Измерение объема природного газа
Объем природного газа измеряется обычно в кубических футах¹. Поскольку газ всегда распространяется по всему объему резервуара, его количество зависит от температуры и давления. Поэтому измерения количества газа приводятся к постоянным условиям. В качестве стандартных исходных условий приняты температура 60°F и давление 30 дюймовртутного столба (приблизительно 14,73 фунт/кв. дюйм, или нормальное атмосферное давление); иногда же за эталон принимается температура 20°С (68°F). Объем газа записывается в виде величины, кратной 1000 единиц измерения, сокращенно обозначаемой буквой М; так, 3 540 000 куб. футов газа записывается как 3540 м куб. футов.
Сконструировано множество различных приборов для измерения количества (объема) газа, проходящего по трубам. Большинство замеров объема газа, извлекаемого из скважин, производится с помощью диафрагменных счетчиков-расходомеров, определяющих перепад давления между противоположными сторонами установленной в трубопроводе диафрагмы. Исходя из получаемых перепадов давления с учетом параметров диафрагмы, представляющей собой круглое отверстие в тонкой пластинке, можно рассчитать скорость истечения газа. При медленном истечении газа и давлении, близком к атмосферному, обычно применяются счетчики объемного типа. Объем газа в этих случаях определяется по числу регистрируемых счетчиком поочередных заполнений газом и освобождений от него камеры расходомера. Небольшие количества газа, увлекаемого буровым раствором и заключенного в обломках шлама, обычно улавливаются с помощью газоанализаторов.
Измерение объема газа в природном резервуаре в переводе на его объем в условиях дневной поверхности производится одним из двух распространенных методов, несколько напоминающих методы подсчета запасов нефти в природном резервуаре, с приведением их к нормальным условиям. Объемный метод, или метод насыщения, заключается в умножении объема (в акр-футах) порового пространства, заполненного газом, на отношение между пластовым давлением и давлением на поверхности в атмосферах и на температурную поправку, зависящую от того, насколько температура в природном резервуаре отличается от стандартной, равной 60°F. Коэффициент давления определяется по газовому закону, согласно которому объем идеального газа при постоянной температуре меняется обратно пропорционально давлению (Рисунок 1).
Рисунок 1: Обобщенная диаграмма изменения объема газа при повышении давления и постоянной температуре.
При атмосферном давлении, равном 14,7 фунт/кв. дюйм, для приведения объема пластового газа, находящегося под давлением 3000 фунт/кв. дюйм, к атмосферному необходимо помножить объем газа в природном резервуаре на коэффициент давления, равный:
Объем газа меняется также прямо пропорционально абсолютной температуре. Так, объем газа, находящегося в природном резервуаре при температуре140°F, сократится при достижении температуры дневной поверхности, равной60°F, пропорционально температурному поправочному коэффициенту, равному:
Второй метод подсчета количества газа в природном резервуаре с приведением егс к условиям дневной поверхности основан на том, что при отборе газа из пласта пластовое давление снижается. Падение давления на единицу приведенного к атмосферным условиям объема газа, извлекаемого из природного резервуара, прямо пропорционально соответствующему объему газа, оставшегося в природном резервуаре. Так, например, если первоначальное пластовое давление в газовом резервуаре было 2880 фунт/кв. дюйм, а после отбора в течение нескольких лет 400 млн. куб. футов газа оно упало до 2720 фунт/кв. дюйм, то снижение давления на 100 фунт/кв. дюйм происходило с расходом газа 400 000 000/160, т.е. 2 500 000 куб. футов на единицу падения давления. Номинальный остаточный объем газа в природном резервуаре, приведенный к атмосферным условиям, будет равен тогда 2,5 млн. куб. футов, помноженным на 2720 (остаточное пластовое давление в фунтах на кв. дюйм), т.е. 6,8 млрд. куб. футов. Если принять, что пластовое давление при истощении залежи равно 250 фунт/кв. дюйм, то извлекаемые запасы газа, приведенные к условиям дневной поверхности, будут составлять 2 500 000 куб. футов × (2720-250), или 6 175 000 000 куб. футов. Применение этого метода подсчета запасов газа возможно только спустя некоторое время с начала разработки залежи.
¹В некоторых странах, особенно в СССР, объемное количество природного газа часто переводится в метрические тонны нефти; 1000 м z природного газа приравнивается к 0,824 метрической тонны нефти (обычно 1000 м 3 газа считают эквивалентными 1 т/нефти).
Источник
4) Зависимость между объемом, давлением и температурой.
В пластовых условиях газ может находиться в свободном состоянии, скапливаясь в верхней части месторождения, образуя газовую шапку, или в растворенном виде в нефти.
Известно, что состояние газа характеризуется давлением Р, температурой Т и объемом V. Эти основные параметры связаны между собой соотношением, которое называется уравнением состояния газа.
Менделеев и Клапейрон предложили следующее уравнение состояния идеального газа:
Идеальным называется газ, собственный объем молекул которого пренебрежимо мал по сравнению с объемом, занимаемым газом, и между молекулами которого отсутствует взаимодействие.
Углеводородные природные газы представляют собою смесь различных газов, поэтому они отличаются от идеального газа.
При описании состояния природного газа используют уравнение Клапейрона – Менделеева, в котором с помощью поправки (коэффициента сверхсжимаемости) учитывается отклонение поведения реального газа от законов сжатия и расширения идеального газа (для жидкости следует использовать термин «сжимаемость», а для газов – «сверхсжимаемость»):
где Р – давление, Па; V – объем газа, м 3 ;
z – коэффициент сверхсжимаемости газа; m – масса газа, кг;
M – молекулярная масса газа, кг/кмоль;
R – универсальная газовая постоянная, R = 8,314 Дж/(моль∙К);
Т – абсолютная температура газа, °К.
Значение коэффициента сверхсжимаемости можно найти приближенно графически (по кривым Брауна). Коэффициенты сверхсжимаемости на этом графике зависят от приведенного давления и приведенной температуры.
Приведенным давлением Рпр называется отношение давления газа к его критическому давлению Ркр:
Приведенной температурой газа Тпр называется отношение абсолютной температуры газа Т к его критической температуре Ткр:
Критическая температура Ткр – это температура, при которой исчезает граница между жидкостью и паром. Давление, соответствующее точке критической температуры, называется критическим давлением.
Для углеводородных газов, представляющих собой смесь отдельных компонентов, величины Ркр и Ткр определяются как среднекритические (или псевдокритические).
5) Растворимость газа в нефти показывает, сколько газа растворяется в единице объема жидкости при повышении давления на единицу. В зависимости от условий растворения коэффициент растворимости изменяется от 0,410 -5 до 510 -5 Па -1 .
Растворимость газа в нефти зависит от состава газа и нефти, а также от температуры. В более легких нефтях углеводородные газы растворяются лучше, чем в тяжелых. С повышением температуры растворимость газовой смеси уменьшается.
6) В составе природных газов всегда содержится влага. Это объясняется тем, что в пласте всегда присутствует пластовая вода.
Влажность газа – это массовое содержание воды в единице объема газа. Выражается в г/м 3 , или в кг/1000м 3 :
Влагосодержание зависит от давления, температуры, состава газа и минерализации воды.
7) Теплоемкость газа – количество тепла, необходимое для нагревания единицы массы газа на 1 о С. Измеряется в кДж/(кг∙град).
Теплота сгорания газа – количество тепла, выделяющееся при сжигании единицы веса или единицы объема газа. Выражается в кДж/кг или кДж/м 3 .
Источник