Физические свойства природных углеводородных газов

Плотность газа — это масса 1 м³ газа при О °С и атмосферном дав- ленйи. Размерность ее кг/м³. Обычно пользуются относительной плотностью газа. Относительная плотность (по воздуху) естествен­ных газов изменяется от 0, 6, когда газ в основном состоит из мета­на, до 2 и выше, когда он содержит значительное количество тяже­лых углеводородов.

Вязкость углеводородных газов незначительная. Вязкость сухого углеводородного газа при 0°С 13 • 10 ⁶ Па • с, а воздуха — 17 • 10 ⁶ Па • с. С увеличением температуры вязкость газа и воздуха увеличивается.

Законы газового состояния, известные из физики, справедливы для идеальных газов. Для углеводородных газов они требуют опре­деленных корректив. Чем больше плотность газа и чем выше давле­ние, тем больше отклонение законов для реальных газов от законов для идеальных газов.

Коэффициент сжимаемости газа — отношение объемов реального и идеального газов при одинаковыхусловиях Z=V_p/V_w где V_p- объ­ем 1 кг газа при данных давлении и температуре; V_M — объем 1 кг иде­ального газа при тех же условиях.

Коэффициент сжимаемости Zoпpeдeляeт и величину отношения объемов реального газа при пластовых и стандартных условиях.

При этом он непосредственно зависит от величин пластовых дав­ления (в Па) и температуры (в К) -Z= 0, 00289(Р_ПЛ/Т_ПЛ) • (V_njl/V_C7).

Величину коэффициента сжимаемости чаще всего определяют по экспериментальным кривым (рис. 46). На рис. 46 значения это­го коэффициента даны в зависимости от приведенных псевдокри­тических давлений и температур. Псевдокритическими давлением и температурой называют суммы средних взвешенных критических значений соответственно давлений и температур отдельных углево­дородов, из которых состоит смесь.

Критической называется такая температура, выше которой газ не может превратиться в жидкость, критическим называется давление, которое соответствует точке перехода газа в жидкость (табл. 2). Под приведенными псевдокритическими давлением и температурой по­нимают отношение рабочих абсолютных давлений и температур со­ответственно к псевдокритическим значениям давления и темпера­туры для данного состава газа.

Пример расчета псевдокритических давлений и температур при­веден в табл. 3. Зная пластовое давление и температуру, можно опре-

Рис. 46. Зависимость коэффициента сжимаемости газа Z от приведенных псевдокритических давлений PR и температур TR

 

 

Таблица 2 Значения критических давлений и температур Компонент Моле­ Масса Критиче­ Критиче­ Плот­   кулярная 1 м3 ская тем­ ское абсо­ ность   масса газа, кг пература лютное дав­ по       tKP, °с ление Рс, воздуху         МПа   Метан 0, 714 -82, 5 4, 58 0, 554 Этан 1, 35 + 32, 28 4, 82 1, 038 Пропан 1, 97 + 96, 78 4, 20 1, 522 Изобутан 2, 85 + 134 3, 64 2, 006 н-Бутан 2, 85 + 152 3, 75 2, 006 Изопентан 3, 22 + 187, 78 3, 29 2, 490 н-Пентан 3, 22 + 197 3, 30 2, 490 Гексан 3, 81 + 234, 78 2, 99 2, 974 Гептан 4, 48 + 267 2, 70 3, 459 Азот 1, 25 - 147 3, 35 0, 967 Углекислый 1, 964 - 31, 1 7, 29 1, 514 газ           Примечание: физические свойства газов даны при Р — 0, 1 МПа и /= 15, 5°С

 

Таблица 3   Содержание компонента в смеси У, % Критические абсолютные Псевдо критические Компонент Давление Рс, МПа я ^ 5 i 6 + К с о 1= Е-1 ВII ^ Давление Р = У- Рс/100, МПа Температура Т —У- Тс/100, к Метан Этан Пропан н-Бутан н- Пентан 92, 6 1, 6 0, 4 2, 2 3, 2 4, 58 4, 82 4, 20 3, 75 3, 30 190, 5 305, 28 369, 78 425, 0 470, 2 4, 240 0, 077 0, 017 0, 082 0, 105 176, 40 4, 88 1, 48 9, 35 15, 04 Сумма     4, 521 207, 15

 

делить приведенные псевдокритические давление P_R и температуру Т_р по формулам: P_R = Р_пл /Рг; T_R = Т^Тг, где Р_пл - пластовое дав­ление, МПа; Т_пл — абсолютная температура газовой смеси в пласто­вых условиях, равная Т₀ +1_ИЛ (Т₀ = 273К, t_njl — пластовая температу­ра, °С); Я — псевдокритическое давление, МПа; Т_г — псевдокрити­ческая температура, К. Согласно закону Генри, растворимость газа в жидкости пропорциональна давлению. Углеводородные газы мало отклоняются от закона Генри при сравнительно низких давлени­ях. При высоких давлениях наблюдается взаимное растворение газа в жидкости и жидкости в газе. Коэффициент растворимости для углеводородных газов обычно составляет 0, 3...2.

Сухие углеводородные газы в большей степени подчиняются за­кону Генри, чем жирные. Для сухих газов коэффициент раствори­мости в пределах обычных пластовых давлений остается постоян­ным, для жирных газов он меняется вместе с давлением. С повыше­нием температуры способность газа растворяться в жидкости умень­шается. При приближении к критическому давлению перехода газа в жидкую фазу закон Генри неприменим.

На растворимость газа в нефти влияет ее плотность. В более тя­желой нефти растворимость его меньше, чем в легких (рис. 47). Это объясняется большей химической близостью газа к легкой нефти. Поэтому жирные газы лучше растворяются в нефти.

Пример расчета псевдо критических давлений и температур

Количество растворенного в нефти газа определяется при изуче­нии проб нефти, отобранных из скважины глубинным пробоотбор­ником, при пластовом давлении.

			/
		X*
А

ta Й з cs § * G ъ ** W «5 * «3

Ш

0 4 8

Давление, МПа

Рис. 47. Растворимость газа в различной нефти при t = 21 °С.

Плотность нефти: 1 - 0, 729; 2 - 0, 804; 3 - 0, 811; 4 - 0, 850

Содержание газа в глубинной пробе нефти определяется при контактном дегазировании, когда газ, выделяющийся из раствора, остается в контакте с жидкостью, или при дифференциальном дега­зировании, когда весь выделяющийся газ периодически отводится из системы. Наиболее полное дегазирование нефти происходит при контактном способе.

Количество газа, растворенного в 1 т пластовой нефти, называет-

........... v.

ся растворимостью газа в нефти или газосодержанием, а количество добытого газа, приходящегося на 1 т добытой нефти, называется га­зовым фактором.

Воды нефтяных и газовых месторождений

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться: