Критические и приведённые термодинамические параметры

↑

▷ Содержание

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 5Следующая ⇒

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

Физико-термодинамические свойства

Познавательные статьи:



Как правильно слушать собеседника

Типичные ошибки при выполнении бросков в баскетболе

Принятие христианства на Руси и его значение

Средства массовой информации США