Плотность газа: абсолютная и относительная.

Плотность газа: абсолютная и относительная.

Говоря о плотности газа, обычно имеют в виду его плотность при нормальных условиях (т. е. при температуре и давлении ). Кроме того, часто пользуются относительной плотностью газа, под которой подразумевают отношение плотности данного газа к плотности воздуха при тех же условиях.

Абсолютная плотность газа — это масса 1 л газа при нормальных условиях. Обычно для газов её измеряют в г/л.

ρ = m(газа) / V(газа)

Если взять 1 моль газа, то тогда:

ρ = М / Vm,

а молярную массу газа можно найти, умножая плотность на молярный объём.

Относительная плотность D — это величина, которая показывает, во сколько раз газ Х тяжелее газа У. Её рассчитывают как отношение молярных масс газов Х и У:

DпоУ(Х) = М(Х) / М(У)

Часто для расчетов используют относительные плотности газов по водороду и по воздуху.

Относительная плотность газа Х по водороду:

Dпо H2 = M(газа Х) / M(H2) = M(газа Х) / 2

 

 

Динамическая и кинематическая вязкость газа.

Вязкость – это динамическое свойство жидкости или газа сопротивляться перемещению одних частиц относительно других, в системе СИ измеряется в Па∙с. Количественно вязкость характеризуется коэффициентом динамической вязкости μ, который зависит от температуры, давления и состава газа.

Различают динамическую (или абсолютную) вязкость и кинематическую вязкость.

Динамическая (абсолютная) вязкость µ – сила, действующая на единичную площадь плоской поверхности, которая перемещается с единичной скоростью относительно другой плоской поверхности, находящейся от первой на единичном расстоянии. В системе СИ динамическая вязкость выражается в Па*с (Паскаль-секунда), внесистемная единица – (П) Пуаз. Кинематическая вязкость ν – отношение динамической вязкости µ к плотности жидкости ρ.

ν= µ / ρ,

где v- кинематическая вязкость, м²/с

μ – динамическая вязкость,

ρ – плотность жидкости

В системе СИ кинематическая вязкость выражается в м2/с (квадратный метр в секунду), внесистемная единица Ст (стокс).

 

Критические параметры газа: Ткр, Ркр.

Критической называется такая температура, выше которой, при любом давлении, газ не может быть переведен в жидкое состояние. Давление, необходимое для сжижения газа при критической температуре, называется критическим. Приведенные параметры газа. Приведенными параметрами называют безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа (давление, температура, плотность, удельный объем) больше или меньше критических:

 

;

При известном составе газа, в котором содержание метана более 95 % критические параметры газовой смеси можно определить по правилу аддитивности:

где у1, y2, …, уn – молярные (объемные) доли компонентов, %;

Ткрi и Ркрi - критические температура и давление i – х компонентов смеси, К и МПа.

 

Определение коэффициента сверхсжимаемости газа.

Коэф. сверхсжимаемости z реальных газов показывает отношение объемов равного числа молей реального V_p и идеального V_и газов при одинаковых давлении и температуре: z= V_p / У_и. Коэф-т z определяет величину, отношения объемов реального газа при пластовых V_пл и стандартных V_ст условиях. При этом он непосредственно зависит от величины пластового давления Рпл, Па и температуры Т, К. Коэф. сжимаемости точно находят экспериментальным путем по пластовым пробам газа. При отсутствии таких исследований (как это чаще всего бывает на практике) прибегают к расчетному методу оценки Z по графику Г. Брауна. Для пользования графиком необходимо знать так называемые приведенные псевдокритическое давление и псевдокритическую температуру. Коэффициент сверхсжимаемости Z обязательно используется при подсчете запасов газа для правильного определения изменения объема газа при переходе от пластовых условий к поверхностным, при прогнозировании изменения давления в газовой залежи и при решении других задач.

 

Образование гидратов природных газов. Состав и свойства гидратов.

Газовые гидраты (также гидраты природных газов или клатраты) — кристаллические соединения, образующиеся при определённых термобарических условиях из воды и газа. Основным условие для образования гидратов являются снижение температуры и повышение давления и наличие влаги. На их образование влияет состав газа. Сероводород и углекислый газ способствует образованию гидратов особенно сероводород, даже при незначительном содержании сероводорода повышается температура гидратообразования. Азот, углеводороды тяжелее бутана, а также минерализированная пластовая вода ухудшают условия образования гидратов.

Природные газы в определенных термодинамических ус­ловиях вступают в соединение с водой, образуя гидраты, которые, скапливаясь в промысловых и магистральных газо­проводах, существенно увеличивают их гидравлическое со­противление и, следовательно, снижают пропускную способ­ность. Низкие пластовые темпера­туры и суровые климатические условия этих районов созда­ют благоприятные условия для образования гидратов в сква­жинах и газопроводах.

Гидраты представляют собой соединения молекулярного типа, возникающие за счет действия ван-дер-ваальсовых сил притя­жения. Молекулы воды при образовании гидратов как бы раздвигаются молекулами газа. Образующиеся при этом поло­сти между молекулами воды полностью или частично заполня­ются молекулами газа. Гидраты природных газов представля­ют собой неустойчивые соединения, которые при повышении температуры или понижении давления разлагаются на газ и воду. По внешнему виду — это белая кристаллическая масса, похожая на снег или лед. Если природные газы содержат кислые примеси, то процесс гидратообразования ускоряется.

Процесс гидратообразования обычно происходит на гра­нице газ — вода при условии полного насыщения природно­го газа водой. Для прогнозирования места образования и интенсивности накопления гидратов в системах газоснабже­ния необходимо знать изменение влажности газа в различ­ных термодинамических условиях.

7. Методы предупреждения гидратообразования в скважинах и трубопроводах.

Гидраты и борьба с ними. Природный газ газовых месторождений насыщен парами воды, которые конденсируются и скапливаются в скважинах и газопроводах при снижении температуры и давления газа. При определенных термобарических условиях (Р и Т) компоненты природного газа, взаимодействуя с водой образуют кристаллические вещества – гидраты. Это ведет к закупорке скважин, газопроводов, сепараторов, нарушению работы измерительной и регулирующей аппаратуры.

Зная состав, влажность транспортируемого газа, изменение температуры и давления в газопроводе, можно заранее определить возможные зоны образования гидратов и заменить мероприятия по их предотвращению.

1. Поддержание температуры газа выше температуры гидратообразования путем предварительного подогрева газа.

2. Снижение давления газа в газопроводе ниже равновесного давления образования гидратов. Применение этого способа экономически невыгодно, так как при этом снижается расход в газопроводе. Если на каком-либо участке газопровода образовалась гидратная пробка, то ее можно разложить снижением давления. Для этого участок отключают путем перекрытия линейных запорных кранов, освобождают от газа, перекачивая его в соседний газопровод или выпуская в атмосферу через свечи с обеих сторон до определенного давления. Контроль за снижением давления осуществляют по манометрам, установленным на обводных линиях кранов.

3. Ввод в газопровод ингибиторов - веществ, препятствующих гидратообразованию. В качестве ингибиторов применяют метиловый спирт, раствор диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ) и хлористого кальция. Введенные в поток газа ингибиторы частично поглощают водяные пары и переводят их в раствор, не образующий гидратов или образующий их при более низких температурах. На магистральных газопроводах как для ликвидации уже образовавшихся гидратных пробок, так и для профилактических заливок с целью предупреждения гидратообразования чаще всего применяют метанол

 

СБОР И ПОДГОТОВКА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ

 

2.СБОР И ПОДГОТОВКА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ 1

1. Состав газа и конденсата, способы его выражения. 2

2. Абсорбционная осушка газа. 4

3. Характеристика абсорбентов и их регенерация. 5

4. Многофункциональный абсорбер. 6

5. Адсорбционная осушка газа. 7

6. Характеристики адсорбентов и их регенерация. 8

7. Низкотемпературная сепарация газа. 10

8. Методы стабилизации конденсата. 11

9. Требования отраслевого стандарта к качеству транспортируемого газа. 13

10. Дожимная компрессорная станция. Назначение и технологическая схема. 13

 

Абсорбционная осушка газа.

Применяется для извлечения из газа водяных паров и тяжелых углево­дородов. Для осушки газа в качестве абсорбента используются гликоли, а для извлечения тяжелых углеводородов - углеводородные жидкости. Аб­сорбенты, применяемые для осушки газа, должны обладать высокой взаи­морастворимостью с водой, простотой и стабильностью при регенерации, низкой вязкостью при температуре контанта, низкой коррозионной спо­собностью, не образовывать пен или эмульсий. На современных промыслах чаще применяют диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ).

Преимущество ДЭГа перед ТЭГом - меньшая склонность к ценообра­зованию при содержании в газе конденсата. Кроме того, ДЭГ обеспечивает лучшее разделение системы вода - углеводороды. Однако ТЭГ обеспечива­ет высокую степень осушки, что приводит к большому снижению "точки росы". ТЭГ имеет более высокую температуру разложения. Следовательно, ТЭГ можно нагревать до более высокой температуры и регенерацию (восстановление) его проводить без вакуума.

Чем выше концентрация подаваемого гликоля, тем глубже степень осушки. Концентрация гликоля зависит от эффективности его регенерации. При атмосферном давлении ДЭГ можно регенерировать до 96,7%, а ТЭГ-до 98,1%. Гликоли в чистом виде не вызывают коррозии углеродистых ста­лей.

Процесс абсорбции осуществляется в вертикальном цилиндрическом сосуде-абсорбере. Газ и абсорбент контактируют на тарелках, смонтиро­ванных внутри аппарата, перемещаясь противотоком: газ поднимается снизу вверх, а абсорбент стекает сверху вниз. Абсорбент по мере своего движения насыщается поглощаемыми им компонентами или влагой и через низ колонны подается на регенерацию. С верха колонны уходит осу­шенный газ. Эффективность абсорбции зависит от температуры и давле­ния, числа тарелок в абсорбере, количества и качества абсорбента. Увели­чение числа тарелок (а их устанавливают в абсорбере 14-18 шт.) оказывает такое же влияние, как и увеличение количества циркулирующего абсор­бента. Верхний и нижний температурные пределы процесса определяются соответственно потерями гликоля от испарения и возрастанием его вязко­сти и равны 35-10рС.

 

 

Абсорбционный – основан на способности жидких абсорбентов поглощать из природного газа влагу. В качестве абсорбента (поглотителя) используют - этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ), а также масла, амины. Такие установки выгодны при осушке газа до точек росы, не превышающих –20⁰С.

Основным элементом установки есть абсорбер, в котором газ движется снизу вверх, а на встречу сверху - вниз стекает абсорбент. Газ, контактируя с абсорбентом осушается, абсорбент поглощая воду насыщается ей и направляется на регенерацию.

Газ от кустов скважин по газосборным коллекторам-шлейфам подается на пункт переключающей арматуры. В пункте переключающей арматуры сырой газ распределяется по шестнадцати входным ниткам в восемь блоков узла входа шлейфов (УВШ) объединенных попарно. Дальше газ поступает в сепаратор для отделения мех примесей от газа. Дальше идет в абсорбер где осушается газ. Осушенный газ, перед тем как попасть в МГ проходит сначала АВО с целью исключения растепления многолетнемерзлых присадочных грунтов и повышения надежности работы промыслового подземного газопровода. Потом поступает в узел замера газа.

 

Адсорбционная осушка газа.

Адсорбционная осушка газа применяется для получения низкой "точки росы" (-20-30°С), которая необходима при транспорте газа в север­ных районах страны. Одним из важных преимуществ адсорбции является то, что не требуется предварительной осушки газа, так как твердые адсор­бенты, наряду с жидкими углеводородами, хорошо адсорбируют и влагу. В качестве адсорбента используют твердые пористые вещества, обладающие большой удельной поверхностью.

 

 

Адсорбционный – используются твёрдые поглотители, например силикагель, активированный окиси алюминия (боксита) и цеолиты. Эти вещества гранулированы и имеют сильно развитую внутреннюю поверхность сообщающихся между собой пор. Влага адсорбируется в порах при низкой температуре и испаряется при подогреве.

Цех состоит из двух адсорберов, один из которых находится в регенерации, в качестве адсорбента силикагеля.

Газ со скважин подаётся во входной сепаратор горизонтального типа С-1, где выделяются жидкая и твердая фазы, а затем поступает в адсорбер А-1, проходя через слой адсорбента сверху вниз. При этом адсорбент поглощает из газа парообразную влагу и осушенный газ направляется в магистральный газопровод. Для регенерации используется осушенный газ после работающего адсорбера, необходимое количество которого компрессором К-1 подается в печь подогрева П-1, где он приобретает температуру 180-200°С и затем подается снизу вверх в регенерируемый адсорбер, в котором за счет высокой температуры происходит десорбция поглощенных во время цикла адсорбции воды и тяжелых углеводородов, После этого газ регенерации охлаждается в аппарате воздушного охлаждения Х-1 и поступает в сепаратор С-2, для отделения сконденсировавшихся продуктов десорбции, после чего газ возвращается в линию сырого газа перед сепаратором С-1. Адсорбер включают в регенерацию при недостаточной точке росы. Недостаток данной технологии - повышение гидравлических сопротивлений адсорберов в результате истирания и уплотнения адсорбента, что приводит к более раннему вводу в эксплуатацию дожимной компрессорной станции.

 

Требования отраслевого стандарта к качеству транспортируемого газа.

Показатели качества товарного газа основаны на следующих требованиях:

1.Газ при транспортировке не должен вызывать коррозию трубопровода, арматуры, приборов и т.д.;

2.Качество газа должно обеспечить его транспортировку в однофазном состоянии, т.е. не должно произойти образование и выпадение в газопроводе углеводородной жидкости, водяного конденсата и газовых гидратов;

3.Товарный газ не должен вызывать осложнений у потребителя при его использовании.

Для того, чтобы газ отвечал указанным требованиям, необходимо определять точку росы по воде, содержание углеводорода, содержания в газе сернистых соединений, механических примесей и кислорода.

Важный показатель качества товарного газа - содержание в нем кислорода. Значение этого показателя - не более 1%. При большем содержании кислорода газ становится взрывоопасным. Кроме того, кислород способствует усилению коррозии в системе.

Отраслевой стандарт не устанавливает конкретное содержание отдельных углеводородов в товарном газе. Это связано с разнообразием составов сырьевого газа (табл. 2.9).

Таблица 2.9

Нормы ГОСТ 51.40-93 на природный газ, транспортируемый по магистральным газопроводам

В ГОСТ 51.40-93 введен новый показатель, ограничивающий содержание меркаптановой серы в товарном газе, не более 36 мг/м3.

В газе могут содержаться также сероокись углерода (COS), сероуглерод (CS2) и др. В ГОСТе содержание этих компонентов не указано. Следовало бы установить общее количество всех сернистых соединений в газе

 

РАЗРАБОТКА

 

3. РАЗРАБОТКА.. 1

1. Газовые, газоконденсатные, нефтегазоконденсатные и газогидратные залежи. 2

2. Особенности поведения углеводородных систем при разработке залежей. 4

3. Классификация углеводородных жидкостей и газов по компонентному составу. 6

4. Режимы разработки газовых и газоконденсатных залежей. 7

5. Уравнение материального баланса газовой залежи. 10

6. Характерные особенности проявления и установление режима разработки газовой залежи. 11

7. Определение запасов газа объемным методом и методом падения пластового давления в залежи. 13

8. Особенности приток газа к забою скважин, уравнение притока газа. 14

9. Технология исследования скважин и обработки результатов для получения уравнения притока газа. 16

10. Характерные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений 17

11. Газо - и конденсатоотдача при разработке месторождений. 18

12. Факторы ограничивающие производительность скважин. 21

13. Технологический режим эксплуатации скважин и его установление. 22

15. Выделение объектов разработки на многопластовых месторождениях. 24

16. Способы разработки газоконденсатных залежей. 25

17. Основные положения проекта разработки месторождения 28

 

 

 

ТЕСТОВЫЕ ВОПРОСЫ

1. Что такое коэффициент продуктивности нефтяных скважин?это ее дебит нефти, поделенный на разность пластового и забойного давлений, то есть на величину депрессии, производимой по разрабатываемым нефтяным пластам

2. Что такое скин-фактор? гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическоенесовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты (турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т. д.).

3. Что такое абсолютная проницаемость? Абсолютная проницаемость - проницаемость, характеризующая только физические свойства породы и определяемая при наличии в пористой среде одной какой-либо жидкости или газа, химически инертной по отношению к породе

4. Что такое фазовая проницаемость? проницаемость породы для отдельно взятого флюида при наличии в ней многофазных систем

5. Что такое относительная фазовая проницаемость? отношение эффективной проницаемостик некоторой базовой проницаемости (чаще всего к абсолютной)

6. Условия проведения кислотные ванны?? Кислотные обработки (КО) скважин применяют для интенсификации дебитов скважин в карбонатных коллекторах, а так же в песчаных породах с содержанием карбонатов более 20% или с цементирующим материалом, состоящим из карбонатов кальция или магния

7. Для чего применяют кислотные ванны?Кислотные ванны предпочтительно применять для очистки необсаженных фильтров скважин

8. В чем заключается технология ГРП? Технология ГРП включает следующие операции: промывку скважины; спуск в скважину высокопрочных НКТ с пакером и якорем на нижнем конце; обвязку и опрессовку на определение приемистости скважины закачкой жидкости; закачку по НКТ в пласт жидкости-разрыва, жидкости-песконосителя и продавочной жидкости; демонтаж оборудования и пуск скважины в работу

9. Какими свойствами должна обладать жидкость разрыва используемая при ГРП? Жидкость разрыва должна быть слабофильтрующейся и обладать высокой удерживающей способностью в отношении взвешенного в ней песка, что предупреждает возможность оседания его в цилиндрах насоса, элементах обвязки, трубах и на забое скважины

10. Что понимается под термином расклинивающие агенты? Проппанд предназначен для предотвращения смыкания трещины после окончания закачивания. Проппанд добавляется к жидкости глу­шения и закачивается вместе с ней.

11. Что понимается под технологией многократного гидроразрыва пласта? Гидроравлический разрыв пластов- одно из эффективнейших средств воздействия на призабойную зону скважин. Это метод применяется для освоения скважин для повышения продуктивности нефтяных и газовых месторождений и для повышения поглотительной способности нагнетательных скважин, при изоляции пластовых вод и т. д.

12. Положительный скин-фактор означает …Если ПЗП загрязнена, то приведенный радиус скважины будет меньше радиуса по долоту, скин-фактор положителен, фактическая продуктивность меньше потенциальной

13. Нулевой скин-фактор означает …Проницаемость прискваженной зоны пласта не изменена или изменена незначительно (в пределах погрешности определения скин-фактора)

14. Отрицательный скин-фактор означает …Повышенная проницаемость ПЗП, что на практике встречается редко (например, после гидроразрыва). Обычно сильно отрицательные значения скин-фактора, определенные по КВД, свидетельствуют о недовосстановленности КВД и, следовательно, о недостоверности результатов расчетов. Возможно, для интерпретации выбран слишком ранний участок КВД

15. Какие исследования позволяют оценить величину скин-фактора? В зависимости от величины притока применялись разные виды исследований. При устойчивом фонтанировании использовался метод "установившихся" отборов, регистрировалась индикаторная диаграмма (ИД). После последнего максимального режима работы скважины снималась кривая восстановления давления (КВД).

Если приток из пласта не позволял получить устойчивого фонтанирования, то регистрировалась кривая восстановления уровня (КВУ). Изменение давления на забое регистрировалось глубинными автономными манометрами. Манометр обычно устанавливался выше кровли испытываемого объекта.

16. Что такое проппант? гранулообразный материал для расклинивания, который используется в нефтедобывающей промышленности для повышения эффективности отдачи скважин с применением технологии гидроразрыва пласта (ГРП)

17. В каком направлении будет происходить развитие направления трещины ГРП? По мере заполнения скважины жидкостью и создания на поверхности давления, давление жидкости в порах породы возрастает и действует равномерно во всех направлениях. При повышении давления жидкости до момента, когда разрывающая сила жидкости, действующая на породу, превысит силы сцепления этой породы, скала расколется и произойдет разрыв. Трещины могут быть горизонтальными, вертикальными и наклонными. Пространственная ориентация трещины определяется напряженным состоянием горных пород в зоне скважины и изменениями обусловленными распределением напряжений. Напряжения формируются главным образом под действием гравитационных сил.

Принято считать, что на глубине свыше 300 м вертикальное напряжение гораздо выше двух других составляющих. Поэтому трещина всегда должна быть вертикальной, в силу того, что образование трещины происходит в направлении перпендикулярном наименьшей из нагрузок.

18. Коэффициент извлечения нефти, газа, конденсата. Исходя из физических условий содержания УВ в пустотном пространстве коллекторов (их физико-химических свойств, определяющих поверхностные взаимодействия флюидов и породы, молекулярных, капиллярных и др.), из технологических и технических возможностей (достигаемой степени полноты охвата объема пласта процессом вытеснения при реализуемой системе разработки) и из экономических ограничений плотности сетки скважин, пре­дельного дебита и обводненности продукции и других параметров, ясно, что на поверхность из продуктивных пластов можно извлечь только какую-то часть содержащихся в них запасов углеводородов.

Количественно доля запасов (нефти, газа, конденсата),которая может быть извлечена (при применении наиболее эффективных в данных геолого-физических условиях технологий и технических средств, при выполнении оптимальных экономических показателей и соблюдении требований охраны недр и окружающей среды) определяется: для нефти коэффициентом извлечения нефти (КИН). для газа и конденсата (КИК) соответственно коэффициентами извлечения газа и конденсата.

Исходя из физических особенностей этих УВ, наиболее сложным является определение коэффициента извлечения нефти (КИН). По каждому нефтяному эксплуатационному объекту, вводящемуся в разработку, расчет выполняется специализированной научной организацией и после согласования с заинтересованными сторонами утверждается ГКЗ Российской Федерации (ГКЗ РФ). Коэффициент извлечения газа по отдельным газовым объектам не рассчитывают, а принимают, исходя из имеющегося опыта в целом по газовой отрасли, равным 0,8. Методы ОЦЕНКИ КИН:метод аналогии, многофакторного статистического моделирования, эмпирического (покоэффициентного) моделирования, экстраполяционные методы (характеристики вытеснения), гидродинамические методы.

Остановимся подробнее на физической сущностикоэффициента извлечения нефти (КИН) и методах его расчета.

В общем виде коэффициент извлечения нефти может быть выражен как отношение количества нефти, извлеченной на поверхность (Q извл) - к геологическим запасам нефти залежи (Qбал) КИН=Qизвл/ Qбал

Коэффициент извлечения за все время разработки залежи называется конечным, за некоторый промежуток времени с начала разработки – текущим

19. Что такое эксплуатационный объект. это пласт или группа продуктивных пластов, которые объединяются в силу геологических и экономических условий для разбуривания и эксплуатации единой сеткой скважин

20. Что понимается под объектом разработки. это искусственно выделенное в пределах разрабатываемого месторождения геологическое образование (пласт, массив, структура, совокупность пластов), содержащее промышленные запасы углеводородов, извлечение которых из недр осуществляется при помощи определенной группы скважин

 

Плотность газа: абсолютная и относительная.

Говоря о плотности газа, обычно имеют в виду его плотность при нормальных условиях (т. е. при температуре и давлении ). Кроме того, часто пользуются относительной плотностью газа, под которой подразумевают отношение плотности данного газа к плотности воздуха при тех же условиях.

Абсолютная плотность газа — это масса 1 л газа при нормальных условиях. Обычно для газов её измеряют в г/л.

ρ = m(газа) / V(газа)

Если взять 1 моль газа, то тогда:

ρ = М / Vm,

а молярную массу газа можно найти, умножая плотность на молярный объём.

Относительная плотность D — это величина, которая показывает, во сколько раз газ Х тяжелее газа У. Её рассчитывают как отношение молярных масс газов Х и У:

DпоУ(Х) = М(Х) / М(У)

Часто для расчетов используют относительные плотности газов по водороду и по воздуху.

Относительная плотность газа Х по водороду:

Dпо H2 = M(газа Х) / M(H2) = M(газа Х) / 2