Плотность газа в нормальных условиях

Nbsp;

РАЗРАБОТКА

ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Томск 2003

ВВЕДЕНИЕ

Приоритетное развитие газовой промышленности, в частности в сибирском регионе, предъявляет повышенные требования к разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Важнейшим аспектом разработки является установление и обоснование технологического режима эксплуатации скважин. Недостаточно обоснованные технологические режимы эксплуатации скважин, приводящие к снижению их дебитов по сравнению с проектными значениями, приводят к завышению капитальных вложений и эксплуатационных расходов в процессе разработки.

В значительной степени правильность технологического режима эксплуатации скважин зависит от качества и количества исходной информации, получаемой газогидродинамическими методами исследования в процессах разведки и опытной эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений.

Важное значение имеют прогнозирование и своевременное изменение установленного технологического режима скважин. Поэтому знание современных газо-гидродинамических методов получения информации и научных основ установления оптимального технологического режима эксплуатации скважин необходимо для рационального освоения месторождений природного газа.

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И КОНДЕНСАТА

1.1. Состав и классификация природных газов [1,2]

Состав природных газов. В состав природных газов входят:

а) Углеводороды - алканы C_nH_2n+2 и цикланы C_nH_2n.

б) Неуглеводороды - азот N₂, углекислый газ СО₂, сероводород Н₂S, ртуть, меркаптаны RSH.

в) Инертные газы – гелий, аргон, криптон, ксенон.

Фазовые состояния. Метан (СН₄), этан (С₂Н₆) и этилен (С₂Н₄) при нормальных условиях (р = 0,1 МПа и Т = 273° К) являются реальными газами и составляют сухой газ.

Пропан (С₂Н₆), пропилен (С₃Н₆), изобутан (i=С₄Н₁₀), нормальный бутан-(n=С₄Н₁₀), бутилены (С₄Н₈) при атмосферных условиях находятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенных давлениях—в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжижаемых, сжиженных) углеводородных газов.

Углеводороды, начиная с изопентана (i= С₅Н₁₂) и более тяжелые

(17 ³ n > 5) при атмосферных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции.

Углеводороды, в молекулу которых входит 18 и более атомов углерода (от С₁₈Н₂₈), расположенных в одну цепочку, при атмосферных условиях находятся в твердом состоянии.

Классификация природных газов. Природные газы подразделяют на три группы:

1. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Они представляют собой сухой газ, практически свободный от тяжелых углеводородов.

2. Газы, добываемые вместе с нефтью. Это физическая смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина.

3. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений. Они состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции. Кроме того, присутствуют N₂, СО₂, H₂S, Не, Аг и др.

4. Искусственные газы получают из твердых топлив (горючие сланцы, бурый уголь) в газогенераторах, ретортах, тоннельных и прочих печах при высоких температурах, а иногда и при повышенных или высоких давлениях.

Изменение состава природного газа в процессе разработки. Во время эксплуатации газовых скважин метан - газообразный и находится при температуре выше критической, этан - на грани парообразного и газообразного состояния, а пропаны и бутаны - в паровом. С повышением давления и понижением температуры компоненты, входящие в состав природных газов чисто газовых месторождений, могут переходить в жидкое состояние. При эксплуатации газоконденсатных месторождений с понижением давления до определенного значения (давление максимальной конденсации) обычно наблюдается переход тяжелых углеводородов в жидкое состояние, при последующем уменьшении давления часть их переходит обратно в газообразное состояние.

Это приводит к тому, что состав газа, а также состав и количество конденсата в процессе разработки газоконденсатных месторождений без поддержания давления изменяются, что следует учитывать при проектировании заводов по переработке газа и конденсата. Если газоконденсатные месторождения разрабатывают с поддержанием давления путем закачки газа в пласт (сайклинг-процесс), состав конденсата практически не изменяется, а состав газа может изменяться при прорыве сухого газа в эксплуатационные скважины. Если для поддержания пластового давления закачивают в пласт воду, состав газа и конденсата в процессе разработки остаются неизменными.

Таким образом, физико-химические свойства газа и его состав необходимо знать как на стадии разведки, так и при эксплуатации месторождения.

1.2. Основные параметры [1,2]

Параметры газовых смесей

К средним параметрам относятся:

плотность газа в нормальных условиях

r_ст= М/22.41, кг/м³ ; (1.1)

относительная плотность -`r - плотность, отнесённая к плотности воздуха r_в при тех же значениях давления и температуры;

концентрации компонент - массовые g_i = G_i /G; молярные y_i = m_i /m; объёмные x_i = v_i /v;

средние характеристики –

давление р = p_i /x_i ; объём v = v_i /x_i;

молекулярная масса М = å (x_i М_i)/100=100/å (g_i /M_i); (1.2)

плотность r= 100/ å (g_i/r_i) = 100M/å (x_iM_i)/r_i= å (x_ir_i).

При этом плотности воздуха r⁰= 1,293кг/м³, r²⁰= 1,205кг/м³ (верхний индекс – температура в градусах Цельсия); концентрации связаны между собой соотношениями g_i = x_i M_i /M; y_i = x_i.

Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 521; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

12 3 4 5 6 7 8 9 10 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!