях определяется с помощью мо- лекулярной массы смеси и молярного объёма: (2.17) Плотность газа при заданных давлении и температуре определяется по известной плотности в стандартных условиях по формуле: (2.18) Здесь z - коэффициент сверхжимаемости. 2.6 Относительная плотность газа (по воздуху) Часто для характеристики природного газа применяется относительная его плот- ность по воздуху 3 : (2.19) Так как плотность газа зависит от давления и температуры аналогично плотности воздуха, то очевидно, что относительная плотность газа зависит только от его состава. Если состав газа неизвестен, но известна его относительная плотность, псевдокри- тические параметры смеси могут быть определены по следующим формулам: (2.20) (2.21) 2.7 Вязкость газа Вязкость (внутреннее трение) – свойство текучих тел оказывать сопротивление пе- ремещению одной их части относительно другой. 3 Плотность воздуха в стандартных условиях Плотность воздуха в нормальных условиях см ст мол ст M ρ V = ст ст ст pT ρ ρ p zT = ( ) ( ) возд ρ p,T ρ ρ p,T = пкр p 4,892 0,4048ρ = - пкр T 94,717 170,8ρ = + возд 3 ст кг ρ 1,204 м = возд 3 н кг ρ 1,293 м = - 12 - Величина силы внутреннего трения между двумя движущимися слоями пропорци- ональна площади соприкосновения этих слоёв и изменению скорости движения в направ- лении, перпендикулярном плоскости соприкосновения слоёв. Коэффициент пропорцио- нальности между силой внутреннего трения и произведением площади на изменение ско- рости движения называется коэффициентом динамической вязкости. Размерность коэф- фициента динамической вязкости , напр. Динамический коэффициент вязкости, отнесённый к плотности вещества при тех же условиях, называется кинематическим коэффициентом вязкости. Размерность коэффи- циента , напр. Вязкость природного газа в пластовых условиях определяется по формуле: (2.22) Здесь - коэффициент вязкости данного газа при атмосферном давлении и за- данной температуре: (2.23) Здесь - коэффициент динамической вязкости i-го компонента при заданной тем- пературе и атмосферном давлении; - приведённая вязкость. Значения и определяются графически (рис. 5, 6). 2.8 Влагосодержание газа Влагосодержание – количество паров воды, растворенных в единице объёма при- родного газа при заданных условиях. Влагоёмкость – максимально возможное количество паров воды, растворенных в единице объёма природного газа при заданных условиях. Относительное влагосодержание – отношение количества паров воды, растворен- ных в единице объёма природного газа при заданных условиях, к максимально возможно- му количеству паров воды, растворенных в единице объёма природного газа при тех же условиях. [ ] p τ × мПа с × 2 l τ é ù ê ú ë û 2 м с ат μ μ μ* = ат μ N i i i i 1 ат N i i i 1 μ M x μ M x = = = å å i μ μ* i μ μ* - 13 - Рис. 5. Зависимость коэффициента динамической вязкости от температуры при атмосферном давлении - 14 - Рис. 6. Зависимость приведённой вязкости от приведённых давления и температуры Влагосодержание газа зависит от состава газа, давления, температуры и физико- химических свойств конденсированной воды, с которой газ находится в термодинамиче- ском равновесии. Влагосодержание определяется по формуле: (2.24) Здесь - влагосодержание паров пресной воды в газе с относительной плотно- стью ; - поправка на солёность воды; - поправка на отклонение плотности данного газа от величины 0,6 k ρ W W c c = 0,6 W ρ 0,6 = k c ρ c ρ 0,6 = - 15 - Влагосодержание и поправки на солёность и плотность могут быть определена аналитически и графически (рис. 7, 8). Рис. 7. Зависимость влагосодержания газа с относительной плотностью 0.6 от давления и температуры; Рис. 8. Зависимость поправки на плотность от приведённой плотности (слева); зависимость поправки на солёность от содержания солей (справа) 0,6 W k c ρ c - 16 - Задание для самостоятельной работы №1 Определить плотность, вязкость и влагосодержание природного газа известного состава при заданных пластовых условиях. Методика выполнения работы 1. Определение плотности газа в пластовых условиях: 1.1. По формуле определяется молярная масса природного газа; 1.2. По формуле определяется плотность природного газа в стандартных условиях; 1.3. По формуле определяется псевдокритическое давление природ- ного газа; 1.4. По формуле определяется псевдокритическая температура при- родного газа; 1.5. По формуле определяется приведённое давление природного газа; 1.6. По формуле определяется приведённая температура природного га- за; 1.7. По графику определяется значение коэффициента сверхсжимаемости ; 1.8. По формуле определяется значение коэффи- циента сверхсжимаемости; 1.9. По формуле определяется плотность газа в пластовых услови- ях. 2. Определение вязкости газа в пластовых условиях: 2.1. По графику определяются вязкости индивидуальных компонентов природного газа при заданной температуре и атмосферном давлении ; = = å N см i i i 1 M Mx = см ст мол ст M ρ V = = å N пкр кр i i i 1 p p x = = å N пкр кр i i i 1 T T x = пл пр пкр p p p = пл пр пкр T T T гр z ( ) ( ) = + + пр p ан пр пр z 0,4lg T 0,73 0,1p = пл ст пл ст гр ст пл p T ρ ρ z p T i μ - 17 - 2.2. По формуле определяется вязкость природного газа при за- данной температуре и атмосферном давлении; 2.3. По графику определяется приведённая вязкость ; 2.4. По формуле определяется вязкость газа в пластовых условиях. 3. Определение влагосодержания газа в пластовых условиях: 3.1. По формуле определяется относительная плотность природного газа; 3.2. По графику определяется влагосодержание природного газа с относительной плотностью при заданных пластовых условиях ; 3.3. По графику определяется поправка на плотность ; 3.4. По графику определяется поправка на солёность ; 3.5. По формуле определяется влагосодержание природного газа в пластовых условиях. = = = å å N i i i i 1 ат N i i i 1 μ M x μ M x μ* = пл ат μ μ μ* = ст возд ст ρ ρ ρ = ρ 0,6 0,6 W ρ c k c = 0,6 ρ k W W c c - 18 - Исходные данные для выполнения самостоятельной работы - 19 - Пример выполненной работы - 20 - - 21 - - 22 - - 23 - |