Тепловых свойства некоторых горных пород и пластовых флюидов
| Горная порода | с, кДж/(кг×К) | l, Вт/(м×К) | a×103, м2/с | aL×105, 1/К |
| Глина | 0,755 | 0,99 | 0,97 | – |
| Глинистые сланцы | 0,772 | 154-218 | 0,97 | 0,9 |
| Доломит | 0,93 | 1,1-4,98 | 0,86 | – |
| Известняк кристаллический | 1,1 | 2,18 | 0,5-1,2 | 0,5–0,89 |
| Известняк доломитизированный | 1,51 | – | – | – |
| Кварц | 0,692 | 2,49 | 1,36 | 1,36 |
| Мергель | 0,915-2,18 | – | – | – |
| Песок (сухой) | 0,8 | 0,347 | 0,2 | 0,5 |
| Песок с влажностью 20-25 % | – | 3,42 | – | – |
| Песчаник плотный | 1,27-3,01 | 0,838 | 1,39 | 0,5 |
| Пластовые флюиды: Нефть | 2,1 | 0,139 | 0,069–0,086 | – |
| Вода | 4,15 | 0,582 | 0,14 | – |
Температуропроводность пород не зависит от минерализации пластовых вод. Температуропроводность и теплопроводность, измеренная вдоль напластования породы, большей частью превышает на 10-50 % значения этих тепловых свойств, измеренных в направлении, перпендикулярном напластованию.
Состав и физико-химические свойства природных газов
2. СОСТАВ И ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ
Природные газы – это вещества, которые при нормальных (стандартных) условиях находятся в газообразном состоянии и, в зависимости от условий, могут находиться в трёх состояниях: свободном, сорбированном, растворённом.
Углеводородные газы в пластовых условиях (в залежах) в зависимости от их состава, давления и температуры могут находиться в различных агрегатных состояниях – газообразном, жидком, в виде газожидкостных смесей.
|
|
|
Свободный газ обычно расположен в повышенной части пласта, в газовой шапке. Если газовая шапка в нефтяной залежи отсутствует, то весь газ залежи растворён в нефти. Это возможно при высоком пластовом давлении или особом строении залежи. Этот газ, по мере снижения давления при добыче, выделятся из нефти. Он называться попутным газом.
В пластовых условиях все нефти содержат растворённый газ. Чем выше давление в пласте, тем больше, растворённого газа содержится в нефти. Давление, при котором весь имеющийся в залежи газ растворён в нефти, называется пластовым давлением насыщения. Давление насыщения нефти газом в пластовых условиях определяется составом нефти, газа и температурой в пласте.
Состав природных газов
Состав природных газов
Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений, состоят из углеводородов (СН4-С4Н10, и выше), а также неуглеводородных компонентов (H2S, N2, CO, CO2, Ar, H2, He и др.).
Качественный состав газов нефтяного происхождения всегда одинаков, что нельзя сказать о газах вулканических извержений.
При нормальных и стандартных условиях в газообразном состоянии существуют только углеводороды С1–С4. Углеводороды С5 и выше при нормальных условиях находятся в жидком состоянии. При высоких давлениях жидкие углеводороды растворяются в газовой фазе (газовые растворы, газоконденсаты). Поэтому при высоких давлениях плотность газа может приближаться к плотности легких углеводородных жидкостей.
|
|
|
Газы, добываемые из чисто газовых месторождений, содержат более 95 % метана (табл. 2.1) и представляют собой группу сухих газов.
Таблица 2.1
Химический состав газа газовых месторождений, об. %
| Месторождение | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | С4Н10 | С5Н12 | N2 | СО2 | Относит. плотность |
| Северо–Ставрополь-ское | 98,9 | 0,29 | 0,16 | 0,05 | – | 0,4 | 0,2 | 0,56 |
| Уренгойское | 98,84 | 0,1 | 0,03 | 0,02 | 0,01 | 1,7 | 0,3 | 0,56 |
| Шатлыкское | 95,58 | 1,99 | 0,35 | 0,1 | 0,05 | 0,78 | 1,15 | 0,58 |
| Медвежье | 98,78 | 0,1 | 0,02 | – | – | 1,0 | 0,1 | 0,56 |
| Заполярное | 98,6 | 0,07 | 0,02 | 0,013 | 0,01 | 1,1 | 0,18 | 0,56 |
Содержание метана в газах газоконденсатных месторождений колеблется от 75–95 % (табл. 2.2).
Таблица 2.2
Химический состав газа газоконденсатных месторождений, об. %
| Месторождение | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | С4Н10 | С5Н12 | N2 | СО2 | Относит. плотность |
| Вуктыльское | 74,80 | 8,70 | 3,90 | 1,80 | 6,40 | 4,30 | 0,10 | 0,882 |
| Оренбургское | 84,00 | 5,00 | 1,60 | 0,70 | 1,80 | 3,5 | 0,5 | 0,680 |
| Ямбургское | 89,67 | 4,39 | 1,64 | 0,74 | 2,36 | 0,26 | 0,94 | 0,713 |
| Уренгойское | 88,28 | 5,29 | 2,42 | 1,00 | 2,52 | 0,48 | 0,01 | 0,707 |
|
|
|
Газы, добываемые вместе с нефтью (попутный газ) представляют собой смесь метана, этана, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина. Содержание метана изменяется от 35–85 %. Содержание тяжёлых углеводородов (С2 и выше) в попутном газе варьируется в диапазоне 20–40 %, реже доходит до 60 % (табл. 2.3).
Таблица 2.3
Химический состав попутного газа нефтяных месторождений, об. %
| Месторож- дение | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | С4Н10 | С5Н12 | N2 | СО2 | Относит. плотность |
| Бавлинское | 35,0 | 20,7 | 19,9 | 9,8 | 5,8 | 8,4 | 0,4 | 1,181 |
| Ромашкинское | 3838 | 19,1 | 17,8 | 8,0 | 6,8 | 8,0 | 1,5 | 1,125 |
| Самотлорское | 53,4 | 7,2 | 15,1 | 8,3 | 6,3 | 9,6 | 0,1 | 1,010 |
| Узеньское | 50,2 | 20,2 | 16,8 | 7,7 | 3,0 | 2,3 | – | 1,010 |
| Трехозерное | 48,0 | 12,2 | 24,0 | 11,1 | 2,6 | 2,1 | – | 1,288 |
Как правило, тяжёлым нефтям свойственны сухие попутные газы, с преобладанием метана в их составе. Коэффициент сухости (kсух.) пропорционален содержанию метана:
. (2.2)
Под тяжелыми УВ понимается суммарное содержание углеводородов от этана (С2Н6) и выше.
Например, содержание метана в составе попутного газа Русского месторождения Западной Сибири (плотность нефти более 0,92 кг/м3) аналогично содержанию метана в составе газа Уренгойского месторождения, около 98,8 объёмных %.
|
|
|
Лёгким нефтям свойственны жирные попутные газы. Коэффициент жирности (kжирн) пропорционален содержанию тяжелых углеводородов:
(2.3)
Попутный газ газоконденсатных систем и легких нефтей достаточно жирный.
Способы выражения состава
Способы выражения состава
Нефтяной газ представлен в виде смеси углеводородов, поэтому для оценки его физико-химических свойств необходимо знать способы выражения состава смеси.
Массовая (весовая) доля (gi) – величина, нормированная на 1 (в долях) или на 100 % и характеризует, отношение массы i-го компонента (mi), содержащегося в системе к общей массе системы:
(2.4)
Молярная (мольная) доля (Ni) – величина, нормированная на 1 или на 100 % и характеризует, отношение числа молей i-го компонента (ni) к общему числу молей компонентов в системе:
, (2.5)
где mi – масса i-го компонента;
Мi – молекулярный вес i-го компонента.
Из соотношений 2.4–2.5 легко найти выражения для пересчетов массового и мольного составов:
(2.6)
Объёмная доля – величина, нормированная на 1 или на 100 % и характеризует долю (Vi), которую занимает компонент в объёме системы. С учетом выражений 2.4–2.6 можно выразить взаимосвязь объёмной доли с массовыми и мольными долями:
(2.7)
Для идеального газа соблюдается соотношение: объёмная доля компонента (Vi) равна мольной доли компонента (Ni), т. е. Vi = Ni, как следствие закона Авогадро. Для идеальной системы, как нефтяной газ, состав его можно рассчитать на основе любых данных: масс компонентов, объёмов, плотностей, парциальных давлений и др.
Рассмотрим пример. Дан объёмный состав нефтяного газа (Vi, %):
CH4 – 61,3 %; C2H6 – 15,4 %; C3H8 – 12,1 %; ∑C4H10 – 6,8 %; ∑C5H12 – 4,4 %.
Найти: массовый состав (gi, в долях) газа?
Решение. Для идеального газа величины объёмных (Vi) и мольных (Ni) долей равны. Для расчета состава газа в массовых долях воспользуемся выражением (2.6). Учитывая молекулярные массы (кг/кмоль) компонентов нефтяного газа: CH4 – 16; C2H6 – 30; C3H8 – 44; C4H10 – 58; C5H12 – 72, найдем:
gCH4 = 61,3 16 / (61,316 + 15,430 + 12,1 44 + 6,858 + 4,472) = 980,8 / 2686,4 = 0,365,
gC2H6 = 15,4 30 / 2686,4 = 0,172,
gC3H8 = 12,1 44 / 2686,4 = 0,198,
gC4H10 = 6,8 58 / 2686,4 = 0,147,
gC5H12 = 4,4 72 / 2686,4 = 0,118.
Сумма всех долей массового состава равна 1.
Дата добавления: 2019-02-12; просмотров: 298; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!