- •Физико-химические свойства природных газов и конденсата ч. 1. Параметры природных газов. Определение типа залежи
- •1.1.3. Содержание тяжелых углеводородов в газе.
- •1.1.1. Газовые законы
- •1.1.2. Параметры газовых смесей
- •1.1.4. Критические и приведённые термодинамические параметры
- •1.1.2. Определение типа залежи
- •1.1.2.1. По составу углеводородов
- •1.1.2.2. Метод Коротаева, Карпова
- •1.3. Состав природных газов , добываемых из конкретных месторождений
- •1.4. Физико-термодинамические свойства
- •1.5. Физико-термодинамические свойства
- •1.6. Единицы измерения
- •1.7. Пример расчета
- •3. Многопараметрические зависимости
- •2.2. Методы определения
- •2.2. Расчет плотности природного газа и насыщенного конденсата
- •2.2.1. Графо-аналитический метод Катца и Стендинга
- •2.2.2. Корреляционная зависимость приведённой плотности пр от среднекритического коэффициента сверхсжимаемости zск.
- •2.3. Пример
- •Контрольные задания
- •3.1. Вязкость
- •3.2. Теплоёмкость
- •3.3. Дросселирование газа. Коэффициент Джоуля-Томсона
- •3.4. Теплопроводность газов
- •3.5. Таблицы термофизических свойств
3. Многопараметрические зависимости
а) Для природных сухих газов в докритической области хорошее согласование с опытом даёт двухпараметрическая зависимость Редлиха - Квонга
р=R Т/(v-b)-a/[T0.5 v (v+b)], (2.3)
где a=0.4275 R2 T2,5кр /ркр; в=0.08664 R Tкр/ркр.
б) В критической области и для газоконденсатных смесей лучше использовать уравнение Пенга- Робинсона
p= RT/(v-b)-a(T)/[v(v+b)+b(v-b)] (2.4)
Здесь: а(T)=akp (Tпр,); akp=0.45724 R2 Tkp2/Pkp;
b=0.0778 R Tkp /Pkp; ={1+m (1-Tпр0.5)}2;
m=0.37464+1.54226 -0.26992 2.
Для многокомпонентных смесей а=(yi ai); b= (yi bi).
2.2. Методы определения
коэффициента сверхсжимаемости
а) Графический метод определения коэффициента сверхсжимаемости
Коэффициент сверхсжимаемости находится из графика по приведенным значениям давления и температуры
б) Расчетные методы определения коэффициента сверхсжимаемости
В области давлений до 50МПа наиболее точным является метод, основанный на решении кубического уравнения относительно z при использовании уравнения состояния Пенга-Робинсона
, (2.5)
где А=а(Т)р/(R2 T2); B=p b/(R T).
Методика решения кубического уравнения (2.5):
Приведём уравнение (2.5) к приведенному виду
у3 + ру + q = 0, (2.5.1)
где y = x + (r/3); p = (3s - r2)/3; q = 2r3/27 - rs/3 + t;
r=B - 1; s = A - 3B2 - 2B; t = AB - B2 - B3.
В уравнении (5.1) положим и определим дискриминант D=(p/3)3+(q/2)2. Вспомогательная величина и при её помощи корни y1, y2, y3 определяются в зависимости от знаков р и D из следующей таблицы
|
p<0 |
p>0 |
|
|
D0 |
D>0 |
|
|
|
|
|
y1 |
|
|
|
y2 |
|
|
|
y3 |
|
|
|
Коэффициенту сверхсжимаемости газовой фазы соответствует наибольший положительный корень уравнения (5), а коэффициенту сверхсжимаемости жидкой фазы - наименьший положительный корень.
При этом данный метод можно использовать и при повышенных содержаниях (40моль%) кислых компонент, а также наличия паров воды.
При давлениях до 40МПа можно использовать аппроксимацию Платонова-Гуревича (содержание кислых компонент не более 10 моль%)
(2.6)
где ркр и Ткр вычисляются по формулам Хенкинсона, Томаса и Филлипса
(2..7)
Погрешность формулы (2.6) не превышает: 1% при давлениях до 25МПа; 3% при давлениях от 25 до 35МПа и 5% - от 35 до 40МПа.
Критические параметры можно определить и по зависимостям первого практического задания.