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.

7. Низкотемпературная сепарация газа.

Весь процесс НТС сводится к охлаждению природного газа с последующим разделением газоконденсатной смеси в сепара­торе на жидкую и газовую фазы. Этот процесс нашел широкое применение для подготовки газа северных месторождений валанжинских залежей и газов с потенциальным содержанием конденсата до 400 г/м3.

По данной схеме сырой газ из скважины поступает в пробко-уловитель П для улавливания жидкостных пробок, откуда на первую ступень сепарации во входной сепаратор С-1, где от га­за отделяется жидкая фаза: вода, углеводородный конденсат. На выходе из сепаратора газ разделяется на два потока: один поток подается на теплообменник Т-1 " газ - газ", где охлажда­ется потоком газа из низкотемпературного сепаратора С-2, другой поток подается на охлаждение холодным потоком жидкости из низкотемпературного сепаратора С-2. Соотношение разде­ленных потоков газа выбирается таким образом, чтобы темпе­ратура охлажденного газа на выходе из Т-1 и Т-2 была пример­но одинаковой. После охлаждения в теплообменниках потоки газа объединяются и подаются на эжектор (дроссель) ЭЖ, где срабатывается избыточное давление до давления газа в трубо­проводе, при этом газ охлаждается до температуры минус 25 °С и подается на сепаратор С-2 второй ступени сепарации, где от него отделяется жидкая фаза - водный раствор гликоля или метанола и углеводородный конденсат. Очищенный от жидкос­ти сухой" газ проходит рекуперативный теплообменник Т-1, откуда поступает в газопровод в качестве товарного продукта. Суммарное охлаждение газа на дросселе с учетом его предвари­тельного охлаждения составляет до 1 °С на 1 МПа перепада дав­ления.

Уравнение материального баланса газовой залежи.

Это отражает закон сохранения массы применительно к газовой (газоконденсатной, газогидратной) залежи. При разработке месторождения в условиях газового режима материальный балансгазовой залежи записывается в следующем виде:

Мн = М(t) + Мдоб(t), где

Мн — начальная масса газа в пласте;

М(t) — оставшаяся в пласте масса газа к моменту времени t;

Мдоб — масса газа, добытая из залежи к моменту времени t.

Уравнение материального баланса газовой залежи лежит в основе метода определения начальных запасов газа по падению давления в пласте (используются фактические данные разработки месторождения за некоторый период времени), а также используется при определении показателей разработки газовой залежи при газовом режиме. В случае водонапорного режима при составлении материального баланса газовой залежи учитывается Мост(t) — масса газа, оставшаяся в обводнённой зоне пласта к моменту времени t, т.е.

Мн = М(t) + Мост(t) + Мдоб(t).

Уравнение применяется при проведении прогнозных расчётов, а также используется для уточнения коллекторских свойств водонапорного бассейна. В ряде случаев в уравнениях

Материальным балансом газовой залежи учитывается деформация продуктивного коллектора (изменение коэффициентапористости, а следовательно, и коэффициента газонасыщенности) при снижении пластового давления. В случае газоконденсатных и газогидратных залежей учитывают также изменение газонасыщенного объёма пласта (в газоконденсатных залежах при снижении пластового давления наблюдается выпадение конденсата из газа, вызывающее уменьшение объёма, в газогидратных — снижение давления вызывает разложение гидратов и, следовательно, увеличение газонасыщенного объёма). Для газогидратной залежи материальный баланс газовой залежи записывается с учётом баланса тепла (в связи со снижением температуры, сопровождающим процесс разложения гидратов), в баланс тепла включается также приток тепла от передачи его через кровлю и подошву пласта.

Разновидности уравнения материального баланса газовой залежи позволяют проводить газо-гидродинамические расчёты с учётом соответствующих геолого-промысловых факторов (например, с учётом перетоков газа осуществляются расчёты применительно к многопластовым месторождениям).

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

 

3 6 4 14

⇐ Предыдущая891011121314151617Следующая ⇒

Поделиться: