Что учитывает коэффициент сверхсжимаемости в уравнении клапейрона менделеева

11. Состав природного газа. Уравнение состояния Клапейрона-Менделеева. Основные уравнения состояния реальных газов. Коэффициент сверхсжимаемости

Основную часть природного газа составляет метан (CH4) — от 70 до 98 %. В состав природного газа могут входить более тяжёлые углеводороды — гомологи метана:

1. этан (C2H6) – 4%,
2. пропан (C3H8) – 2%,
3. бутан (C4H10) – 1%,
4. пентан (C5H12) – 1%.

Природный газ содержит также другие вещества, не являющиеся углеводородами:

1. водород (H2),
2. сероводород (H2S),
3. углекислый газ (СО2),
4. азот (N2),
5. гелий (He) и другие инертные газы.

Уравнение состояния идеального газа (его также называют уравнением Клапейрона-Менделеева) устанавливает связь между объемом газа V, давлением P и абс. температурой Т. Имеет вид:

где n – число молей газа;

P – давление газа (Па);

V – объем газа (м 3 );

T – температура газа (К);

R – газовая постоянная (8,31 Дж/моль·K).
В реальных газах вотличие от иде­альных существенны силы межмолеку­лярных взаимодействий (силы притяже­ния, когда молекулы находятся на значи­тельном расстоянии, и силы отталкивания при достаточном сближении их друг с другом) и нельзя пренебречь собствен­ным объемом молекул.

Наличие межмолекулярных сил от­талкивания приводит к тому, что молеку­лы могут сближаться между собой толь­ко до некоторого минимального расстоя­ния. Поэтому можно считать, что свобод­ный для движения молекул объем будет равен , где b — тот наименьший объем, до которого можно сжать газ. В соответствии с этим длина свободного пробега молекул уменьшается и число ударов о стенку в единицу времени, а следовательно, и давление увеличива­ется по сравнению с идеальным газом в отношении , т. е.

.

Силы притяжения действуют в том же направлении, что и внешнее давле­ние, и приводят к возникновению молеку­лярного (или внутреннего) давления. Сила молекулярного притяжения каких-либо двух малых частей газа пропорцио­нальна произведению числа молекул в каждой из этих частей, т. е. квадрату плотности, поэтому молекулярное давле­ние обратно пропорционально квадрату удельного объема газа: рмол = а/v 2 , a/ 2 – характеризует добавочное давление, под которым находится реальный газ вследствие сил сцепления между молекулами и называется внутренним давлением, где а— коэффициент пропорциональности, зависящий от природы газа.

Отсюда получаем уравнение Ван-дер-Ваальса (1873 г.):

где n — количество молей.

Коэффициент сверхсжимаемости газов – это отношение объема υ при заданных значениях Р и Т к объему этого газа, определенному при идентичных Р и Т по законам идеального газа υид. Коэффициент сверхсжимаемости характеризует отклонение объема реального газа от объема “идеального”. Формула, связывающая основные параметры газа – объем, давление и температуру, называется уравнением состояния газа. Уравнение состояния идеального газа получено из условия отсутствия межмолекулярных взаимодействий и без учета объема самих молекул и имеет вид

где n – число молей газа; R – универсальная газовая постоянная; Т и Р – температура и давление газа.

Уравнение состояния реального газа может быть представлено в виде:

Коэффициент сверхсжимаемости газа Z зависит от состава газа, давления и температуры. Значение коэффициента может быть определено графическим и аналитическим способами. Способ определения следует выбирать, исходя из требуемой точности его значения.

12. Понятие фазовой проницаемости. Изменение структуры и взаимного расположения фаз при вытеснении

Фазовая (эффективная) проницаемость — проницаемость породы для отдельно взятого флюида при наличии в ней многофазных систем. Фазовая проницаемость зависит от количественного содержания того или иного флюида в пласте, а также от его, их физико-химических свойств. При этом на фильтрационные характеристики породы существенное вли-яние оказывают: строение порового пространства, смачиваемость поверхности каналов фильтрации, химический состав и свойства жидкости на границах раздела фаз. Для определения значений эффективной проницаемости для нефти и воды при движении многофазных систем пользуются следующими соотношениями:

,

,

,

где kн, kг, kж — фазовая проницаемость коллектора по нефти, газу и воде, Qж, Qн, Qг— расход воды, нефти и газа, μж, μн, μг— вязкости воды, нефти и газа, ΔP/Δx — градиент давления, F— площадь поперечного сечения потока.

Фазовая проницаемость коллектора определяется при фильтрации через образец породы одного или нескольких флюидов с учётом их взаимодействия с минералами породы и между собой

где kн, kв, kг – фазовые проницаемости по нефти, воде и газу соответственно;

kа – абсолютная проницаемость горной породы.

Относительная фазовая проницаемость — отношение эффективной проницаемости к выбранной базовой проницаемости (обычно абсолютной).
Добыча нефти в большинстве случаев происходит при замещении ее в поровом пространстве продуктивного пласта водой или газом как при естественных режимах эксплуатации, так и при искусственных методах поддержания пластового давления заводнением или нагнетанием газа. Разработка газовых месторождений и эксплуатация газовых хранилищ также нередко сопровождается вытеснением газа водой.

Взаимодействие пластовых флюидов между собой и с пористой неоднородной структурой обусловливает капиллярные явления, неполное и неравномерное вытеснение, образование в продуктивном пласте зон совместного течения флюидов, т. е. многофазной фильтрации. Неполнота вытеснения, естественно, снижает коэффициент нефтегазоотдачи пласта.

Жидкости и газы, насыщающие нефтегазоконденсатные пласты, представляют собой смеси углеводородных, а также неуглеводородных компонентов, некоторые из которых способны растворяться в углеводородных смесях. При определенных условиях залегания и режимах разработки нефтяных и нефтегазоконденсатных месторождений в пласте возникает многофазное течение сложной многокомпонентной смеси, при котором между движущимися с различными скоростями фазами осуществляется интенсивный массообмен. Переход отдельных компонентов из одной фазы в другую влечет за собой изменение составов и физических свойств фильтрующихся фаз. Такие процессы происходят, например, при движении газированной нефти и вытеснении ее водой или газом, при разработке месторождений сложного компонентного состава, при вытеснении нефти оторочками активной примеси (полимерными, щелочными и мицеллярными растворами; различными жидкими и газообразными растворителями, применяющимися для увеличения нефтеотдачи). Основой для расчета таких процессов служит теория многофазной многокомпонентной фильтрации, интенсивно развивающаяся в последние годы.
13. Влияние смачиваемости на закономерности вытеснения фаз

Смачиваемость влияет на количество нефти, которое можно извлечь из пор, путем измерения остаточной нефтенасыщенности после заводнения. Нефть в гидрофильном пласте остается в более крупных порах, где она может терять сплошность, распадаясь на отдельные капли, и удерживаться. Нефть в пласте, смачиваемом нефтью, или в пласте со смешанной смачиваемостью прилипает к поверхностям пор, что увеличивает вероятность возникновения непрерывного фильтрационного пути к добывающей скважине и приводит к снижению остаточной нефтенасыщенности Sor.

Смачиваемость влияет на эффективность заводнения, которое тоже может быть сопряжено с большими начальными затратами. Силы, контролирующие пропитку (т.е. способность пласта впитывать смачивающую фазу), определяют, насколько легко закачать воду в пласт и как она будет мигрировать в гидрофильном пласте. На последующих стадиях заводнения происходит прорыв воды к добывающим скважинам. Нефтеотдача из гидрофильного пласта до прорыва воды обычно превышает допрорывную нефтеотдачу из гидрофобного пласта.

Смачиваемость также может влиять на вытеснение нефти газом. Фронт закачиваемого газа или нефтяной вал может вытеснять воду, если она подвижна, опять же изменяя приток в зависимости от преимущественной смачиваемости пласта водой или нефтью. Кроме того, если в нефти присутствуют асфальтены, то контакт с закачиваемым углеводородным газом может нарушить фазовое равновесие и привести к осаждению асфальтенов. Как будет изложено далее, такое осаждение может изменить характер смачиваемости поверхностей пор.
14. Влияние структуры порового пространства на закономерности многофазной фильтрации

Структура порового пространства основное влияние оказывает на течение смачивающей фазы (вода) и практически не реагирует на ход относительной проницаемости несмачивающей фазы (нефть, газ). Это может быть объяснено тем, что смачивающая фаза имеет лучший физико-химический контакт с пористой средой и занимает в ней все недоступные для несмачивающей фазы участки порового пространства, в результате чего распределение воды в породе носит сложный характер, обусловленный ее микростроением.

Пространство, в котором движется несмачивающая фаза, становится более гладким и основной ее поток проходит по спрямленным путям, конфигурация которых обусловлена новой (вторичной или динамической) структурой, образованной после распределения остаточной воды в пористой среде.

Реальные и идеальные газы; законы их поведения; коэффициент сверхсжимаемости.

Идеальным называется газ, собственный объем молекул которого пренебрежимо мал по сравнению с объемом, занимаемым газом и между молекулами которого отсутствует взаимодействие. Коэффициент сверхсжимаемости идеального газа равен 1. Состояние идеальных газов описывается уравнением Менделеева-Клапейрона:

Где P – давление в Па; V – объем газа в м 3 ; n — количество газа в кмоль; R – универсальная газовая постоянная (R = 8,31434*10 3 Дж/кмоль.К).

Уравнение Менделеева-Клапейрона для реальных газов справедливо лишь при низких давлениях. Поэтому для описания состояния реальных газов – уравнение Ван-Дер-Ваальса и др.

где b – собственный объем молекул газа; a – сила притяжения молекул.

Сложность использования уравнения при практических расчетах заключается в том, что чаще встречаются смеси газов, для которых уравнение Ван-Дер-Ваальса применимо с трудом.

При повышенных давлениях для реальных газов характерно межмолекулярное взаимодействие, молекулы газов начинают притягиваться друг к другу, за счет физического взаимодействия.

Для учёта этого взаимодействия уравнение на протяжении многих лет модифицировалось (голландским физиком Ван–дер–Ваальсом и др.). Однако на практике используется уравнение Менделеева–Клапейрона для реальных газов, содержащее коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный Д. Брауном и Д. Катцом и учитывающий отклонения поведения реального газа от идеального состояния:

где Q – количество вещества, моль;

z – коэффициент сверхсжимаемости газа.

Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в расширении граничных условий уравнения Менделеева–Клапейрона для высоких давлений.

Коэффициент z зависит от давления и температуры (приведенных, критических давлений и температур), природы газа:

z = f (Тприв, Рприв),

где Тприв – приведенная температура;

Рприв – приведенное давление.

Приведёнными параметрами индивидуальных компонентов называются безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа (температура, давление, объём, плотность и др.) больше или меньше критических.

А для смесей газов они характеризуются отношением действующих параметров (температура, давление и др.) к среднекритическим параметрам смеси:

Критическая температура – температура, при которой жидкий углеводород переходит в газообразное состояние

Критическое давление – давление, при котором газообразный углеводород переходит в жидкое состояние..

Последнее изменение этой страницы: 2019-04-20; Просмотров: 405; Нарушение авторского права страницы

Выбор методики расчета коэффициента сверхсжимаемости газа

Страницы работы

Содержание работы

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Политехнический институт (филиал) федерального государственного автономного образовательного учреждения высшего профессионального образования «Северо-Восточный федеральный университет

имени М. К. Аммосова» в г. Мирном

Кафедра Горного и нефтегазового дела

Практическая работа №1

По дисциплине «Технология эксплуатации газовых скважин»

Тема: «Выбор методики расчета коэффициента сверхсжимаемости газа»

Выполнил: ст. гр. ДГ12-5

1. Коэффициент сверхсжимаемости. Методы определения коэффициента сверхсжимаемости 3

2. Определение коэффициента сверхжимаемости по графику Брауна — Катца. 4

3. Определение коэффициента сверхсжимаемости уравнением состояния Пенга — Робинсона 6

Список литературы.. 9

1. Коэффициент сверхсжимаемости. Методы определения коэффициента сверхсжимаемости

2. Определение коэффициента сверхжимаемости по графику Брауна — Катца

Рис. 1. Зависимость коэффициента сверхсжимаемости Z природного газа от приведенных давления и температуры.

Коэффициент сверхсжимаемости по графику Брауна – Катца: z = 0,847

Проверим полученный ответ по уравнению Гуревича – Платонова:

= 0,85

3. Определение коэффициента сверхсжимаемости уравнением состояния Пенга — Робинсона

Находим коэффициенты входящие в уравнение Пенга-Робинсона:

= 0,4129

= 0,783

= 2,846 * 10 11

= 2,228 * 10 11

= 28348,862

= 0,361144

Приводим уравнение Пенга – Робинса к виду:

где,

Построим график для определения коэффициента сверхсжимаемости зависимости от )