Многопараметрические зависимости
Зависимость - Редлиха Квонга
р = R Т/(v-b)-a/[T0.5 v (v+b)],(1.8)
где a = 0.4275 R2 T2,5кр /ркр; в = 0.08664 R Tкр/ркр.
Область действия-сухие газы в докритической области.
Уравнение Пенга- Робинсона
p = RT/(v-b)-a(T)/[v(v+b)+b(v-b)]. (1.9)
Здесь: а(T) = akp a(Tпр,w); akp = 0.45724 R2 Tkp2/Pkp;
b = 0.0778 R Tkp /Pkp; a = {1+m (1-Tпр0.5)}2; 
m = 0.37464+1.54226 w -0.26992 w 2.
Для многокомпонентных смесей а = å(yi ai); b = å (yi bi).
Область действия-критическая область; для газоконденсатных смесей.
Расчетные методы определения
коэффициента сверхсжимаемости [5,6]
Из уравнения состояния Пенга-Робинсона
, (1.10)
где А=а(Т)р/(R2 T2); B=p b/(R T).
Область использования:р< 50МПа; хС 5+< 40моль%; пары воды.
Выбор z: z газовой фазы соответствует наименьший положительный корень уравнения, а z жидкой фазы - наибольший положительный корень.
Аппроксимация Платонова-Гуревича
, (1.11)
где ркр и Ткр вычисляются по формулам Хенкинсона, Томаса и Филлипса
Область использования- р < 40МПа; хС 5+< 10моль%.
Погрешность формулы: меньше 1% при p< 25МПа;
3% при p= 25 -35 МПа и 5% - от 35 до 40МПа.
ГАЗОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И
ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ ГАЗА
Методы определения типа залежи
По составу углеводородов и относительной плотности
а) Газовые - нет тяжелых углеводородов (метан - 95-98%; относительная плотность `r » 0.56; при понижении температуры выделения жидких углеводородов не происходит).
б) Газонефтяные - сухой газ + жидкий газ (пропан - бутановая смесь) + газовый бензин С5+ ( метан = 35-40%, этан = 20%, жидкий газ = 26 -30%, газовый бензин = 5%, не углеводороды = 8 - 13%, `r » 1.1).
|
|
|
в) Газоконденсатные - сухой газ + конденсат (бензиновая, керосиновая, лигроиновая и, иногда, масляная фракции) (метан = 75 - 90%, этан = 5 - 9%, жидкий газ = 2 - 5%, газовый бензин = 2 - 6%, не углеводороды = 1 - 6%, `
r » 0.7 - 0.9).
г) Газогидратные - газ в твердом состоянии.
По Коратаеву (отношению содержаний
изо-бутанаi-С4Н10 к нормальному бутануn-C4H10)
а) Газовые - i-С4Н10 / n-C4H10 =g>1.
б) Газоконденсатно-нефтяные, газонефтяные и попутный газ - g =0.5-0.8.
в) Газоконденсатные - g=0.9-1.1.
2.1.4. По фазовому состоянию пластовой смеси [4,5]
Для более обоснованного подразделения залежей углеводородов следует пользоваться характеристиками фазовых превращений, протекающих по разному в зависимости от состава углеводородов и условий в залежи. Типичная фазовая диаграмма многокомпонентной смеси (рис.2.1.) в координатах давление - температура имеет петлеобразный вид, т.е. отличается от соответствующей фазовой диаграммы чистого вещества, изображающейся в виде одной монотонно – возрастающей, вогнутой к оси температур кривой с одной конечной (критической) точкой. На диаграмме (рис.2.1) кривая точек кипения “a” - граница однофазного жидкого и двухфазного парожидкостного состояний, а кривая точек росы “ b” - граница однофазного газообразного и двухфазного парожидкостного состояний. Эти кривые сходятся в критической точке К.
|
|
|
Критическая точка – максимальное значение кривой точек кипения по температуре, но не давления. Максимальному давлению этой кривой соответствует точка N , называемая криконденбарой. Для кривой точек росы – критическая точка максимальна по значению давления, но максимальному значению температуры соответствует точка М, которая называется крикондентермой. Таким образом, на фазовой диаграмме многокомпонентной смеси эти точки соответствуют максимальным значениям давления и температуры. Указанные точки в совокупности с критической ограничивают две особые области, в которых поведение смеси отличается от поведения чистого вещества. Это ретроградные области, которые носят названия обратной конденсации - ограничена кривой KDM и обратного испарения - ограничена кривой NHK.
Фазовая диаграмма (рис. 2.1.) со всеми её особенностями присуща любым многокомпо-нентным смесям, но ширина её петли и расположение критичес-кой точки, а следовательно, и ретроградных областей зависят от состава смеси.
|
|
|
Фазовое состояние пластовой углеводородной смеси и особенности их фазового поведения при разработке месторождений определяются пластовыми давлениями и температурами, а также составом смеси.
Если пластовое значение температуры смеси Тпл больше крикондентермы М(точка F) и в процессе разработки месторождения давление падает (линия FT4), то эта смесь будет всё время находиться в однофазном газообразном состоянии. Такие смеси образуют газовые месторождения.
Если пластовая температура находится между критической и крикондентермой, то такие смеси относят к газоконденсатным. В этом случае в зависимости от соотношения между начальным пластовым и давлением начала конденсации (точка В) возможно существование трёх типов газоконденсатных залежей: пластовое давление может быть выше (однофазное ненасыщенное), равно (однофазное насыщенное) или ниже (двухфазное) давления начала конденсации.
Если пластовая температура ниже критической температуры смеси, т.е. находится левее критической точки, то такие смеси характерны для нефтяных месторождений. В зависимости от начальных значений пластовых температуры и давления (расположения точки, соответствующей этим значениям, относительно кривой точек кипения) различают нефтяные месторождения с недо-насыщенными, насыщен-ными нефтями и месторождения с газовой шапкой.
|
|
|
Когда пластовая температура выше крикондентермы, то нефть содержит большое количество газообразных и легкокипящих углеводородов и обладает большей усадкой. Такие нефти называют лёгкими. Они отличаются высоким газонефтяным соотношением и плотностью, приближающейся к плотности газового конденсата.
Дата добавления: 2018-02-15; просмотров: 709; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!