1.1.4. 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 Ткр называется такая температура, выше которой газ под действием давления любого значения не может быть превращён в жидкость. Давление ркр, необходимое для сжижения газа при критической температуре, называется критическим. Критическим объёмом vкр называют объём, равный объёму одного моля газа при критических давлении и температуре. Для природных газов значения Ткр и ркр при известных параметрах компонент xi, pкрi, Ткрi определяются как среднекритические ( псевдокритические ).
Когда природный газ содержит меньше 10 об.% высококипящих углеводородов и неуглеводородных компонентов, псевдокритические параметры определяются по формулам:
pкр=(Pкрi xi) , Ткр =(Tкрi xi) (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 .(при наличии в газе азота, сероводорода и углекислого газа в псевдокритические параметры вводятся поправки по правилу аддитивности с соответствующим знаком):.
а) газовые месторождения
pкр= 49.5 - 3.7. [ aтa]; Ткр= 93 + 176. [ oK] (1.14)
при 0.5 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 pпр и температуры Тпр:
pпр=p/ pкр; Тпр=Т/Ткр.
1.1.2. Определение типа залежи
1.1.2.1. 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
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%, 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%, 0.7-0.9).
г) газогидратные - газ в твердом состоянии.
