Зависимость давления газа от его плотности. Физические свойства газов
Физикохимические свойства нефти и параметры ее характеризующие: плотность, вязкость, сжимаемость, объемный коэффициент. Их зависимость от температуры и давления
Физические свойства пластовых нефтей сильно отличаются от свойств поверхностных дегазированных нефтей, что обусловливается влиянием температуры, давления и растворенного газа. Изменение физических свойств пластовых нефтей, связанных с термодинамическими условиями нахождения их в пластах, учитывают при подсчете запасов нефти и нефтяного газа, при проектировании, разработке и эксплуатации нефтяных месторождений.
Плотность дегазированной нефти изменяется в широких пределах - от 600 до 1000 кг/м 3 и более и зависит в основном от углеводородного состава и содержания асфальтосмолистых веществ.
Плотность нефти в пластовых условиях зависит от количества растворенного газа, температуры и давления. С повышением давления плотность несколько увеличивается, а с повышением двух других факторов - уменьшается. Влияние последних факторов сказывается больше. Плотность нефтей, насыщенных азотом или углекислотой, несколько возрастает с повышением давления.
Влияние количества растворенного газа и температуры сказывается сильнее. Поэтому плотность газа в итоге всегда меньше плотности дегазированной нефти на поверхности. При повышении давления плотность нефти значительно уменьшается, что связано с насыщением нефти газом. Рост давления выше давления насыщения нефти газом способствует некоторому увеличению плотности нефти.
На плотность пластовых вод, кроме давления, температуры и растворенного газа, сильно влияет их минерализация. При концентрации солей в пластовой воде 643 кг/м 3 плотность ее достигает 1450 кг/м 3 .
Объемный коэффициент . При растворении газа в жидкости объем ее увеличивается. Отношение объема жидкости с растворенным в ней газом в пластовых условиях к объему этой же жидкости на поверхности после ее дегазации называется объемным коэффициентом
b=V ПЛ / V ПОВ
где V ПЛ - объем нефти в пластовых условиях; V ПОВ - объем той же нефти при атмосферном давлении и t=20°С после дегазации.
Так как в нефти может растворяться очень большое количество углеводородного газа (даже 1000 и более м 3 в 1 м 3 нефти), в зависимости от термодинамических условий объемный коэффициент нефти может достигать 3,5 и более. Объемные коэффициенты для пластовой воды составляют 0,99-1,06.
Уменьшение объема извлеченной нефти по сравнению с объемом нефти в пласте, выраженное в процентах, называется «усадкой»
u=(b-1) / b *100%
При снижении давления от первоначального пластового р 0 до давления насыщения объемный коэффициент мало меняется, т.к. нефть с растворенным в ней газом ведет себя в этой области как обычная слабосжимаемая жидкость, слегка расширяясь при снижении давления. По мере снижения давления газ постепенно выделяется из нефти, и объемный коэффициент уменьшается. Увеличение температуры нефти ухудшает растворимость газов, что приводит к уменьшению объемного коэффициента
Вязкость. Одной из важнейших характеристик нефти является вязкость. Вязкость нефти учитывают почти при всех гидродинамических расчетах, связанных с подъемом жидкости по насосно-компрессорным трубам, промывкой скважин, транспортом продукции скважины по внутрипромысловым трубам, обработкой призабойных зон пласта различными методами, а также при расчетах, связанных с движением нефти в пласте.
Вязкость пластовой нефти сильно отличается от вязкости поверхностной нефти, так как в своем составе имеет растворенный газ и находится в условиях повышенных давлений и температур. С увеличением количества растворенного газа и температуры вязкость нефтей уменьшается.
Повышение давления, ниже давления насыщения приводит к увеличению газового фактора и, как следствие, к уменьшению вязкости. Повышение давления выше давления насыщения для пластовой нефти приводит к увеличению величины вязкости
С повышением молекулярной массы нефти вязкость ее увеличивается. Также на вязкость нефти оказывает большое влияние содержание в ней парафинов и асфальтосмолистых веществ, как правило, в сторону ее увеличения.
Сжимаемость нефти . Нефть обладает упругостью, т. е. способностью изменять свой объем под действием внешнего давления. Упругость жидкости измеряется коэффициентом сжимаемости, который определяется как отношение изменения объема жидкости к ее первоначальному объему при изменении давления:
β П =ΔV/(VΔP) , где
ΔV – изменение объема нефти; V – начальный объем нефти; ΔP – изменение давления
Коэффициент сжимаемости пластовой нефти зависит от состава, содержания в ней растворенного газа, температуры и абсолютного давления.
Дегазированные нефти имеют сравнительно низкий коэффициент сжимаемости, порядка (4-7) *10 -10 1/Па, а легкие нефти, содержащие в своем составе значительное количество растворенного газа, - до 140*10 -10 1/Па. Чем больше температура, тем больше коэффициент сжимаемости.
Плотность.
Под плотностью обычно понимают массу вещества, заключенную в единице объема. Соответственно размерность этой величины – кг/м 3 или г/см 3 .
ρ=m/V
Плотность нефти в пластовых условиях уменьшается из-за растворенного в ней газа и в связи с повышением температуры. Однако при снижении давления ниже давления насыщения зависимость плотности нефти носит немонотонный характер, а при увеличении давления выше давления насыщения нефть сжимается и плотность несколько увеличивается.
Вязкость нефти.
Вязкостьхарактеризует силу трения (внутреннего сопротивления), возникающую между двумя смежными слоями внутри жидкости или газа на единицу поверхности при их взаимном перемещении.
Вязкость нефти определяется экспериментальным путем на специальном вискозиметре ВВД–У. Принцип действия вискозиметра основан на измерении времени падения металлического шарика в исследуемой жидкости.
Вязкость нефти при этом определяют по формуле:
μ = t (ρ ш – ρ ж) · k
t – время падения шарика, с
ρ ш и ρ ж - плотность шарика и жидкости, кг/м 3
k – постоянная вискозиметра
Повышение температуры вызывает уменьшение вязкости нефти (рис. 2. а). Повышение давления, ниже давления насыщения приводит к увеличению газового фактора и, как следствие, к уменьшению вязкости. Повышение давления выше давления насыщения для пластовой нефти приводит к увеличению величины вязкости (рис. 2. б).
Минимальная величина вязкости имеет место, когда давление в пласте становится равным пластовому давлению насыщения.
Сжимаемость нефти
Нефть обладает упругостью. Упругие свойства нефти оцениваются коэффициентом сжимаемости нефти. Под сжимаемостью нефти понимается способность жидкости изменять свой объем под действием давления:
β н = (1)
β н – коэффициент сжимаемости нефти, МПа -1-
V н – исходный объем нефти, м 3
∆V – измерение объема нефти под действием измерения давления ∆Р
Коэффициент сжимаемости характеризует относительное изменение единицы объема нефти при изменении давления на единицу. Он зависит от состава пластовой нефти, температуры и абсолютного давления. С увеличением температуры коэффициент сжимаемости увеличивается.
Объемный коэффициент
Под объемным коэффициентом понимают величину, показывающую во сколько раз объем нефти в пластовых условиях превышает объем той же нефти после выделения газа на поверхности.
в = V пл /V дег
в – объемный коэффициент
V пл иV дег – объемы пластовой и дегазированной нефти, м 3
При снижении давления от первоначального пластового р 0 до давления насыщения (отрезок аб) объемный коэффициент мало меняется, т.к. нефть с растворенным в ней газом ведет себя в этой области как обычная слабосжимаемая жидкость, слегка расширяясь при снижении давления.
По мере снижения давления газ постепенно выделяется из нефти, и объемный коэффициент уменьшается. Увеличение температуры нефти ухудшает растворимость газов, что приводит к уменьшению объемного коэффициента.
Реферат на тему:
Плотность воздуха
План:
-
Введение
- 1
Взаимосвязи в пределах модели идеального газа
- 1.1 Температура, давление и плотность
- 1.2 Влияние влажности воздуха
- 1.3 Влияние высоты над уровнем моря в тропосфере
Примечания
Введение
Плотность воздуха - масса газа атмосферы Земли на единицу объема или удельная масса воздуха при естественных условиях. Величина плотности воздуха является функцией от высоты производимых измерений, от его температуры и влажности. Обычно стандартной величиной считается значение 1,225 кг ⁄ м 3 , которая соответствует плотности сухого воздуха при 15°С на уровне моря.
1. Взаимосвязи в пределах модели идеального газа
|
||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
1.1. Температура, давление и плотность
Плотность сухого воздуха может быть вычислена с использованием уравнения Клапейрона для идеального газа при заданных температуре (англ.) русск. и давлении:
Здесь ρ - плотность воздуха, p - абсолютное давление, R - удельная газовая постоянная для сухого воздуха (287,058 Дж ⁄ (кг·К)) , T - абсолютная температура в Кельвинах. Таким образом подстановкой получаем:
- при стандартной атмосфере Международного союза теоретической и прикладной химии (температуре 0°С, давлении 100 КПа, нулевой влажности) плотность воздуха 1,2754 кг ⁄ м³ ;
- при 20 °C, 101,325 КПа и сухом воздухе плотность атмосферы составляет 1,2041 кг ⁄ м³ .
В приведенной таблице даны различные параметры воздуха, вычисленные на основании соответствующих элементарных формул, в зависимости от температуры (давление взято за 101,325 КПа)
1.2. Влияние влажности воздуха
Под влажностью понимается наличие в воздухе газообразного водяного пара, парциальное давление которого не превосходит давления насыщенного пара для данных атмосферных условий. Добавление водяного пара в воздух приводит к уменьшению его плотности, что объясняется более низкой молярной массой воды (18 гр ⁄ мол) по сравнению с молярной массой сухого воздуха (29 гр ⁄ мол). Влажный воздух может рассматриваться как смесь идеальных газов, комбинация плотностей каждого из которых позволяет получить требуемое значение для их смеси. Подобная интерпретация позволяет определение значения плотности с уровнем ошибки менее 0,2% в диапазоне температур от −10 °C до 50 °C и может быть выражена следующим образом:
где - плотность влажного воздуха (кг ⁄ м³); p d - парциальное давление сухого воздуха (Па); R d - универсальная газовая постоянная для сухого воздуха (287,058 Дж ⁄ (кг·К)); T - температура (K); p v - давление водяного пара (Па) и R v - универсальная постоянная для пара (461,495 Дж ⁄ (кг·К)). Давление водяного пара может быть определено исходя из относительной влажности:
где p v - давление водяного пара; φ - относительная влажность и p sat - парциальное давление насыщенного пара, последнее может быть представлено в виде следующего упрощенного выражения:
которое дает результат в миллибарах. Давление сухого воздуха p d определяется простой разницей:
где p обозначает абсолютное давление рассматриваемой системы.
1.3. Влияние высоты над уровнем моря в тропосфере
Зависимость давления, температуры и плотности воздуха от высоты по сравнению со стандартной атмосферой (p 0 =101325 Па, T 0 =288,15 K, ρ 0 =1,225 кг/м³).
Для вычисления плотности воздуха на определенной высоте в тропосфере могут использоваться следующие параметры (в параметрах атмосферы указано значение для стандартной атмосферы):
- стандартное атмосферное давление на уровне моря - p 0 = 101325 Па;
- стандартная температура на уровне моря - T 0 = 288,15 K;
- ускорение свободного падения над поверхностью Земли - g = 9,80665 м ⁄ сек 2 (при данных вычислениях считается независимой от высоты величиной);
- скорость падения температуры (англ.) русск. с высотой, в пределах тропосферы - L = 0,0065 K ⁄ м;
- универсальная газовая постоянная - R = 8,31447 Дж ⁄ (Мол·K) ;
- молярная масса сухого воздуха - M = 0,0289644 кг ⁄ Мол.
Для тропосферы (т.е. области линейного убывания температуры - это единственное свойство тропосферы, используемое здесь) температура на высоте h над уровнем моря может быть задана формулой:
Давление на высоте h :
Тогда плотность может быть вычислена подстановкой соответствующих данной высоте h температуры T и давления P в формулу:
Эти три формулы (зависимость температуры, давления и плотности от высоты) и использованы для построения графиков, приведенных справа. Графики нормализованы - показывают обший вид поведения параметров. "Нулевые" значения для верных вычислений нужно каждый раз подставлять в соответствии с показаниями соответствующих приборов (градусника и барометра) на данный момент на уровне моря.
Выведенные дифференциальные уравнения (1.2, 1.4) содержат параметры, которые характеризуют жидкость или газ: плотность r , вязкость m , а также параметры пористой среды – коэффициенты пористости m и проницаемости k . Для дальнейших расчетов надо знать зависимость этих коэффициентов от давления.
Плотность капельной жидкости . При установившейся фильтрации капельной жидкости можно считать ее плотность, не зависящей от давления, то есть рассматривать жидкость как несжимаемую: r = const .
В неустановившихся процессах необходимо учитывать сжимаемости жидкости, которая характеризуется коэффициентом объемного сжатия жидкости b ж . Этот коэффициент обычно считают постоянным:
Проинтегрировав последнее равенство от начального значений давления р 0 и плотности r 0 до текущих значений, получим:
При этом получаем линейную зависимость плотности от давления.
Плотность газов . Сжимаемые жидкости (газы) при малых изменениях давления и температуры также можно характеризовать коэффициентами объёмного сжатия и температурного расширения. Но при больших изменениях давлений и температур эти коэффициенты меняются в больших пределах, поэтому зависимость плотности идеального газа с давлением и температурой находятся на основе уравнения состояния Клайперона – Менделеева :
где R’ = R/M m – газовая постоянная, зависящая от состава газа.
Газовая постоянная для воздуха и метана соответственно равны, R΄ воздуха = 287 Дж/кг K˚; R΄ метан = 520 Дж/кг K˚.
Последнее уравнение иногда записывают в виде:
 | (1.50) |
Из последнего уравнения видно, что плотность газа зависит от давления и температуры, поэтому если известна плотность газа, то необходимо указывать давление, температуру и состав газа, что неудобно. Поэтому вводятся понятия нормальных и стандартных физических условий.
Нормальные условия соответствуют температуре t = 0°С и давлению p ат = 0,1013°МПа. Плотность воздуха при нормальных условиях равна ρ в.н.ус = 1,29 кг/м 3 .
Стандартные условия соответствуют температуре t = 20°С и давлению p ат = 0,1013°МПа. Плотность воздуха при стандартных условиях равна ρ в.ст.ус = 1,22 кг/м 3 .
Поэтому по известной плотности при данных условиях можно рассчитать плотность газа при других значениях давления и температуры:
Исключая пластовую температуру, получим уравнение состояния идеального газа, которым будем пользоваться в дальнейшем:
где z – коэффициент, характеризующий степень отклонения состояния реального газа от закона идеальных газов (коэффициент сверхсжимаемости) и зависящий для данного газа от давления и температуры z = z(p, Т) . Значения коэффициента сверхсжимаемости z определяются по графикам Д. Брауна.
Вязкость нефти . Эксперименты показывают, что коэффициенты вязкости нефти (при давлениях выше давления насыщения) и газа увеличиваются с повышением давления. При значительных изменениях давления (до 100 МПа) зависимость вязкости пластовых нефтей и природных газов от давления можно принять экспоненциальной:
 | (1.56) |
При малых изменениях давления эта зависимость имеет линейный характер.
Здесь m 0 – вязкость при фиксированном давлении p 0 ; β m – коэффициент, определяемый экспериментально и зависящий от состава нефти или газа.
Пористость пласта . Чтобы выяснить, как зависит от давления коэффициент пористости, рассмотрим вопрос о напряжениях, действующих в пористой среде, заполненной жидкостью. При уменьшении давления в жидкости увеличивается силы на скелет пористой среды, поэтому пористость уменьшается.
Вследствие малой деформации твердой фазы считают обычно, что изменение пористости зависит от изменения давления линейно. Закон сжимаемости породы записывают следующим образом, вводя коэффициент объемной упругости пласта b с :
где m 0 – коэффициент пористости при давлении p 0 .
Лабораторные эксперименты для разных зернистых пород и промысловые исследования показывают, что коэффициент объемной упругости пласта составляет (0,3 – 2) 10 -10 Па -1 .
При значительных изменениях давления изменение пористости описывается уравнением:
а при больших – экспоненциальной:
 | (1.61) |
В трещиноватых пластах проницаемость изменяется в зависимости от давления более интенсивно, чем в пористых, поэтому в трещиноватых пластах учет зависимости k(p) более необходим, чем в гранулярных.
Уравнения состояния жидкости или газа, насыщающих пласт, и пористой среды замыкают систему дифференциальных уравнений.
Как правило, при уменьшении температуры плотность увеличивается, хотя встречаются вещества, чья плотность ведёт себя иначе, например, вода, бронза и чугун. Так, плотность воды имеет максимальное значение при 4 °C и уменьшается как с повышением, так и с понижением температуры относительно этого числа.
При изменении агрегатного состояния плотность вещества меняется скачкообразно: плотность растёт при переходе из газообразного состояния в жидкое и при затвердевании жидкости. Правда, вода является исключением из этого правила, её плотность при затвердевании уменьшается.
Отношение П. двух веществ при определённых стандартных физических условиях называется относительной П.: для жидких и твёрдых веществ она обычно определяется по отношению к П. дистиллированной воды при 4 °С, для газов - по отношению к П. сухого воздуха или водорода принормальных условиях.
Единицей П. в СИ является кг/м 3 , в СГС системе единиц г/см 3 . На практике пользуются также внесистемными единицами П.: г/л , т/м 3 и др.
Для измерения П. веществ применяют плотномеры, пикнометры, ареометры, гидростатическое взвешивание (см. Мора весы). Др. методы определения П. основаны на связи П. с параметрами состояния вещества или с зависимостью протекающих в веществе процессов от его П. Так, плотность идеального газа может быть вычислена по уравнению состояния r = pm/RT, где р -давление газа, m - его молекулярная масса (мольная масса), R - газовая постоянная, Т - абсолютная температура, или определена, например, по скорости распространения ультразвука (здесь b - адиабатическая сжимаемость газа).
Диапазон значений П. природных тел и сред исключительно широк. Так, П. межзвёздной среды не превышает 10 -21 кг/м 3 , средняя П. Солнца составляет 1410 кг/м 3 , Земли - 5520 кг/м 3 , наибольшая П. металлов - 22 500 кг/м 3 (осмий ), П. вещества атомных ядер - 10 17 кг/м 3 , наконец, П. нейтронных звёзд может, по-видимому, достигать 10 20 кг/м 3 .
Манометр - это механический измерительный прибор, конструктивно представляющий собой стальной или пластиковый циферблат с пружиной в виде трубки, предназначенный для измерения давления жидких и газообразных веществ.
В механических манометрах измеряемое давление с помощью чувствительного элемента преобразуется в механическое перемещение, вызывающее механическое отклонение стрелок или других деталей механизмов отсчета, записи результата измерений, а также устройств сигнализации и стабилизации давлений в системах контролируемого объекта. В качестве чувствительных элементов механических манометров применяются трубчатые пружины, гармониковые (сильфонные) и плоские мембраны и другие измерительные механизмы, в которых под действием давления вызываются упругие деформации или упругости специальных пружин.
По точности все механические манометры делятся на: технические, контрольные и образцовые. Технические манометры имеют классы точности 1,5; 2,5; 4; контрольные 0,5; 1,0; образцовые 0,16; 0,45.
Манометрические трубчатые пружины представляют собой пустотелые трубки овального или иного сечения, изогнутые по дуге окружности, по винтовой или спиральной линиям и имеющие один или несколько витков. В обычной конструкции, которая наиболее часто применяется на практике, используются одновитковые пружины. Принципиальная и структурная схемы манометра с одновитковой трубчатой пружиной представлены на рис.2.
Рис.2. Механический манометр и его характеристики
К штуцеру 1 припаян конец манометрической пружины 5. Второй запаянный конец К шарнирно связан тягой 3 с рычагом зубчатого сектора 4. Зубья сектора сцеплены с ведомым зубчатым колесом 6, которое насажено на ось 7 стрелки 9. Для устранения колебаний стрелки из-за зазоров между зубьями зубчатой передачи применяют спиральную пружину 2, концы которой связаны с корпусом и осью 7. Под стрелкой находится неподвижная шкала.
Под действием разности давлений внутри и снаружитрубчатая пружина меняет форму своего сечения, в результате чего ее запаянный конецК перемещается пропорционально действующей разности давлений .
Структурная схема механического манометра (рис.2,б) состоит из трех линейных звеньев I, II, III, статические характеристики которых представлены графиками ,и, где– перемещение свободного конца трубчатой пружины,– начальный центральный угол трубчатой пружины. Благодаря линейности всех звеньев общая статическая характеристикаманометра линейна и шкала равномерна. Входной величиной звенаI является измеряемое давление , а выходной – перемещениесвободного (запаянного) конца манометрической пружины5. Тяга 3 с рычагом зубчатого сектора 4 образует второе звено. Входной величиной звена II является , а выходной – угловое отклонение конца манометрической пружины. Входной величиной звенаIII (звено III - это зубчатый сектор, сцепленный с ведомым зубчатым колесом 6) служит угловое отклонение , а выходной – угловое отклонение стрелки9 от нулевой отметки шкалы 8.
Механические манометры применяют для измерений в области низкого вакуума. В деформационных манометрах упругий элемент, связанный с индикатором, прогибается под действием разницы измеряемого и эталонного давлений (атмосфера или высокий вакуум). В сильфонных промышленных манометрах серии ВС-7 измеряемое давление вызывает перемещение сильфона, передающееся самописцу. Эти приборы имеют линейную шкалу до 760 тор и точность показаний 1,6%.
ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ГАЗОВ
1. Плотность газа – масса 1 м 3 газа при температуре 0 0 и давлении 0,1 МПа (760 мм. рт. столба). Плотность газа зависит от давления и температуры. Плотность газов изменяется в пределах 0,55 – 1 г/см 3 .
Обычно используется относительная плотность по воздуху (безразмерная величина – отношение плотности газа к плотности воздуха; при нормальных условиях плотность воздуха 1, 293 кг/м 3).
2. Вязкость газов – внутреннее трение газов, возникающее при его движении. Вязкость газов очень мала 1 . 10 -5 Па.с. Столь низкая вязкость газов обеспечивает их высокую подвижность по трещинам и порам.
3. Растворимость газов – одно из важнейших свойств. Растворимость газов в нефти или в воде при давлении не более 5 МПа подчиняется закону Генри , т.е. количество растворённого газа прямо пропорциональнодавлению и коэффициенту растворимости.
При более высоких давлениях растворимость газа определяется уже целым рядом показателей: температурой, химическим составом, минерализацией подземных вод и др. Растворимость углеводородных газов в нефтях в 10 раз больше, чем в воде. Жирный газ лучше растворяется в нефти, чем сухой. Более лёгкая нефть растворяет больше газа, чем тяжёлая.
4. Критическая температура газа . Для каждого газа существует температура, выше которой он не переходит в жидкое состояние, как бы не было велико давление, т.е. критическая t (для СН 4 t кр = –82,1 0 С). Гомологи метана могут находиться в жидком состоянии (для С 2 Н 6 t кр = 32,2 0 С, С 3 Н 8 t кр = 97,0 0 С).
5. Диффузия – это самопроизвольное перемещение газов на молекулярном уровне по направлению уменьшения концентраций.
6. Объёмный коэффициент пластового газа – это отношение объёма газа в пластовых условиях к объёму того же газа в стандартных условиях
(T =0 0 и P=0,1 МПа).
В г = V г пл /V г ст
Объём газа в пласте в 100 раз меньше, чем в стандартных условиях, т.к. газ обладает сверхсжимаемостью.
ГАЗОКОНДЕНСАТЫ
Не только газ способен растворяться в нефти, но и нефть может растворяться в газе. Это происходит при определённых условиях, а именно:
1) объём газа больше объёма нефти;
2) давление 20-25 МПа;
3) температура 90-95 0 С.
При этих условиях жидкие углеводороды начинают растворяться в газе. Постепенно смесь полностью превращается в газовую. Это явление называется ретроградным испарением. Приизменении одного из условий, например, при понижении давления залежи в процессе разработки из этой смеси начинает выделяться конденсат в виде жидких углеводородов. Его состав: С 5 ,Н 12 (пентан) и выше. Это явление называется ретроградной конденсацией.
Газоконденсат – жидкая часть газоконденсатных скоплений. Газоконденаты называют светлыми нефтями, так как они не содержат асфальто-смолистых веществ. Плотность газоконденсата 0,65-0,71 г/см 3 . Плотность газоконденсатов увеличивается с глубиной, также она меняется (обычно увеличивается) в процессе разработки.
Различают сырой конденсат и стабильный.
Сырой представляет собой извлеченную на поверхность жидкую фазу, в которой растворены газообразные компоненты. Сырой конденсат получают непосредственно в промысловых сепараторах при давлениях и температурах сепарации.
Стабильный газоконденсат получают из сырого путем его дегазации, он состоит из жидких углеводородов (пентана) и высших.
ГАЗОГИДРАТЫ
Большинство газов образуют с водой кристаллогидраты – твёрдые вещества. Эти вещества называются газогидраты и образуются при низких температурах, высоких давлениях и на небольших глубинах. По своему виду напоминают рыхлый лёд или снег. Залежи такого типа обнаружены в районах вечной мерзлоты Западной и Восточной Сибири и в акваториях северных морей.
Проблема использования газогидратов пока в достаточной степени не разработана. Все вопросы добычи газогидратов сводятся к созданию в пласте таких условий, при которых бы газогидраты разложились на газ и воду.
Для этого необходимо:
1) снижение давления в пласте;
2) повышение температуры;
3) добавка специальных реагентов.
Закономерности и изменения свойств нефти и газа в залежах и месторождениях
Так и в результате физико-химических из-менений нефтей и газов, происходящих под влиянием внедряющейся в за-лежи воды и изменения пластовых давления и температуры. Поэтому для обоснованных прогнозов изменений свойств нефти и газа в процессе разра-ботки необходимо иметь четкие представления: а) о закономерностях изме-нения свойств нефти и газа по объему залежи до начала разработки; б) о процессах физико-химического взаимодействия нефтей и газов с водами, поступающими в продуктивный пласт (особенно с закачиваемыми водами иного состава, чем пластовая вода); в) о направлениях перемещения флюи-дов в продуктивном пласте в результате эксплуатации скважин; г) об изме-нениях пластовых давления и температуры в течение периода разработки залежи. Закономерности изменения свойств нефти и газа по объему залежи. Полное единообразие свойств нефти и растворенного в ней газа в преде-лах одной залежи -- довольно редкое явление. Для нефтяных залежей обычно изменения свойств достаточно закономерны и проявляются прежде всего в увеличении плотности, в том числе оптической плотности, вязкости, содержания асфальто-смолистых веществ, парафина и серы по мере возра-стания глубины залегания пласта, т. е. от свода к крыльям и от кровли к подошве в мощных пластах. Фактическое изменение плотности в пределах большинства залежей обычно не превышает 0,05-0,07 г/см3. Однако очень часто градиент нарастания плотности и ее абсолютные значения резко воз-растаютв непосредственной близости к водонефтяному контакту Нередко плотность нефти выше изолирующего слоя практически постоянна.В залежах «от-крытого» типа, приуроченных к пластам, выходящим на дневную поверхность, и запечатанных с головыасфальто-кировыми породами, плотность нефти с увеличением глубины уменьшается, достигает минимума, а затем увеличи-вается по мере приближения к ВНК. Описанные закономерности наиболее характерны для высоких залежей месторождений складчатых об-ластей. Основной причиной их образования является гравитационная диффе-ренциация (расслоение) нефтей по плотности внутри залежи, подобно рас-слоению газа, нефти и воды в пределах пласта. Существенное изменение свойств нефтей в зоне ВНК и в верхних частях нефтяных залежей откры-того типа связано с окислительными процессами.
Для залежей платформенных областей с невысоким этажом нефтеносно-сти и обширной зоной ВНК гравитационное расслоение проявляется гораздо слабее и основное влияние па изменение свойств нефтей оказывают окисли-тельные процессы в зоне, подстилаемой подошвенной водой.
Одновременно с увеличением плотности нефти, как правило, растут ее вязкость содержание асфальто-смолистых веществ и парафина, а также уменьшаются газосодержание и давление насыщения растворенных газов.
Несмотря на вы-сокую диффузионную активность газов, изменчивость их состава в пределах единой залежи -- далеко не редкое явление. Наиболее резко она проявля-ется в содержании кислых компонентов -- углекислоты СО 2 и особенно сероводорода Н 2 S. В распределении сероводорода обычно наблюдается зо-нальность, выражающаяся в закономерном изменении концентраций серово-дорода по площади. Явных закономерных изменении концентрации по вы-соте залежи обычно нет.
Газоконденсатные залежи без нефтяной оторочки с невысоким этажом газоносности и невысоким конденсатогазовым фактором, как правило, имеют довольно стабильный состав газа, состав и выход конденсата. Однако при высоте газоконденсатной залежи более 300 м начинают заметно проявляться процессы гравитационного расслоения, приводя к увеличению содержания конденсата вниз по падению пласта, особенно резко -- для залежи с высоким этажом газоносности и нефтяной оторочкой. В этом случае содержание кон-денсата в пониженных участках залежи может быть в несколько раз выше, чем в своде залежи. Известны, в частности, примеры, когда конденсатогазовый фактор в скважинах присводной части залежи составлял 180 см 3 /м 3 , а вблизи газонефтяного контакта -- 780 см 3 /м 3 , т. е. в пределах одной за-лежи содержание конденсата изменялось в 4 раза. Колебания в 1,5--2 раза обычны для многих месторождений с высокими этажами газоносности при выходе конденсата более 100 см 3 /м 3 .
Влияние на плотность газа температуры и давления Газы, в отличие от капельных жидкостей, характеризуются значительной сжимаемостью и высокими значениями коэффициента температурного расширения. Зависимость плотности газа от давления и температуры устанавливается уравнением состояния. Наиболее простыми свойствами обладает газ, разреженный настолько, что взаимодействие между его молекулами может не учитываться. Это идеальный (совершенный) газ, для которого справедливо уравнение Менделеева-Клапейрона:
Влияние на плотность газа температуры и давления р - абсолютное давление; R - удельная газовая постоянная, различная для разных газов, но не зависящая от температуры и давления (для воздуха R =287 Дж/ (кг·К); Т - абсолютная температура. Поведение реальных газов в условиях, далеких от сжижения, лишь незначительно отличается от поведения совершенных газов, и для них в широких пределах можно пользоваться уравнениями состояния совершенных газов.
Влияние на плотность газа температуры и давления В технических расчетах плотность газа обычно приводят к нормальным физическим условиям: T=20°C; р = 101325 Па. Для воздуха в данных условиях ρ=1, 2 кг/м 3. Плотность воздуха при других условиях определяется по формуле:
Влияние на плотность газа температуры и давления По данной формуле для изотермического процесса (Т = сonst): Адиабатический процесс – это процесс, протекающий без внешнего теплообмена. Для адиабатического процесса k=ср /сv адиабатическая постоянная газа; ср - теплоемкость, газа при постоянном давлении; сv - то же, при постоянном объеме.
Влияние на плотность газа температуры и давления Важной характеристикой, определяющей зависимость изменения плотности при изменении давления в движущемся потоке, является скорость распространения звука а. В однородной среде скорость распространения звука определяется из выражения: Для воздуха а= 330 м/с; для углекислого газа 261 м/с.
Влияние на плотность газа температуры и давления Так как объем газа в большой мере зависит от температуры и давления, выводы, полученные при изучении капельных жидкостей, можно распространять на газы лишь в том случае, если в пределах рассматриваемого явления изменения давления и температуры незначительны. 3 начительные разности давлений, вызывающие существенное изменение плотности газов, могут возникнуть при их движении с большими скоростями. Соотношение между скоростью движения и скоростью звука в ней позволяет судить о необходимости учета сжимаемости в каждом конкретном случае.
Влияние на плотность газа температуры и давления Если жидкость или газ движется, то для оценки сжимаемости пользуются не абсолютным значением скорости звука, а числом Маха, равным отношению скорости потока к скорости звука. М = ν/а Если число Маха значительно меньше единицы, то капельную жидкость или газ можно считать практически несжимаемым
Равновесие газа При малой высоте столба газа его плотность можно считать одинаковой по высоте столба: тогда давление, создаваемое этим столбом, определяют по основному уравнению гидростатики. При большой высоте столба воздуха плотность его в различных точках уже не одинаковая, поэтому уравнение гидростатики в этом случае не применяется.
Равновесие газа Рассматривая дифференциальное уравнение давления для случая абсолютного покоя и подставляя в него значение плотности, имеем Для того, чтобы проинтегрировать это уравнение, необходимо знать закон изменения температуры воздуха по высоте столба воздуха. Выразить изменение температуры простой функцией высоты или давления нe представляется возможным, поэтому решение уравнения может быть только приближенным.
Равновесие газа Для отдельных слоев атмосферы с достаточной точностью можно принять, что изменение температуры в зависимости от высоты (а для шахты - от глубины) происходит по линейному закону: Т = Т 0 +αz, где Т и Т 0 - абсолютная температура воздуха соответственно на высоте (глубине) z и на поверхности земли α- температурный градиент, характеризующий изменение температуры воздуха при увеличении высоты(-α) или глубины (+α) на 1 м, К/м.
Равновесие газа Значения коэффициента α на разных участках по высоте в атмосфере или по глубине в шахте различные. Кроме того, они зависят также от метеорологических условий, времени года, и других факторов. При определении температуры в пределах тропосферы (т. е. до 11000 м) обычно принимают α = 0, 0065 K/м, для глубоких шахт среднее значение α принимают, равным 0, 004÷ 0, 006 K/м для сухих стволов, для мокрых - 0, 01.
Равновесие газа Подставляя в дифференциальное уравнение давления формулу изменения температуры, и интегрируя его, получаем Уравнение решается относительно Н, заменяя натуральные логарифмы десятичными, α - его значением из уравнения через температуру, R - значением для воздуха, равным 287 Дж/ (кг·К); и подставляем g = 9, 81 м/с2.
Равновесие газа В результате этих действий получается барометрическая формула Н = 29, 3(Т-Т 0)(lg p/p 0)/(lg. T 0/T), а также формула для определения давления где n определяется по формуле
УСТАНОВИВШЕЕСЯ ДВИЖЕНИЕ ГАЗОВ В ТРУБАХ Закон сохранения энергии в механической форме для элемента длины dx круглой трубы диаметром d при условии, что изменение геодезической высоты мало по сравнению с изменением пьезометрического напора, имеет вид Здесь потери удельной энергии на трение взяты по формуле Дарси-Вейсбаха Для политропического процесса с постоянным показателем политропы n = const и в предположении, что λ= const после интегрирования получается закон распределения давления вдоль газопровода
УСТАНОВИВШЕЕСЯ ДВИЖЕНИЕ ГАЗОВ В ТРУБАХ Для магистральных газопроводов поэтому для массового расхода можно записать формулу
УСТАНОВИВШЕЕСЯ ДВИЖЕНИЕ ГАЗОВ В ТРУБАХ М ω При n = 1 формулы справедливы для установившегося изотермического течения газа. Коэффициент гидравлического сопротивления λ для газа в зависимости от числа Рейнольдса можно вычислить по формулам, используемым при течении жидкости.
При движении реальных углеводородных газов для изотермического процесса используется уравнение состояния где коэффициент сжимаемости z природных углеводородных газов определяется по экспериментальным кривым или аналитически - по приближенным уравнениям состояния.
ω