Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

ПЛАСТОВЫЕ ГАЗЫ, КОНДЕНСАТЫ, ГАЗОГИДРАТЫ



 

Природные углеводородные газы представля­ют собой смесь предельных УВ вида СпН2п+2. Основным компонентом является метан СН4. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неугле­водородные компоненты: азот N, углекислый газ СО2, серо­водород H2S, гелий Не, аргон Аг.

Природные газы подразделяют на следующие группы.

1. Газ чисто газовых месторождений, представляющий собой сухой газ, почти свободный от тяжелых УВ.

2. Газы, добываемые из газоконденсатных месторожде­ний, — смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из С5+высш.

3. Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные га­зы). Это физические смеси сухого газа, пропан-бутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.

Компонентный состав природного газа трех месторожде­ний приведен в табл. 5.

 

Таблица 5 Компонентный состав, % по объему, газов некоторых месторождений

 

Месторождение СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5+высш.
Газлинское (сухой газ) Вуктыльскре (газоконденсат) Мухановское (попутный газ) 97,2 71,8 32,1 1,3 8,7 20,2 0,9 3,9 23,6 0,47 2,8 10,6 0,13 12,8 13,5

 

 

Газ, в составе которого УВ (С3, С4) составляют не более 75 г/м3, называют сухим. При содержании более тяжелых УВ (свыше 150 г/м3) газ называют жирным.

Газовые смеси характеризуются массовыми или молярны­ми концентрациями компонентов. Для характеристики газо­вой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную мас­су, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху.

Молекулярная масса природного газа

(VI.6)

где — молекулярная масса i-го компонента; — объем­ное содержание i-го компонента, доли ед.

Для реальных газов обычно М = 16-20.

Плотность газа рг рассчитывается по формуле

(VI.7)

Где объем 1 моля газа при стандартных условиях.

Обычно значение рг находится в пределах 0,73-1,0 кг/м3.Чаще пользуются относительной плотностью газа по воз­духу , равной отношению плотности газа к плотности воздуха рв, взятой при тех же давлении и температуре:

(VI.8)

Если рг и рв определяются при стандартных условиях, то = 1,293 кг/м3 и = /1,293 кг/м3.

Уравнения состояния газовиспользуются для определения многих физических свойств природных газов. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между дав­лением, объемом и температурой.

Состояние газов в условиях высоких давления и темпера­туры определяется уравнением Клайперона - Менделеева:

pV = NRT,

где р — давление; V - объем идеального газа; N – число киломолей газа; R — универсальная газовая постоянная; Г — температура.

Эти уравнения применимы для идеальных газов.

Идеальным называется газ, силами взаимодействия между молекулами которого пренебрегают. Реальные углеводород­ные газы не подчиняются законам идеальных газов. Поэтому уравнение Клайперона - Менделеева для реальных газов за­писывается в виде

pV = ZNRT, (VI.9)

где Z — коэффициент сверхсжимаемости реальных газов, зависящий от давления, температуры и состава газа и харак­теризующий степень отклонения реального газа от закона для идеальных газов.

Коэффициент сверхсжимаемостиZ реальных газов — это отношение объемов равного числа молей реального V и иде­ального Vн газов при одинаковых термобарических условиях (т.е. при одинаковых давлении и температуре):

Z = V/Vн (VI. 10)

Значения коэффициентов сверхсжимаемости наиболее на­дежно могут быть определены на основе лабораторных ис­следований пластовых проб газов. При отсутствии таких исследований прибегают к расчетному методу оценки Z по графику Г. Брауна (см. рис. 38). Для пользования графиком необходимо знать так называемые приведенные псевдокри­тическое давление и псевдокритическую температуру. Суть этих понятий состоит в следующем.

Объем углеводородных газов меняется в зависимости от температуры и давления примерно в соответствии с рис. 39. Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям однокомпонентного газа при постоянной температуре и имеет три участка. Отрезок справа от пунктирной линии соответ­ствует газовой фазе, участок под пунктирной линией двухфазной газожидкостной области и отрезок слева от пунктирной линии - жидкой фазе. Отрезок пунктирной кривой вправо от максимума в точке С называется кривой точек конденсации (точек росы), а влево от максимума — кривой точек парообразования. Точка С называется критиче­ской. Значения давления и температуры, соответствующие критической точке С, также называются критическими. Дру­гими словами, критической называется такая температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении. Критическим давлением называется давление, соответствующее критической точке перехода газа в жидкое состояние.

 

Рис. 39. Диаграмма фазового состояния чистого этана (по Ш.К. Гиматудинову):

v – удельный объем, р - давление

 

С приближением значений давления и температуры к кри­тическим свойства газовой и жидкой фаз становятся одина­ковыми, поверхность раздела между ними исчезает и плот­ности их уравниваются.

С появлением в системе двух и более компонентов в за­кономерностях фазовых изменений возникают особенности, отличающие их поведение от поведения однокомпонентного газа. Не останавливаясь на подробностях, следует отметить, что критическая температура смеси находится между крити­ческими температурами компонентов, а критическое давле­ние смеси всегда выше, чем критическое давление любого компонента.

Для определения коэффициента сверхсжимаемости Z ре­альных газов, представляющих собой многокомпонентную смесь, находят средние из значений критических давлений и температур каждого компонента. Эти средние называются псевдокритическим давлением рпкр и псевдокритической тем­пературой Tпкр. Они определяются из соотношений:

(VI. 11)

 

(VI. 12)

Где и - критические давление и температура i-го компонента; - доля i-го компонента в объеме смеси (в долях единицы).

Приведенные псевдокритические давление и температура, необходимые для пользования графиком Брауна, представля­ют собой псевдокритические значения, приведенные к кон­кретным давлению и температуре (к пластовым, стандартным или каким-либо другим условиям):

(VI. 13)

(VI. 14)

где p и T — конкретные давление и температура, для кото­рых определяется Z.

Если состав газа неизвестен, то его псевдокритические давление и температуру определяют по графикам (рис. 40). В том случае, когда в газе содержатся H2S, N2 и С02, в значе­ния, снятые с этих графиков, вводят поправки с соответст­вующим знаком. Если неуглеводородных компонентов в газе более 15 %, графиками на рис. 40 пользоваться не рекомен­дуется.

Коэффициент сверхсжимаемости Z обязательно использу­ется при подсчете запасов газа, прогнозировании изменения давления в газовой залежи и решении других задач.

Влагосодержание природных газовсвязано с тем, что природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с пластовыми водами различных форм и видов (см. раздел 4 настоящей главы), вследствие чего содержат определенное количество паров воды. Концентрация водяных паров в газе зависит от его состава, давления, температуры. Отношение количества водяных паров (в долях единицы или процентах), находящихся в газе, к максимально возможному содержанию водяных паров в том же газе при тех же условиях называют относительной влажностью газа. Она характеризует степень насыщения газа водяным паром. Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа (г/м3 или г/кг), называют абсолютной влажностью.

Рис. 40. Графики зависимости псевдокритических давлениярпкр(а) и тем­пературыTпкр(б) от плотности углеводородных газов по воздуху (по Ю.П. Гаттенбергеру).

Месторождения: 1 — газовые, 2 — газоконденсатные; поправки, %, к вели­чинам псевдокритических давления Δр и температуры ΔT за счет содержа­ния: 3 – N2, 4 – СО2, 5 – H2S

 

Пары воды, присутствующие в газах и газоконденсатных смесях, влияют на фазовые превращения углеводородных систем. При определенных термодинамических условиях во­да может выделяться из газа (конденсироваться), т.е. перехо­дить в капельножидкое состояние. В газоконденсатных сис­темах могут одновременно выделяться вода и конденсат. В присутствии воды давление начала конденсации УВ увеличи­вается.

Объемный коэффициент пластового газа bг, представля­ющий собой отношение объема газа в пластовых условиях к объему того же количества газа Vст, который он зани­мает в стандартных условиях, можно найти с помощью уравнения Клайперона - Менделеева:

(VI. 15)

— давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях.

Значение величины bгимеет большое значение, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях.

Конденсатомназывают жидкую углеводородную фазу, вы­деляющуюся из газа при снижении давления. В пластовых условиях конденсат обычно весь растворен в газе. Различают конденсат сырой и стабильный.

Сырой конденсатпредставляет собой жидкость, которая выпадает из газа непосредственно в промысловых сепарато­рах при давлении и температуре сепарации. Он состоит из жидких при стандартных условиях УВ, т.е. из пентанов и высших (С6+высш), в которых растворено некоторое количе­ство газообразных УВ-бутанов, пропана и этана, а также H2S и других газов.

Важной характеристикой газоконденсатных залежей явля­ется конденсатно-газовый фактор,показывающий содержа­ние сырого конденсата (см3) в 1 м3 отсепарированного газа.

На практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором, — это количество газа (м3), из которого добывается 1 м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для разных место­рождений от 1500 до 25 000 м33.

Стабильный конденсатсостоит только из жидких УВ — пентана и высших (С6+высш). Его получают из сырого конден­сата путем дегазации последнего. Температура выкипания основных компонентов конденсата находится в диапазоне 40-200 "С. Молекулярная масса 90-160. Плотность стабильного конденсата в стандартных условиях изменяется от 0,6 до 0,82 г/см3 и находится в прямой зависимости от компо­нентного углеводородного состава.

Газы газоконденсатных месторождений делятся на газы с низким содержанием конденсата (до 150 см33), средним (150-300 см33), высоким (300-600 см33) и очень высоким (более 600 см33).

Большое значение имеет такая характеристика газа конденсатных залежей, как давление начала конденсации,т.е. давление, при котором конденсат выделяется в пласте из газа в виде жидкости. Если при разработке газоконденсатной за­лежи в ней не поддерживать давление, то оно с течением времени будет снижаться и может достигнуть величины меньше давления начала конденсации. При этом в пласте начнет выделяться конденсат, что приведет к потерям ценных УВ в недрах. Это надо учитывать при подсчете запасов и определении показателей проектов разработки. Исследования газоконденсатных залежей нужно производить с самого начала освоения залежи. При этом необходимо устанавли­вать:

· состав пластового газа и содержание в нем конденсата;

· давление начала конденсации УВ в пласте и давление мак­симальной конденсации;

· фазовое состояние конденсатной системы в пластовых ус­ловиях;

· количество и состав конденсата, выделяющегося из 1 м3 газа при различных давлениях и температуре;

· возможные потери конденсата в недрах при разработке залежи без поддержания пластового давления в зависимости от степени падения давления;

· фазовые превращения и свойства газоконденсатных сме­сей в стволах скважин, газосепараторах и газопроводах.

О свойствах газа и газоконденсата в пластовых условиях обычно судят на основании данных об их свойствах в стандартных условиях и расчетов без отбора и анализа глубинных проб газа. Основой таких расчетов являются результаты моделирования фазовых превращений углеводородной смеси в лабораторных установках. Однако следует учитывать, что этот метод недостаточно точен.

Гидраты газовпредставляют собой твердые соединения (клатраты), в которых молекулы газа при определенных дав­лении и температуре заполняют структурные пустоты крис­таллической решетки, образованной молекулами воды с по­мощью водородной связи. Молекулы воды как бы раздвигаются молекулами газа — плотность воды в гидратном состо­янии возрастает до 1,26-1,32 см3/г (плотность льда 1,09см3/г).

Один объем воды в гидратном состоянии связывает в за­висимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа.

Условия образования гидратов определяются составом га­за, состоянием воды, внешними давлением и температурой и выражаются диаграммой гетерогенного состояния в коорди­натах р–T(рис. 41). Для заданной температуры повышение давления выше давления, соответствующего равновесной кривой, сопровождается соединением молекул газа с молеку­лами воды и образованием гидратов. Обратное снижение давления (или повышение температуры при неизменном дав­лении) сопровождается разложением гидрата на газ и воду.

Плотность гидратов природных газов составляет от 0,9 до 1,1 г/см3.

 

Рис. 41. Диаграмма гетеро­генного состояния газов (по Ю.Ф. Макогону):

1 — N2, 2 — СН4,3 — СО2; природная газовая смесь с относительной плотностью по воздуху: 4 — 0,6; 5 — 0,8; 6 – С2Н6; 7 – С3Н8; 8 – Н2S.

Газогидратные залежи— это залежи, содержащие газ, находящийся частично или полностью в гидратном состоянии (в зависимости от термодинамических условий и стадии формирования). Для формирования и сохранения газогидратных залежей не нужны литологические покрышки: они сами являются непроницаемыми экранами, под которыми могут накапливаться залежи нефти и свободного газа. Газогидратная залежь внизу может контактировать с пластовой подош­венной водой, газовой залежью или непроницаемыми плас­тами.

Присутствие гидратов в разрезе можно обнаружить стан­дартными методами каротажа. Гидратсодержащие пласты характеризуются:

ü незначительной амплитудой ПС;

ü отсутствием или малым значением приращения показаний микроградиент - зонда;

ü интенсивностью вторичной α-активности, близкой к ин­тенсивности водонасыщенных пластов;

ü отсутствием глинистой корки и наличием каверн;

ü значительной (в большинстве случаев) величиной рк;

ü повышенной скоростью прохождения акустических волн и др.

В основе разработки газогидратных залежей лежит прин­цип перевода газа в залежи из гидратного состояния в сво­бодное и отбора его традиционными методами с помощью скважин. Перевести газ из гидратного состояния в свободное можно путем закачки в пласт катализаторов для разложения гидрата;

повышения температуры залежи выше температуры раз­ложения гидрата; снижения давления ниже давления разложе­ния гидрата; термохимического, электроакустического и дру­гих воздействий на газогидратные залежи.

При вскрытии и разработке газогидратных залежей необ­ходимо иметь в виду их специфические особенности, а именно: резкое увеличение объема газа при переходе его в свободное состояние; постоянство пластового давления, со­ответствующего определенной изотерме разработки газогидратной залежи; высвобождение больших объемов воды при разложении гидрата и др.

 




©2015 studopedya.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.