Критические и приведённые термодинамические параметры

 

Критическим называется такое состояние вещества, при котором плотность вещества и его насыщенного пара равны друг другу. Параметры, соответствующие этому состоянию, называются критическими параметрами.

Критической Т_кр называется такая температура, выше которой газ под действием давления любого значения не может быть превращён в жидкость. Давление р_кр, необходимое для сжижения газа при критической температуре, называется критическим. Критическим объёмом v_кр называют объём, равный объёму одного моля газа при критических давлении и температуре. Для природных газов значения Т_кр и р_кр при известных параметрах компонент x_i, p_крi, Т_крi определяются как среднекритические (псевдокритические).

Когда природный газ содержит меньше 10 об.% высококипящих углеводородов и неуглеводородных компонентов, псевдокритические параметры определяются по формулам:

p_кр= å(P_крi x_i), Т_кр = å(T_крi x_i) (1.12)

Для газов газоконденсатных месторождений, а также газов, содержащих свыше 10 об.% тяжелых углеводородных и неуглеводородных компонентов, формулы (12) дают погрешность. Поэтому необходимо использовать следующие формулы:

(1.12.1)

 

При отсутствии данных о компонентном составе фракций С₇₊ для газовых месторождений псевдокритические параметры этих фракций можно заменить критическими параметрами гексана. Для газоконденсатных месторождений псевдокритические параметры С₇₊ определяются по графикам в зависимости от молекулярной массы или можно использовать следующие зависимости:

(1.13)

Если компонентный состав газа неизвестен, псевдокритические параметры можно определить по относительной (по воздуху) плотности газа D.(при наличии в газе азота, сероводорода и углекислого газа в псевдокритические параметры вводятся поправки по правилу аддитивности с соответствующим знаком):.

а) газовые месторождения

p_кр= 49.5 - 3.7D. [ aтa]; Т_кр= 93 + 176D. [ ^oK] (1.14)

при 0.5£ D £0.9.

в) газоконденсатные месторождения

(1.14.1)

Кроме указанных соотношений критические параметры можно определить графически (рис. 1.1,1.2)

Часто в расчетах используют так называемые приведённые давления p_пр и температуры Т_пр:

p_пр=p/ p_кр; Т_пр=Т/Т_кр.

Определение типа залежи

По составу углеводородов

 

В зависимости от условия залегания и количественного соотношения нефти и газа залежи подразделяются на:

а) газовые - нет тяжелых углеводородов (метан- 95-98%; относительная плотность

D» 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%, D» 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%, D» 0.7-0.9).

г) газогидратные - газ в твердом состоянии.

 

Метод Коротаева, Карпова

 

Метод Коротаева Ю.П. и Карповам А.К. - тип залежи определяется по соотношению в газе изобутана к нормальному бутану:

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.

Состав природных газов, добываемых из конкретных месторождений

 

Месторождение	Концентрация, %
	СН4	С2Н6	С3Н8	i C4Н10	n C4Н10	С5Н12 +выс.	N2+ инерт	СО2	Н2S
1. Северо-ставропольское	98,9	0,29	0,16	0,03	0,02	--	0,4	0,2	--
2. Березовское	95,1	1,1	0,3	0,04	0,03	0,03	3,0	0,4	--
3. Медвежье	98,78	0,1	0,02	0,001	0,001	--	1,0	0,1	--
4. Заполярное	98,6	0,07	0,02	0,007	0,006	0,01	1,1	0,18	--
5. Уренгойское	97,8	0,1	0,03	0,001	0,001	0,01	1,7	0,3	--
6. Шатлыкское	95,44	1,99	0,32	0,006	0,005	0,05	0,78	1,15	--
7. Ширяевское	58,86	1,88	0,6	0,11	0,12	0,12	0,81	11,0	26,5
8. Шебелинское	92,0	4,0	1,1	0,26	0,26	0,26	2,0	0,12	--
9. Вуктыльское	74,8	8,7	3,9	0,85	0,95	6,4	4,3	0,1	--
10. Оренбургское	84,0	5,0	1,6	0,34	0,36	1,8	3,7	1,7	1,3
11. Уренгойское БУ-8	88,29	5,29	2,42	0,55	0,45	2,52	0,48	0,01	--
12. Уренгойское БУ-14	88,27	6,56	3,24	0,45	0,55	5,62	0,32	0,5	--
13. Надымское	75,14	8,62	3,9	0,66	0,78	10,22	0,38	0,35	--
14. Юбилейное	75,9	9,06	4,43	0,82	0,82	4,38	0,48	0,54	--
15. Заполярное БТ-5	79,39	6,12	4,16	1,19	1,2	7,33	0,42	0,17	--
16. Варьеганское	70,35	6,48	7,33	1,38	1,5	10,04	2,71	0,21	--
17. Мыльджинское Ю12 МС5= 103,88 rС5= 730,2кг/м^3	87,96	2,93	2,36	0,51	0,65	2,101	2,65	0,84
18. Мыльджинское Б10 МС5= 103,5 rС5= 712,5кг/м^3	85,37	3,27	3,48	1,0	1,13	2,72	3,02	0,01
19. Бавлинское	35,0	20,7	19,9	3,7	6,1	5,8	8,4	0,4	--
20. Мухановское	30,1	20,2	23,6	4,0	6,6	4,8	6,8	1,5	2,34
21. Ишимбайское	42,4	12,0	20,5	3,1	4,1	3,1	11,0	1,0	2,8
22. Ромашкинское	38,8	19,1	17,8	2,8	5,2	6,8		1,5	--
23. Самотлорское	53,4	7,2	15,1	3,8	4,5	6,3	9,6	0,1	--
24. Узеньское (XIII)	50,2	20,2	16,8	3,2	4,5	3,0	2,3	--	--
25. Жетыбайское (XIII)	63,9	16,2	8,1	2,4	2,6	5,1	1,2	0,4	--

 

 

Физико-термодинамические свойства