Тема 12. Разработка газовых и газоконденсатных залежей

 

Газовая промышленность относится к молодым и наиболее развивающимся отраслям. С каждым годом доля природного газа в топливном энергетическом балансе России увеличивается. Природный газ направляется как в различные отрасли промышленности, так и на бытовые нужды. Кроме того, с каждым годом растёт его доля в экспорте.

В настоящее время открыто до 700 и эксплуатируется около 200 газовых и газоконденсатных месторождений. По разведанным запасам природного газа Россия вышла на первое место в мире, составляют они более 22 трлн. м³, прогнозные запасы — более 90 трлн. м³. Наиболее крупные газовые месторождения находятся на севере Тюменской области (в том числе Уренгойское, Ямбургское и др.), начинается разработка газовых и газоконденсатных месторождений в Томской области.

Главной газодобывающей компанией России является РАО «Газпром», учрежденное в феврале 1993 года (до этого — государственный концерн).

РАО «Газпром» — крупнейшая газовая компания мира, доля которой в общемировой добыче составляет 22 %. Контрольный пакет акции РАО «Газпром» (40 %) находится в собственности государства.

Увеличение спроса на газ внутри России прогнозируется после 2000 г. Соответственно возрастет и его добыча: в период с 2001 г. по 2030 г. предполагается извлечь из недр 24.6 трлн. м³ газа, доведя к 2030 г. ежегодную добычу до 830... 840 млрд. м³. Перспективы увеличения добычи газа связаны с освоением месторождений севера Тюменской области (Надым-Пур-Тазовский район, п-ов Ямал), а также крупнейшего в Европе Штокмановского газоконденсатного месторождения (Баренцево море).

В Надым-Пур-Тазовском районе начата разработка Юбилейного, Ямсовейского и Харвутинского месторождений с суммарной годовой добычей 40 млрд. м³. В 1998 г. начата добыча газа на Заполярном месторождении, которую в 2015 г. планируется довести до 90... 100 млрд. м³.

На полуострове Ямал разведанные запасы газа в настоящее время составляют 10.2 трлн. м³. Ожидается, что максимальный уровень добычи газа на полуострове Ямал составит 200... 250 млрд. м³.

Широкомасштабное освоение Штокмановского газоконденсатного месторождения намечается после 2005 г. — в соответствии с потребностями европейского рынка и северо-западного региона России. Прогнозируемый уровень добычи газа здесь — 50 млрд. м³ в год.

Россия является крупнейшим в мире экспортером природного газа. Поставки «голубого золота» в Польшу начались в 1966 г. Затем они были организованы в Чехословакию (1967 г.), Австрию (1968 г.) и Германию (1973 г.). В настоящее время, природный газ из России поставляется также в Болгарию, Боснию, Венгрию, Грецию, Италию, Румынию, Словению, Турцию, Финляндию, Францию, Хорватию, Швейцарию, страны Балтии и государства СНГ (Белоруссию, Грузию, Казахстан, Молдавию, Украину). В 1999 г. в страны ближнего и дальнего зарубежья было поставлено 204 млрд. м³ газа, а прогноз на 2020 г. составляет 278.5 млрд. м³.

Важнейшими целями и приоритетами развития газовой промышленности России являются:

ü увеличение доли природного газа в суммарном производстве энергоресурсов;

ü расширение экспорта российского газа;

ü укрепление сырьевой базы газовой промышленности;

ü реконструкция Единой системы газоснабжения с целью повышения ее надежности и экономической эффективности;

ü глубокая переработка и комплексное использование углеводородного сырья.

Приоритетное развитие газовой промышленности, в частности в сибирском регионе, обуславливает повышенные требования к разработке газовых и газоконденсатных месторождений.

Важнейшим аспектом разработки является установление и обоснование технологического режима эксплуатации скважин. Недостаточно обоснованные технологические режимы эксплуатации скважин, приводящие к снижению их дебитов по сравнению с проектными значениями, обуславливают завышение капитальных вложений и эксплуатационных расходов в процессе разработки.

В значительной степени правильность технологического режима эксплуатации скважин зависит от качества и количества исходной информации, получаемой газогидродинамическими методами исследования в процессах разведки и опытной эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений.

Важное значение имеют прогнозирование и своевременное изменение установленного технологического режима скважин. Поэтому знание современных газогидродинамических методов получения информации и научных основ установления оптимального технологического режима эксплуатации скважин необходимо для рационального освоения месторождений природного газа.

Под разработкой газовых, газоконденсатных, и газонефтяных залежей в нашем курсе понимается управление процессами дви­жения в пласте и к скважинам газа, конденсата, воды и нефти с целью добычи их и других ценных компонентов. Такое управле­ние достигается в результате реализации определенной системы разработки залежи.

Под системой разработки газовой, газоконденсатной и газо­нефтяной залежи понимают размещение на продуктивной пло­щади газоносности (нефтеносности) и структуре необходимого числа добывающих, нагнетательных, наблюдательных, пьезомет­рических скважин, порядок ввода их в эксплуатацию и поддер­жание определенных, допустимых технологических режимов экс­плуатации скважин.

Для отделения от газа воды, конденсата и ценных компо­нентов применяется соответствующая система обустройства про­мысла. Она включает поверхностное оборудование для сбора га­за, конденсата и воды, отделения конденсата, воды, очистки га­за от механических примесей, осушки газа. Система обустройства промысла в ряде случаев включает завод для переработки добы­ваемой продукции, а также дожимную компрессорную станцию для компримирования и подачи газа потребителю или в маги­стральный газопровод. В случае, например, Астраханского газодо­бывающего комплекса вся продукция месторождения подвергается обработке на газоперерабатывающем заводе. При разработке га­зоконденсатных месторождений с поддержанием пластового дав­ления система обустройства дополняется технологическими линия­ми для закачки в пласт сухого газа или воды. Аналогично об­устраивается промысел при разработке газонефтяных месторожде­ний.

Вряд ли требуется доказывать, что рациональная разработка залежей газа и нефти возможна лишь на научной основе.

Научный подход к разработке месторождений природных уг­леводородов подразумевает наличие критерия или определения, характеризующего такой подход. До недавнего времени опериро­вали следующим определением применительно к газовым и газокопденсатным месторождениям.

Под рациональной системой разработки месторождения природного газа и обустройства промысла понимается такая система, при которой обеспечивается заданный плановыми органами уровень добычи газа, ценных компонентов ( и конденсата ) с наибольшей народнохозяйственной эффективностью (с оптимальными технико-экономическими показателями и коэффициентами газо- и компонентоотдачи) при соблюдении условий охраны недр и окружающей сре­ды.

При этом годовые уровни добычи газа или, например, конденсата для рассматриваемого месторождения оптимизируются с точки зрения соответствующего газодобывающего района.

Под рациональной системой разработки месторождения природных углеводородов и обустройства промысла понимается такая система, при которой население страны, и местное население в частности, фирма-оператор получают наибольшие доходы, имеет место наименьший ущерб окружающей среде и недрам, наиболь­шие социальные последствия и гарантии.

Так видится сегодня понятие рациональности. Отсюда следу­ет, что такие важные показатели, как уровни отбора газа, неф­ти, конденсата не диктуются сверху, а определяются исходя из указанных факторов при конкретном проектировании и исследо­ваниях. Например, запасы газа и других компонентов в Астра­ханском месторождении могли бы, учитывая благоприятное гео­графическое положение, позволить добывать здесь 60-100 млрд.м³ газа в год. Однако экологические условия, социальная напря­женность в данном районе вряд ли позволят превысить годовой уровень добычи газа в 12 млрд. м³, по крайней мере в ближай­шие годы. Также проблема компонентоотдачи становится эконо­мической категорией, отражая затраты, получаемый доход, что в конечном счете зависит от мировых цен на углеводороды. Кроме того, требования охраны недр также подразумевают бережное к ним отношение.

Задача состоит в том, чтобы на основе получаемого по скважинам ограни­ченного объема информации составить наиболее полное представле­ние о месторождении в целом и сделать достоверный прогноз отно­сительно проходящих в нем процессов при различных системах раз­работки.

 

12.1 Состав природных газов. Классификация природных газов. Классификация газовых залежей и месторождений.

 

Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных УВ вида С_nН_2n+₂.

В состав природных газов входят:

а) углеводороды - алканы C_nH_2n+2 и цикланы C_nH_2n;

б) неуглеводороды - азот N₂, углекислый СО₂, сероводород Н₂S, ртуть, меркаптаны RSH.

в) инертные газы – гелий, аргон, криптон, ксенон.

Метан (СН₄), этан (С₂Н₆) и этилен (С₂Н₄) при нормальных условиях (р = 0, 1 МПа и Т=273 К) являются реальными газами и составляют сухой газ.

Пропан (С₂Н₆), пропилен (С₃Н6), изобутан (i=С₄Н₁₀), нормальный бутан - (n=С₄Н₁₀), бутилены (С₄Н₈) при атмосферных условиях находятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенных давлениях - в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжижаемых, сжиженных) углеводородных газов.

Углеводороды, начиная с изопентана (i= С₅Н₁₂) и более тяжелые (17 ≥ n > 5) при атмосферных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции.

Углеводороды, в молекулу которых входит 18 и более атомов углерода (от С₁₈Н₂₈), расположенных в одну цепочку, при атмосферных условиях находятся в твердом состоянии.

Классификация природных газов.

Природные газы подразделяют на три группы.

1. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Они представляют собой сухой газ, практически свободный от тяжелых углеводородов.

2. Газы, добываемые вместе с нефтью. Это физическая смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина.

3. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений. Они состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции. Кроме того, присутствуют N₂, СО₂, H₂S, Не, Аг и др.

Искусственные газы получают из твердых топлив (горючие сланцы, бурый уголь) в газогенераторах, ретортах, тоннельных и прочих печах при высоких температурах, а иногда и при повышенных или высоких давлениях.

Залежи природного газа

Места скоплении природного газа в свободном состоянии в порах и трещинах горных пород называются газовыми залежами. Если газовая залежь является рентабельной для разработки, т. е. когда сумма затрат на добычу, транспорт и использование газа меньше полученного экономического эффекта от его применения, то она называется промышленной.

Газовым месторождением обычно называют одну залежь или группу залежей, расположенных на одной территории.

Наряду с чисто газовыми месторождениями встречаются так называемые газоконденсатные, в которых часть углеводородов находится в жидком состоянии или при снижении давления и температуры может сконденсироваться. Кроме того, имеются газонефтяные, газоконденсатонефтяные и газогидратные месторождения, углеводороды в которых находятся и в твердом состоянии в соединении с водой в виде гидратов.

Газовые залежи по геометрической характеристике (конфигурации) подразделяются на пластовые, массивные и литологически или тектонически ограниченные. Наиболее распространены пластовые и массивные залежи.

Основной формой пластовой залежи является сводовая (рис. 2.1), высшую точку которой называют вершиной, боковые (но отношению к длинной оси) стороны ее - крыльями, а центральную часть - сводом. Кровлей газоносного пласта называют верхнюю границу газоносного пласта с вышележащими непроницаемыми породами. Нижнюю границу газоносного пласта с нижележащими непроницаемыми породами называют подошвой газоносного пласта. Наикратчайшее расстояние между кровлей и подошвой пласта называется его мощностью. Если газовая залежь по всей площади подстилается водой, газонасыщенная мощность пласта определяется как расстояние от кровли до поверхности контакта газа с водой. Пластовые залежи обычно ограничиваются краевой пластовой водой. Если газовая залежь по газонасыщенной мощности меньше мощности самого пласта, то она ограничивается подошвенной водой.

Наряду с общей выделяют эффективную мощность, которая определяется путем исключения мощности непродуктивных, например глинистых, пропластков из общей мощности.

 

 

Рис.12.1 Схема пластово-сводовой залежи с контурной водой: I - кровля пласта; II – подошва пласта; III – газоводяной контакт; h – мощность пласта; h₁ – этаж газоносности; IV – внутренний контур газоносности; V – внешний контур газоносности; 1, 2, 3 – изогипсы; А – газовая скважины глубиной L₁; Б – водяная скважина глубиной L₂; l₁ – расстояние от забоя скважины А до контакта газ-вода; l₂ – расстояние от забоя скважины Б до ГВК; l – расстояние по вертикали между забоями скважин А и Б; L¢ - высота от устья до уровня

 

 

Основными параметрами газовой залежи являются:

а) отметка контакта газ-вода (ГВК), т. е. расстояние по вертикали от уровня океана до контакта газ - вода;

б) этаж газоносности, который определяется расстоянием по вертикали от высшей точки газовой залежи до ГВК;

в) внутренний контур газоносности, который представляет собой линию пересечения ГВК с подошвой газоносного пласта;

г) внешний контур газоносности, представляющий собой линию пересечения ГВК с кровлей продуктивного пласта.

В последние годы на практике широко применяют новые методы разведки газовых и газоконденсатных месторождений, сущность которых состоит в том, что с помощью первых разведочных скважин устанавливаются лишь основные параметры залежей, необходимые для составления проекта опытно-промышленной их эксплуатации. Если установлено, что залежь относится к газовой, то остальные параметры выясняются и уточняются в процессе опытно-промышленной эксплуатации месторождения с подачей газа потребителям. В результате этого не только значительно уменьшается число разведочных скважин, но и более правильно намечаются пути доразведки залежи. На разработку залежи существенно влияет положение газоводяного контакта, который определяется по данным каротажа или опробования скважин.

Классификация месторождений

Месторождений по составу углеводородов

а) газовые - нет тяжелых углеводородов (метан- 95-98%; относительная плотность ∆ r≈ 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%, ∆ r ≈ 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%, ∆ r ≈ 0, 7-0, 9).

г) газогидратные - газ в твердом состоянии.

Газоконденсатные месторождения по фазовым состоянию

а) однофазные насыщенные - пластовое давление Р_пл равно давлению начала конденсации Р_к;

б) однофазные ненасыщенные - Р_пл > Р_к;

в) двухфазные - Р_к > Р_пл;

г) перегретые - пластовая температура Т_пл больше крикондентермы Т_max.

Газоконденсатные месторождения по содержанию стабильного конденсата С₅₊ в 1м³ пластового газа подразделяются на следующие группы:

I - незначительное содержание до 10 см³/ м³;

II- малое содержание от 10 до 150 см³/ м³;

III- cреднее содержание от 150 до 300 см³/ м³;

IV- высокое содержание от 300 до 600 см³/ м³;

V - очень высокое содержание свыше 600 см³/ м³.

Газовые и газоконденсатные месторождения по содержанию нефти

а) залежи без нефтяной оторочки или оторочкой непромышленного значения;

б) залежи с нефтяной оторочкой промышленного значения.

Месторождений по величине начального пластового давления

а) низкого давления- до 6 МПа;

б) среднего давления - от 6 до 10МПа;

в) высокого давления - от 10 до 30МПа;

г) сверхвысокого давления - свыше 30МПа.

Месторождений по дебитности (максимально возможный рабочий дебит)

а) низкодебитные - до 25 тыс. м³/сутки;

б)малодебитные - 25-100 тыс. м³/сутки;

в) среднедебитные - 100-500 тыс. м³/сутки;

г) высокодебитные - 500-1000 тыс. м³/сутки;

д) сверхвысокодебитные - свыше 1000 тыс. м³/сутки.

Изменение состава природного газа в процессе разработки.

Во время эксплуатации газовых скважин метан - газообразный и находится при температуре выше критической, этан - на грани парообразного и газообразного состояния, а пропаны и бутаны - в паровом. С повышением давления и понижением температуры компоненты, входящие в состав природных газов чисто газовых месторождений, могут переходить в жидкое состояние. При эксплуатации газоконденсатных месторождений с понижением давления до определенного значения (давление максимальной конденсации) обычно наблюдается переход тяжелых углеводородов в жидкое состояние, при последующем уменьшении давления часть их переходит обратно в газообразное состояние.

Это приводит к тому, что состав газа, а также состав и количество конденсата в процессе разработки газоконденсатных месторождений без поддержания давления изменяются, что следует учитывать при проектировании заводов по переработке газа и конденсата. Если газоконденсатные месторождения разрабатывают с поддержанием давления путем закачки газа в пласт (сайклинг-процесс), состав конденсата практически не изменяется, а состав газа может изменяться при прорыве сухого газа в эксплуатационные скважины. Если для поддержания пластового давления закачивают в пласт воду, состав газа и конденсата в процессе разработки остаются неизменными.

В процессе разработки газовых и газоконденсатных залежей предвестником обводнения по данным эксплуатации скважин по ряду месторождений является увеличение азота и редких газов (например, Шебелинское месторождение) или увеличение газоконденсатного фактора и минерализации, выносимой из скважины воды (месторождения Краснодарского края).

Таким образом, физико-химические свойства газа и его состав необходимо знать как на стадии разведки, так и при эксплуатации месторождения.

 

12.2 Физические свойства природных газов. Тепловые свойства природных газов. Дросселирование газов. Гидратообразование.

 

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:

, (12.1)

 

где: М_i — молекулярная масса i-го компонента;

X_i - объемное содержание i-го компонента, доли ед. Для реальных газов обычно М = 16 - 20.

Плотность газа r_грассчитывается по формуле:

, (12.2)

где: V_М - объем 1 моля газа при стандартных условиях. Обычно значение r_гнаходится в пределах 0, 73 – 1, 0 кг/м³. Чаще пользуются относительной плотностью газа по воздуху r_г.вравной отношению плотности газа r_гк плотности воздуха r_ввзятой при тех же давлении и температуре:

, (12.3)

Если r_ги r_вопределяются при стандартных условиях, то r_г = 1, 293 кг/м³ и кг/м³.

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

, (12.4)

где: Р_пл, Т_пл, Р_ст, Т_ст - давление и температура соответственно в пластовых и стандартных условиях.

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

Вязкость - свойство жидкостей и газов, характеризующих сопротивляемость скольжению или сдвигу одной их части относительно другой.

Коэффициент динамической вязкости µ характеризует силы взаимодействия между молекулами газа, которые преодолеваются при его движении.

Коэффициент кинематической вязкости. В расчетах наряду с абсолютной вязкостью газа применяют кинематическую вязкость ν , равную абсолютной вязкости, деленной на плотность газа:

, (12.5)

В газах расстояние между молекулами существенно больше радиуса действия молекулярных сил, поэтому вязкость газов – следствие хаотического (теплового) движения молекул, сопровождающее переносом от слоя к слою определённого количества движения, в результате медленные слои ускоряются, а более быстрые замедляются. Работа внешних сил, уравновешивающих вязкое сопротивление и поддерживающее установившееся течение, полностью переходит в теплоту.

В жидкостях, где расстояние между молекулами много меньше, чем в газах, вязкость обусловлена молекулярным взаимодействием, ограничивающим подвижность молекул. В жидкости молекула может проникнуть в соседний слой лишь при образовании в нём полости, достаточной для перескакивания туда молекулы. На образование полости (на “рыхление” жидкости) расходуется так называемая энергия активации вязкого течения.

При больших давлениях (больше 10 -15МПА) газы становятся не идеальными, так как средние расстояния между молекулами становятся сравнимыми с радиусом межмолекулярного взаимодействия, и природа вязкости газов становится аналогичной жидкости.

В идеальном газе вязкость µ не зависит от плотности (давления), а определяется величинами средней скорости и длиной свободного пробега молекул. Так как средняя скорость возрастает с повышением температуры Т (несколько возрастает также и длина свободного пробега), то вязкость газов увеличивается при нагревании (пропорционально корню квадратному от температуры) (рис.12.2). Присутствие неуглеводородных компонентов в газе повышает вязкость природного газа.

В жидкостях энергия активации уменьшается сростом температуры и понижением давления. В этом состоит одна из причин резкого снижения вязкости жидкостей с повышением температуры и роста её при высоких давлениях.

 

Рис.12.2 Вязкость природного газа при различных значениях давления и температуры

 

В силу того, что при больших давлениях газы приобретают свойства жидкости, то при давлениях больших 10-15МПа вязкость природных газов падает с ростом температуры (рис.12.2), но само значение вязкости повышается с ростом давления.

Критическая температура и давление. Для каждого газа существует температура, выше которой он не переходит в жидкое состояние при любых давлениях. Для метана критическая температура равна 82, 1 °С, поэтому в недрах земной коры метан не может быть в жидком состоянии. Этан и пропан в земной коре могут находиться в жидком состоянии при давлениях выше критического, ниже которого, как бы ни была низка температура, газ не переходит в жидкое состояние.

Значения критических параметров Р_кр и Т_кр определяются:

, атм (12.6)

, К (12.7)

Приведенными параметрами состояния называются безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа больше или меньше критических.

Приведенным давлением Р_пр называется отношение рабочего (фактического) давления газа Р к его критическому давлению Р_кр.

, (12.8)

Приведенной температурой Т_пр называется отношение рабочего (фактического) абсолютной температуры газа Т к ее критической температуре Т_кр.

, (12.9)

Диффузия – взаимное проникновение одного вещества в другое при их соприкосновении, что обусловлено движением молекул. Диффузия газов в пластовых условиях происходит через водонасыщенные поры и трещины пород. Явление диффузии газов играет существенную роль при формировании и разрушении залежей газа.

Растворимость газов при небольших давлениях подчиняется закону Генри, согласно которому количество растворенного газа прямо пропорционально давлению и коэффициенту растворимости. Коэффициенты растворимости газов в воде зависят от температуры и минерализации воды. При температурах до 90 °С эта зависимость обратная, при боле высоких температурах – прямая. С ростом минерализации воды растворимость газа падает.

Растворимость углеводородных газов в нефти примерно в 10 раз больше, чем в воде. Чем более жирный газ и более легкая нефть, тем больше растворимость в ней газов. Растворенный в нефти газ увеличивает объем нефти и уменьшает её плотность, вязкость и поверхностное натяжение. Если объем газа значительно превышает объем нефти, то при давлении более 25 МПа и температуре 95 °С наступает обратная растворимость – жидкие углеводороды растворяются в газе и могут полностью превратиться в газ. При понижении давления из смеси будет выпадать конденсат (жидкие углеводороды).

Теплоемкостью С называют количество теплоты, необходимое для нагревания единицы массы или объема вещества на 1° С.

Удельная теплоемкость - отношение теплоёмкости к единице количества газа. Для газов обычно различают теплоемкости при постоянном объеме С_v и постоянном давлении С_p. С_v связана с процессом, характеризующимся тем, что при неизменности объема вся энергия, сообщаемая газу в форме теплоты, затрачивается на увеличение внутренней энергии газа. С_p связана с процессом, характеризующимся тем, что, нагревая тело, предоставляют ему возможность расширяться при неизменном давлении. Таким образом, часть сообщенной телу теплоты идет на производство работы расширения. Поэтому С_p > С_v.

Для идеальных газов между С_p и С_v существует следующее соотношение

, (12.10)

 

где: R — газовая постоянная.

В области давлений, где газы считаются идеальными, значения теплоемкостей постоянны. Однако для реальных газов значения теплоемкости изменяются в зависимости от давления и температуры.

Для смеси газов теплоемкость определяется по сумме теплоемкости входящих компонентов по формуле

, (12.11)

 

где: С_i - теплоемкости отдельных компонентов смеси;

y_i – объемное (молярное) содержание компонентов в долях единицы;

n – число компонент.

При изобарическом процессе молярная теплоёмкость неуглеводородных компонентов природных газов (азота, углекислого газа, сероводорода) равна примерно половине теплоёмкости углеводорода с одинаковой молекулярной массой при одной и той же температуре. Массовая теплоёмкость равна отношению молярной теплоёмкости к молекулярной массе газа М_i, т.е массе киломоля i-го компонента, кг/моль.

Дросселирование - расширение газа при прохождении через дроссель - местное сопротивление (вентиль, кран и т.д.), сопровождающее изменением температуры.

Отношение изменения температуры газа в результате его изоэнтальпийного расширения (дросселирования) к изменению давления называется дроссельным эффектом, или эффектом Джоуля - Томсона.

При охлаждении газа эффект считается положительным, при нагревании его - отрицательным. Изменение температуры при снижении давления на 1атм (0, 1МПа) называется коэффициентом Джоуля - Томсона. Этот коэффициент изменяется в широких пределах и может иметь положительный или отрицательный знак.

Изменение температуры газа в процессе изоэнтальпийного расширения при значительном перепаде давления на дросселе называется интегральным дроссель-эффектом. Это изменение можно определить по соотношению

, (12.12)

 

Интегральный коэффициент Джоуля-Томсона для природного газа изменяется от 2 до 4 К/МПа в зависимости от состава газа, падения давления и начальной температуры газа. Для приближенных расчетов среднее значение коэффициента Джоуля-Томсона можно принять равным 3 К/МПа.

Влажность природных газов. Природный газ в пластовых условиях всегда насыщен парами воды, так в газоносных породах всегда содержится связанная, подошвенная или краевая вода.

Влажность газа характеризуется концентрацией воды в паровой фазе системы газ – вода. Обычно она выражается массой паров воды, приходящейся на единицу массы сухого газа (массовая влажность) или числом молей паров воды, приходящейся на моль сухого газа (молярная влажность).

Абсолютная влажность W характеризуется количеством водяного пара в единице объема газовой смеси, приведенной к нормальным условиям (Т = 273К, р = 0, 1МПа), измеряется в г/м³ или кг/1000м³.

Относительная влажность – отношение абсолютной влажности к максимальной, соответствующей полному насыщению парами воды, при данной температуре и давлении (в %). Полное насыщение оценивается в 100%.

Факторы, определяющие влагосодержание природных газов: давление, температура, состав газа; количество солей, растворенных в воде, контактирующей с данным газом.

Присутствие углекислого газа и сероводорода в газах увеличивает их влагосодержание. Наличие азота приводит к уменьшению влагосодержанияю, так как он способствует уменьшению отклонения газовой смеси от идеального газа и менее растворим в воде. С увеличение плотности (или молекулярной массы газа), за счет роста количества тяжелых углеводородов, влажность газа уменьшается из-за взаимодействия молекул тяжелых углеводородов с молекулами воды. Наличие в пластовой воде растворенных солей уменьшает влагосодержание газа, так как при растворении солей в воде снижается парциальное давление паров воды.

При уменьшении температуры происходит уменьшение влагосодержания, а при падении давления его увеличение.

Гидратообразование. Природный газ, насыщенный парами воды, при высоком давлении и при определенной положительной температуре способен образовывать твердые соединения с водой – гидраты.

Особое значение гидратообразование приобретает при добычи газа из месторождений Сибири и Крайнего Севера. Низкие пластовые температуры и суровые климатические условия этих районов создают благоприятные условия для образования гидратов.

Гидраты природных газов представляют собой неустойчивое физико-химическое соединение воды с углеводородами, которое с повышением температуры или при понижении давления разлагается на газ и воду. По внешнему виду - это белая кристаллическая масса, похожая на лед или снег.

Гидраты относятся к веществам, в которых молекулы одних компонентов размещены в полостях решетки между узлами ассоциированных молекул другого компонента. Такие соединения обычно называют твердыми растворами внедрения, а иногда соединениями включения.

По современным представлениям молекулы гидратообразователей в полостях между узлами ассоциированных молекул воды гидратной решетки удерживаются с помощью Вандер-Ваальсовых сил притяжения.

Увеличение процентного содержания сероводорода углекислого газа приводит к повышению равновесной температуры гидратообразования и понижению равновесного давления. Например, при давлении 50атм для чистого метана температура образования гидратов составляет 6 ^оС, а при 25-ом содержании H₂S она достигает 10 ^оС.

Природные газы, содержащие азот, имеют более низкую температуру образования гидратов, т. е. в этом случае гидраты становятся менее устойчивыми. Например, если в природном газе с относительной плотностью 0, 6 отсутствует азот, гидраты его при температуре 10 °С остаются устойчивыми до давления 34 атм, если же в газе содержится 18% азота, равновесное давление гидратообразования снижается до 30 атм.

Для образования гидратов в жидких углеводородных газах требуются более высокое давление и более низкие температуры. В отличие от природных газов выделение гидратов в жидких углеводородных газах сопровождается увеличением давления системы (в замкнутом объеме). Кроме того, как и в природных газах, в этом случае выделяется теплота, в результате чего повышается температура системы. Поскольку объем остается постоянным, с увеличением температуры в системе растет и давление.

Разложение гидратов жидких углеводородных газов сопровождается уменьшением объема и, следовательно, понижением давления. Образование гидратов в жидких углеводородах идет несравнимо труднее, чем в газообразных. Чтобы начался этот процесс, требуется выдержать систему при соответствующих условиях в течение некоторого времени и в основном в условиях равновесия. Однако при отрицательных температурах после появления мелких кристалликов льда гидраты начинают образовываться быстро. Гидраты жидких углеводородных газов легче воды.

 

12.3 Технологический режим работы газовой скважины. Свободный и абсолютно свободный дебит.

 

Под технологическим режимом эксплуатации понимается режим, при котором поддерживается определённое соотношение между дебитом скважины и забойным давлением или его градиентом. С математической точки зрения технологический режим эксплуатации скважин определяют граничные условия на забое, знать которые необходимо для интегрирования дифференциального уравнения фильтрации газа к скважине.

Принципы выбора оптимального режима. При установлении технологического режима эксплуатации используют исходные данные, накопленные в процессе поиска залежи, разведки и опытной эксплуатации месторождения. Эти данные являются результатами геологических, геофизических, газогидродинамических, газоконденсатных исследований и лабораторного изучения образцов коллекторов и насыщающих их жидкостей и газов.

В частности, как правило, газовые залежи неоднородны но площади и по разрезу, их емкостные и фильтрационные параметры, запасы определяются неточно, в начальный период разработки отсутствует достаточное число скважин для получения достоверной информации.

На технологический режим эксплуатации влияет множество факторов, причем влияние различных факторов может быть как однонаправленным, так и разнонаправленным. Поэтому при недостаточно глубоком изучении этих вопросов установленный режим может оказатся неправильным.

⇐ Предыдущая19202122232425262728Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. D. СОЦИОИДЕОЛОГИЧЕСКАЯ СИСТЕМА ВЕЩЕЙ И ПОТРЕБЛЕНИЯ
2. I. Методические принципы физического воспитания (сознательность, активность, наглядность, доступность, систематичность)
3. I. Определите значение терминов, сгруппируйте их по темам.
4. III. ТЕМАТИКА КОНТРОЛЬНЫХ РАБОТ
5. III.3. Система классификационных единиц
6. IV. Разработка самоотменяющегося прогноза
7. MRPII–система как черный ящик
8. VI. Система оценки результатов освоения Рабочей учебной программы
9. XIII. РАЗРАБОТКА ПЛАСТОВ, ОПАСНЫХ ПО ВНЕЗАПНЫМ ВЫБРОСАМ УГЛЯ (ПОРОДЫ) И ГАЗА, И ПЛАСТОВ, СКЛОННЫХ К ГОРНЫМ УДАРАМ
10. А. Лупа. Б. Проекционный аппарат. В. Перископ. Г. Оптическая система глаза. Д. Любой из перечисленных в ответах А — Г систем.
11. Аварии на коммунально-энергетических системах.
12. Автоматизированная информационно-управляющая система в чрезвычайных ситуациях