Контрольная Работа. Исследование скважин и пластов. Контрольная работа. Определение физических свойств природного газа

• Название: Определение физических свойств природного газа
• Анкор: Контрольная Работа. Исследование скважин и пластов
• Дата: 30.03.2022
• Размер: 0.85 Mb.
• Имя файла: Контрольная работа.docx
• Тип: Документы; #428639

Определение физических свойств природного газа

Исходные данные:

	СН4	С2Н6	С3Н8	С4Н10	С5Н+12	СО2	Н2S	N2
gi	0,312	0,165	0,191	0,084	0,022	0,014	0,014	0,198
ρi	0,6679	1,263	1,873	2,5185	3,22	1,848	1,848	1,205
Mi	16,042	30,07	44,09	58,12	72,15	44,01	44,01	28,016
Pкр	46,95	49,76	43,33	38,7	34,35	75,27	75,27	34,65
Ткр	190,55	305,43	369,82	425,16	469,65	304,2	304,2	126,26

Порядок вычислений:

1. Вычислим плотность газа:

Плотность - это масса газа в единице объема газа. Размерность плотности в системе СИ – кг/м³. Плотность газа определенного состава определяется как сумма произведений плотности отдельных компонентов на их объемное содержание:



2. Вычислим среднюю молекулярную массу:

Молекулярная масса определяется как сумма произведений молекулярной массы отдельных компонентов на их объемное содержание. Размерность молекулярной массы в системе СИ – кг/моль:



3. Вычислим критическое давление:

Критическое давление (Ркр) – давление, соответствующее критической точке, выше которой в однокомпонентной системе жидкая и газовая фаза вещества не могут равновесно существовать. Размерность критического давления в системе СИ – кг/см². Критическое давление газа определяется как сумма произведений критических давлений отдельных компонентов на их объемное содержание:



4. Вычислим критическую температуру:

Критическая температура (Т_кр) – температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость, ни при каком давлении. Размерность критической температуры в системе СИ – К. Критическая температура газа определяется как сумма произведений критических температур отдельных компонентов на их объемное содержание:



5. Вычислим относительную плотность газа по воздуху:

Относительная плотность газа - отношение масс равных объемов сухого газа и сухого воздуха при одинаковых условиях по температуре и давлению.



где: ρ_в = 1,205 кг/м³ при t = 20 ᵒС, Р = 760 мм.рт.ст.

6. Определим псевдокритическое давление и температуру Псевдокритическое давление и температура – это расчетные Р_кр и Т_кр для смеси газов. Для определения псевдокритического давления и температуры воспользуемся графиком (рис.1.1)



Рис. 1.1 Зависимость псевдокритического давления Р_пр.кр. и псевдокритической температуры Т_пр.кр. от относительной плотности газа по воздуху ρ

Р_п.кр. = 45,7 кг/см² Т_п.кр. = 285 К

7. Вычислим приведенные параметры:

Приведенными параметрами называются отношения соответствующих параметров к их критическим значениям:





Критические и приведенные параметры позволяют использовать принцип соответственных состояний для определения коэффициента сверхсжимаемости z, вязкости некоторых других характеристик газа.

8. Определим коэффициент сверхсжимаемости:

Коэффициент сверхсжимаемости (Z) – отношение объемов равного числа молей реального и идеального газов при одних и тех же термобарических условиях. Основной диапазон изменения Z: 0,8-1,2. Z – мера отклонения реального газа от идеального. Для определения коэффициента сверхсжимаемости можно воспользоваться графиком (рис.1.2).



Рис. 1.2 Зависимость коэффициента сверхсжимаемости природного газа Z от приведенных абсолютных давлений Рпр и температуры Тпр

Z=0,45

9. Вычислим плотность газа в зависимости от давления, температуры и коэффициента сверхсжимаемости:



10. Определим вязкость газа:

Вязкостью газа (μ_г) – свойство газа оказывать сопротивление при перемещении одних частиц относительно других. Размерность вязкости газа в системе СИ – мПа·с. Для определения вязкости газа воспользуемся графиками (рис.1.3, 1.4).





Рис. 1.3 Зависимость вязкости углеводородных газов от относительной плотности газа по воздуху

μ_а =0,0076 мПа·с



Рис. 1.4 Зависимость отношения вязкостей от приведенного давления Рпр при различных приведенных температурах Тпр

μ* =7

Расчет физических свойств пластовой нефти

Исходные данные:

Р_пл = 180 атм;

Р¹₁ = 100;

t_пл = 67 ᵒС;

ρ_нст = 825 кг/м³;

R_г = 41 м³/м³;

ρ_гст = 1,201 кг/м³;

М_н = 140 кг/моль;

R_B = 17 м³/м³;

β_B = 4,5·10^-4 1/Мпа;

Концентрация солей С = 6%.

Порядок вычислений:

1. Вычислим плотность пластовой нефти:

Плотность пластовой нефти (ρ_пл) равна массе нефти, содержащейся в единице объема при пластовых условиях, определяется по глубинным пробам нефти в лабораторных условиях. Пластовая нефть кроме жидкой фазы содержит в себе и газовую фазу. В этом смысле пластовая нефть есть газонасыщенная пластовая жидкость. Зная состав пластовой нефти и газонасыщенность, плотность пластовой нефти ρ_пл можно определить с помощью аналитической формулы:



где:

ρ_нст – плотность разгазированной нефти в стандартных условиях, кг/м³;

ρ_гст – плотность газа стандартного разгазирования газонасыщенной нефти, кг/м³;

R_г – газонасыщенность м³/м³.

2. Вычислим коэффициент сжимаемости нефти

Объемный коэффициент пластовой нефти характеризует изменение объема жидкой фазы при изменении термодинамических условий. Величина объемного коэффициента b_н показывает кратность уменьшения объема, занимаемого нефтью в пласте V_пл , по сравнению с объемом жидкой фазы V_ж нефтегазовой системы при заданных давлении и температуре V(T,P):



где:

ρ_гст – плотность выделившегося газа в стандартных условиях, кг/м³;

ρ_нпл – плотность газонасыщенной нефти в пластовых условиях, кг/м³;

ρ_н – плотность нефти при заданных давлении и температуре, кг/м³;

R_г – газонасыщенность м³/м³.

Расчет физических свойств пластовой воды

1. Вычислим коэффициент сжимаемости пластовой воды:

Сжимаемость воды (β_В) – это обратимое изменение объема воды в пластовых условиях под действием давления. Коэффициент сжимаемости воды изменяется в пластовых условиях в пределах 3,7·10^-10 – 5,0·10^-10 Па^-1



где:

β_Г.В – коэффициента сжимаемости чистой негазированной воды, 1/МПа·10^-4;

К – коэффициента Сеченова;

G_г – коэффициент растворимости естественного газа в чистой воде, м³/м³;

C – массовая концентрация солей, %.

Определяем коэффициент сжимаемости β_Г.В чистой негазированной воды по графику (рис. 1.5) в зависимости от давления и температуры;



Рис. 1.5 Кривые изменения коэффициента сжимаемости β_Г.В

чистой негазированной воды в зависимости от давления и температуры

Определяем коэффициент растворимости естественного газа G_г в чистой воде по графику (рис. 1.6) в зависимости от давления и температуры;



Рис. 1.6 Кривые изменения коэффициента G_г растворимости естественного газа в чистой воде в зависимости от давления и температуры

Определяем коэффициент Сеченова – К по графику (рис. 1.7) в зависимости от температуры.



Рис. 1.7 График зависимости коэффициента Сеченова К от температуры Т

2. Вычислим плотность пластовой воды по формуле:

Плотность пластовой воды ρв (Р,Т,С) есть функция давления P, температуры T, концентрации растворенных солей C, и газонасыщенности. При известном коэффициенте сжимаемости газонасыщенной воды плотность пластовой воды рассчитывается по формуле:



где:

ρ_ВСТ – плотность воды в стандартных условиях, кг/м³;

a – термический коэффициент объемного расширения воды, равный а=5·10^-4, 1/K;

β_В– коэффициент сжимаемости газонасыщенной пластовой воды, 1/МПа;

R_В – газосодержание воды, м³/м³;

Плотность пластовой воды в стандартных условиях вычисляется по формуле:



где: С – массовая концентрация солей, %.

3. Вычислим объемный коэффициент пластовой воды:

Вязкость пластовой воды μ_В есть функция температуры и концентрации солей. Влияние давления незначительно. Вязкость пластовой воды в диапазоне температур от 20 до 100 ᵒС при концентрации солей не выше 6% рассчитывается по формуле:



Определение коэффициента упругоемкости пласта

1. Вычислим сжимаемость скелета пласта:



где: m – пористость пласта.

2. Вычислим коэффициент упругоемкости пласта:

Коэффициент упругоемкости пласта β^* характеризует упругие свойства скелета и насыщающей его пластовой жидкости.



где:

β_B– сжимаемость воды, Па^-1;

β_C – сжимаемость скелета пласта, 1/МПа.

0,88

где:

S_B – насыщенность пор связанной водой, в долях от объема пор;

n_B – водонасыщенность пласта, в долях.

Ответы на контрольные вопросы

1. Дать определение природному газу и нефти.

Природный газ – полезное ископаемое, представляющее собой смесь газообразных углеводородов природного происхождения, состоящую главным образом из метана и примесей других алканов. Иногда в составе также присутствует некоторое количество углекислого газа, азота, сероводорода и гелия.

Природная нефть – легко воспламеняющаяся жидкость, которая находится в глубоких осадочных отложениях и хорошо известна благодаря ее использованию в качестве топлива и сырья для химического производства.
2. Расскажите как определяется плотность пластовой нефти и воды.

Пластовая нефть кроме жидкой фазы содержит в себе и газовую фазу. В этом смысле пластовая нефть есть газонасыщенная пластовая жидкость. Зная состав пластовой нефти и газонасыщенность, плотность пластовой нефти ρ_пл можно определить с помощью аналитической формулы:



При известном коэффициенте сжимаемости газонасыщенной воды плотность пластовой воды рассчитывается по формуле:



3. Что характеризует объемный коэффициент пластовой нефти b_н и пластовой воды b_в?

Объемный коэффициент пластовой нефти показывает изменение объема нефти в пластовых условиях в результате изменения условий давления и температуры, но главным образом в результате выделения из нефти растворенного газа.

Объёмный коэффициент пластовой воды характеризует отношение удельного объёма воды в пластовых условиях к удельному объёму воды в стандартных условиях.

4. Расскажите от чего зависит вязкость пластовой нефти μ_н.

Вязкость пластовой нефти всегда значительно отличается от вязкости сепарированной вследствие большого количества рас­творенного газа, повышенной пластовой температуры и давле­ния. При этом все нефти подчиняются следующим общим зако­номерностям: вязкость их уменьшается с повышением количе­ства газа в растворе, с увеличением температуры; повышение давления вызывает некоторое увеличение вязкости.

5. Напишите формулу расчета вязкости пластовой воды μ_в.



6. Что называется относительной плотностью газа ρ.

Относительная плотность газов — безразмерная величина, она показывает, какой из газов тяжелее (имеет большую плотность) и во сколько раз. Она равна отношению молярных масс газов, поэтому позволяет определить молярную массу неизвестного газа.

7. Дайте определение критического давления и температуры Р_кр, Т_кр.

Критическое давление – это давление, при котором газ еще не переходит в жидкое состояние, какова бы ни была температура.

Критическая температура – это наибольшая температура, при которой газ еще не переходит в жидкое состояние, как бы велико ни было давление.

8. Что такое коэффициент сжимаемости газа z и как его определить графическим и аналитическим методами?

Коэффициент сверхсжимаемости газов – отношение объёма газа при заданных термобарических условиях к объёму этого газа, определённому при идентичных термобарических условиях по законам идеального газа. Другими словами, коэффициент сверхсжимаемости характеризует отклонение объёма реального газа от объёма идеального газа.

Из определения коэффициента сверхсжимаемости следует, что:



Для определения коэффициента сверхсжимаемости можно воспользоваться графиком (рис.1.2).

9. Что характеризует коэффициент сжимаемости нефти?

Коэффициент сжимаемости характеризует относительное приращение объема нефти при изменении давления на единицу.

10. Дать определение упругоемкости пласта.

Упругоемкость пласта характеризует упругие свойства скелета и насыщающей его пластовой жидкости.

11. От каких параметров пласта и жидкости зависит коэффициент упругоемкости пластовой системы?

Коэффициент упругоемкости пластовой системы зависит от следующих параметров: пористость пласта, сжимаемость воды, сжимаемость скелета пласта, насыщенность пор связанной водой, в долях от объема пор, водонасыщенность пласта, в долях.