Уравнение Ван-дер-Ваальса

В 1879г. голландский физик Ван-дер-Ваальс предложил учесть силы взаимодействия и объем молекул следующим образом:

,

где - константа сцепления молекул, Па; v =V/ m - удельный объем газа, м³/ кг; b - поправка на собственный объем молекул (при шарообразных молекулах это учетверенный объем молекул, выражает внутреннее давление (равнодействующая сил притяжения всех молекул объема V). ; .

Уравнение состояния Ван-дер-Ваальса довольно точно описывает изменение свойств реальных газов при давлениях до 10 МПа и температурах от 283 до 293 К.

 

 

4. Объясните режимы эксплуатации газовых месторождений

 

Режимом газоносного пласта называется проявление доминирующей формы пластовой энергии в процессе разработки.

Применительно к газовым и газоконденсатным месторождениям характерными являются два режима: газовый (или газонапорный) и водонапорный.

При газовом режиме приток газа к скважинам происходит за счет потенциальной энергии расширения газа при снижении давления в залежи. В этом случае контурные или подошвенные воды практически не вторгаются в пределы газовой залежи и можно считать, что объем порового пространства газовой залежи во времени также практически не изменяется.

При водонапорном режиме приток газа к скважине происходит как за счет продвижения пластовых вод в пределах газовой залежи, так и за счет энергии газа, расширяющегося при падении пластового давления. Вследствие вторжения пластовых вод в газовую залежь при водонапорном режиме происходит уменьшение объема порового пространства во времени. Водонапорный режим в зависимости от граничных условий на контуре питания водонапорной системы разделяют на упруго-водонапорный и водонапорный режимы. Из-за большей сжимаемости газа по сравнению с сжимаемостью пористой среды при разработке залежей эффектом уменьшения объема пористой среды при снижении пластового давления можно практически пренебречь.

 

5. Перечислите наземные оборудования при разработке газовых месторождений

Оборудование устья газовой скважины предназначено для соединения верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герметизации межтрубного пространства и соединений между деталями оборудования, осуществления мероприятий по контролю и регулированию технологического режима эксплуатации скважин.

Оно состоит из трех частей:

1) колонной головки,

2) трубной головки

3) фонтанной елки.

Колонная головка соединяет верхние концы кондуктора и эксплуатационной колонны, герметизирует межтрубное пространство, служит опорой трубной головки с фонтанной елкой.

Фонтанная арматура состоит из трубной головки и фонтанной елки и устанавливается на колонную головку

Трубная головка служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами. На трубную головку непосредственно устанавливают фонтанную елку крестовикового или тройникового типа.

Фонтанная елка монтируется выше верхнего фланца трубной головки. Она предназначена для:

1) освоения скважины;

2) закрытия скважины;

4) контроля и регулирования технологического режима работы скважины.

Основной элемент фонтанной елки крестовикового типа — крестовина, а тройниковой елки — тройник. На ней монтируются штуцеры, термометры, установки для ввода ингибитора гидратообразования и коррозии, устьевой клапан-отсекатель.

Межтрубные пространства уплотняются кольцевыми прокладками. Нижние боковые отводы от трубной головки предназначены для обработки скважины и замера межтрубного давления. Из двух отводов фонтанной елки один рабочий, второй резервный.

Фонтанная арматура (елка) тройникового типа имеет два тройника. Верхний — рабочий, нижний — резервный. Применяется в особо сложных условиях эксплуатации скважины – при наличии твердых взвесей в потоке газа, вызывающих абразивный износ оборудования, газообразных или жидких коррозионных агентов (углекислый газ, сероводород, пропионовая, масляная или другие кислоты жирного ряда), при резких колебаниях давления и температуры.

Фонтанная арматура выпускается на рабочие давления 4; 4,5; 12,5; 20; 30; 70; и 100 МПа. Устьевой клапан-отсекатель (К-301) предназначен для автоматического перекрытия выходной линии от скважины (шлейфа) при аварийном повышении давления до него или понижении давления после него (в шлейфе).

 

6. Опишите виды заканчивания газовых скважин

После того, как горные пласты в области месторождения исследованы различными методами, при помощи специального оборудования производится заканчивание скважин. Под этим термином понимается совокупность процессов по вскрытию пластов различных пород, закрепление зоны забоя, стимуляция притока и собственно освоение найденных залежей ценных ископаемых. Наряду с освоением производится оценка свойств некоторых пластов. Заканчивание скважин производится несколькими методами: многозабойным способом, обсаживанием или без использования обсадной колонны. Второй метод считается самым распространенным и применяется в большинстве случаев. Технологии могут отличаться для каждого вида и классифицироваться по разновидности оборудования, типу работы и другим критериям.

Технологии заканчивания нефтяных и газовых скважин

Заканчивание скважин может проводиться следующими способами:

· Классическая технология заканчивания с применением перфорируемой колонны.

· Освоение со стационарными устройствами.

· Многопластовое заканчивание.

· Заканчивание скважин с отсечением песчаника.

· Заканчивание с отсечением водяного либо газового пласта.

Классическое заканчивание

При стандартном заканчивании с поверхности опускается колонна либо труба, ведущая до самого низа или до того пласта, который был определен при геологическом исследовании как перспективная для добычи порода. Обсадная колонна обрабатывается посредством цементирования, что производится прямо на месте.

 

7. Опишите коэффициент сжимаемости газа.

 

Состояние реальных газов при различных условиях описывается

уравнением

где – текущие значения давления (Па) и температуры (К);

– объем газа, м3;

– масса газа, кг;

– удельная газовая постоянная, Дж/(кг К);

– коэффициент сверхсжимаемости реального газа.

Коэффициент z учитывает отклонение реальных газов от идеальных и зависит от давления, температуры и состава газа.

Коэффициент сверхсжимаемости z смеси углеводородных газов может быть определен графическим методом по известным приведенным давлению и температуре по графику Брауна-Катца.

,

где – критическое давление, МПа;

– критическая температура, К.

Критическая температура – это максимальная температура, при которой

жидкая и паровая фазы могут сосуществовать в равновесии.

Критическое давление - это давление паров вещества при критической температуре.

Приведенные давление и температура показывают во сколько раз действительные давление и температура газа больше или меньше критических.

 

 

8. Опишите вязкость газа.

Вязкость — одно из свойств газов, определяющих закономерности движения их в газоносных пластах. Вязкость газа в зависимости от изменения параметров, характеризующих его состояние, изменяется сложным образом. При низких давлениях и температурах свойства реальных газов приближаются к идеальным. Закономерности изменения вязкости газов при различных давлениях и температурах можно объяснить, исходя из некоторых положений кинетической теории газов. Динамическая вязкость газа связана с его плотностью р_г, средней длиной свободного пути λ, и средней скоростью молекул ν соотношением

.

Формула определяет зависимость динамической вязкости газа от давления и температуры. При повышении давления плотность газа возрастает, но при этом уменьшается средняя длина свободного пробега молекул, а скорость их не изменяется. Поэтому с увеличением давления динамическая вязкость газа вначале практически остается постоянной. Из формулы (2. 38) также следует, что с увеличением температуры вязкость газа должна возрастать, так как скорость молекул ν увеличивается, если даже ρ и λ остаются постоянными. Отмеченный характер изменения вязкости газов объясняется проявлением внутреннего трения. Количество движения из слоя в слой передается вследствие перелета молекул газа в движущиеся друг относительно друга слои. При этом возникают силы, тормозящие движение одного слоя и увеличивающие скорость движения другого. С повышением температуры увеличиваются скорость и количество движения, передаваемое в единицу времени, и, следовательно, больше будет вязкость. Поэтому вязкость газов почти не зависит от давлений, если они близки к атмосферному, и увеличивается с ростом температуры. В пределах одного гомологического ряда вязкость газов уменьшается с возрастанием молекулярной массы. Однако при повышении давления эти закономерности нарушаются — с увеличением температуры понижается вязкость газа, т. е. при высоких давлениях вязкость газов изменяется с повышением температуры аналогично изменению вязкости жидкости. Газы с более высокой молекулярной массой, как правило, имеют и большую вязкость. В сжатом газе перелет молекул в движущиеся друг относительно друга слои затруднен и передача количества движения из слоя в слой происходит в основном, как у жидкостей, за счет временного объединения молекул на границе слоев.

При содержании в углеводородном газе более 5 % азота следует учитывать его влияние на вязкость газа и оценивать средневзвешенную вязкость смеси по правилу аддитивности

,

где μ — динамическая вязкость смесей углеводородных газов и азота; μ_а и μ_у — динамические вязкости азота и углеводородной части смеси газов; у_а — мольная доля азота в составе газа.

 

 

9. Опишите уравнение материального баланса для газовых месторождений

Материальный баланс газовой залежи - отражает закон сохранения массы применительно к газовой (газоконденсатной, газогидратной) залежи. При разработке месторождения в условиях газового режима материальный баланс газовой 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. Материальным балансом газовой залежи учитывается деформация продуктивного коллектора (изменение коэффициента пористости, 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).

 

10. Как производится расчет объема газовой скважины

Общий объем добытого газа (V_I) рассчитывается по следующей формуле:

V_I = Q_н × Г_ф,

где: V_I - объем добытого газа, м³; Q_н - годовая, месячная или суточная добыча нефти в тоннах; Г_ф - газовый фактор (отношение полученного количества газа к количеству извлеченной нефти, м³/т).

Общий объем добытого газа определяется для целей установления допустимых объемов сжигаемого газа и (или) объемов газа, использованного на собственные производственные нужды, и осуществляется:

1) недропользователем самостоятельно с использованием системы учета замеров объемов газа посредством контрольно-измерительных приборов с последующей проверкой заявленных объемов ведомством уполномоченного органа в области нефти и газа, производимой расчетным путем;

2) уполномоченным органом в области нефти и газа - расчетным путем.

Расчетный объем сжигаемого газа (V_II) определяется как разность между общим объемом добытого газа и объемом утилизируемого, в том числе перерабатываемого газа, по следующей формуле: V_II = V_I - (V₁ + V₂ + V₃ + V₄ + V₅),

где: V_II - расчетный объем сжигаемого газа: V_I - объем добытого газа, рассчитанный в соответствии с настоящей Методикой; V₁ - объем газа, используемый на собственные технологические нужды (объем газа, используемый на устьевых нагревателях, печах подогрева, в котельных и ином оборудовании, потребляющим газ). Расчетный объем газа на собственные технологические нужды определяется исходя из технических характеристик оборудования и продолжительности его эксплуатации; V₂ - объем газа на технологические потери (потери при технологических процессах сбора, подготовки и транспортировки газа) определяется техническими характеристиками применяемого оборудования и проектными решениями; V₃ - объем газа, используемый для выработки электроэнергии, определяется исходя из количества выработанной электроэнергии и удельного расхода газа на единицу электроэнергии, согласно паспортных данных используемого оборудования; V₄ - объем обратной закачки в пласт, определяется исходя из технических характеристик оборудования и продолжительности эксплуатации оборудования; V₅ - объем переработки на газоперерабатывающей установке или заводе для производства товарного и сжиженного газа определяется исходя из объемов реализованного товарного газа и потерь при переработке, транспортировке до магистрального газопровода.

 

11. Как определяют дебит газовых скважин

 

Дебиты газовых скважин при прочих равных условиях определяются величиной пластового давления. Поэтому при равномерном размещении скважин они больше и, следовательно, необходимое для разработки месторождения число скважин оказывается минимальным. При равномерной сетке скважин давления па устьях скважин близки по величине и падают медленнее. При этом увеличиваются продолжительность и эффективность работы установок низкотемпературной сепарации газа. Вместе с тем при равномерном размещении скважин растет протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций.

Общее уравнение притока газа в скважину

- = a + b

где a и b – числовые коэффициенты, соответственно, и –дебит газа, приведенный к нормальным условиям, /сут.

Давление на забое скважины

=

где – измеренное в межтрубном пространстве давление на устье скважины, МПа; – глубина скважины, м; – относительная плотность газа в скважине; – средняя температура газа в скважине, .

Числовые коэффициенты уравнение рассчитывают методом наименьших квадратов по следующим формулам:

a =

b =

где – дебиты газа по отдельным замерам? /сут, – число замеров.

 

12. Опишите термины изобара, изохора и изотерма

Изопроце́ссы —термодинамические процессы, во время которых количество вещества и один из параметров состояния: давление, объём, температура или энтропия — остаётся неизменным. Так, неизменному давлению соответствует изобарный процесс, объёму — изохорный, температуре — изотермический, энтропии — изоэнтропийный(например, обратимый адиабатический процесс). Линии, изображающие данные процессы на какой-либо термодинамической диаграмме, называются изобара, изохора, изотерма и адиабата соответственно. Изопроцессы являются частными случаями политропного процесса. Изоба́рный (или изобари́ческий) проце́сс процесс изменения состояния термодинамической системы при постоянном давлении. Зависимость объёма газа от температуры при неизменном давлении была экспериментально исследована в 1802 году Жозефом Луи Гей-Люссаком. Закон Гей-Люссака: При постоянном давлении и неизменных значениях массы идеального газа и его молярной массы, отношение объёма газа к его абсолютной температуре остаётся постоянным: V/T = const. Линия, изображающая изобарный процесс на диаграмме, называется изобарой. Изохо́рный проце́сс — процесс изменения состояния термодинамической системы при постоянном объёме. Для идеальных газов изохорический процесс описывается законом Шарля: для данной массы газа при постоянном объёме, давление прямо пропорционально температуре:

Линия, изображающая изохорный процесс на диаграмме, называется изохорой. Подведённая к газу теплота Q в изохорном процессе расходуется на изменение внутренней энергии U газа. Так, для одноатомного идеального газа

Q = ΔU = 3⁄2νRT = 3V·ΔP,

где R — универсальная газовая постоянная, ν — количество молей газа, T — абсолютная температура в кельвинах, V — объём газа, ΔP — приращение давления.

Изотерми́ческий проце́сс — процесс изменения состояния термодинамической системы при постоянной температуре. Изотермический процесс в идеальных газах описывается законом Бойля — Мариотта:

При постоянной температуре и неизменных значениях массы газа и его молярной массы, произведение объёма газа на его давление остаётся постоянным: PV = const.

 

13. Объясните порядок расположения газовых скважин

Под равномерной сеткой понимается такая система размещения скважин на площади газоносности, когда в процессе разработки не образуется общей депрессионной «воронки», т. е. пластовое давление вдали от каждой скважины примерно одинаково и близко к среднему пластовому давлению на соответствующий момент времени. Тогда изменение дебитов газовых скважин определяется изменением во времени среднего пластового давления по залежи в целом. Равномерное размещение скважин рекомендуется при разработке газовых (газоконденсатных) месторождений при газовом режиме и значительной однородности продуктивного пласта по коллекторским свойствам. Дебиты газовых скважин при равномерном размещении бывают больше, чем при других системах размещения (при прочих равных условиях и отмеченном ограничении). Размещение скважин в виде кольцевых батарей или цепочек скважин;Осуществляется на мелких месторождениях, учитываются структурные особенности. В отдельных случаях система сбора газа может определять выбор размещения скважин в виде батареи (батарей). Такое размещение скважин можно применять при глушении аварийно фонтанирующей скважины и т. д. При размещении скважин в виде кольцевых батарей или цепочек быстрее (чем при равномерном размещении) падают забойные и устьевые давления и дебиты скважин, раньше требуется ввод дополнительных скважин для разработки месторождения. Газосборные системы и промысловые коммуникации при рассматриваемой системе размещения отличаются компактностью. Размещение скважин в центральной (сводовой) части залежи; при размещении скважин в центральной части месторождения (в «сухом поле») может быть продлен период безводной эксплуатации скважин. Сокращение затрат на обустройство. Неравномерное размещение скважин на площади газоносности. Имеет место, когда месторождения маленькие или с высокой степнью неоднородности ФЕС. При разведочных работах на месторождениях бурятся разведочные скважины, далее при вводе месторождения в работу, большинство разведок переводятся в эксплуатационные скважины. При дальнейшей разработке систему размещения скважин подбирают так, чтобы разведки максимально попадали в узлы системы размещения скважин, но такое получается редко. При бурении эксп. скв. Получается неравномерная сетка. Рядная схема расположения. Имеет место на месторождениях с ППД. Расстояние между скважинами в ряду меньше расстояния между рядами. Большой коэффициент газоотдачи.

 

 

14. Разъясните роль метанола при борьбе с гидратами

На практике для борьбы с образованием гидратов широко применяют метанол и гликоли. Иногда используют жидкие углеводороды, ПАВ, пластовую воду, смесь различных ингибиторов, например метанола с растворами хлористого кальция и т.д.

Метанол обладает высокой степенью понижения температуры гидратообразования, способностью быстро разлагать уже образовавшиеся гидратные пробки и смешиваться с водой в любых соотношениях, малой вязкостью и низкой температурой замерзания. Упругость паров чистого метанола и его водных растворов определяют по графику, приведенному на рисунке 4.2.

Метанол - сильный яд, попадание в организм даже небольшой дозы его может привести к смертельному исходу, поэтому при работе с ним требуется особая осторожность.

Ввод метанола

Наиболее распространен на газовых промыслах способ подачи метанола (СН₃ОН) в струю газа. При этом он образует с парообразной и жидкой влагой спиртоводные смеси, температура замерзания которых значительно ниже нуля. Пары воды поглощаются из газа, что значительно снижает точку росы, и, следовательно, создаются условия для разложения гидратов или для предупреждения их образования.

Основным условием эффективного действия метанола является взаимодействие паров воды с парами метанола и дальнейшая конденсация их, что приводит к значительному понижению влагосодержания газа. Наибольшая эффективность метанола может быть достигнута с применением его в качестве средства, предупреждающего гидратообразование, а не для разрушения уже образовавшихся гидратов. При этом метанол необходимо впрыскивать в газовый поток, обеспечив хорошее распыление и смешение с общим газовым потоком. Для борьбы с гидратообразованием на групповом пункте предусматривается одна (иногда две) метанольная установка (рисунок 4.3), состоящая из метанольного бачка 1, емкости для хранения метанола 2, ручного насоса 5 типа БКФ - 2, обвязочных трубопроводов и вентилей. Метанол вводится, как правило, после сепараторов первой ступени под избыточным давлением, равным разности между давлением высоконапорной скважины, с которой соединен метанольный бачок, и давлением скважин, в которые вводится метанол, что составляет около 30 - 50 кгс/см². Количество вводимого в газопровод метанола для разложения образовавшихся гидратов определяют по графикам.

15. Объясните как образуются пробки в газовых скважинах

Повышенная опасность образования гидратных пробок в начальный период работы скважины объясняется тем, что в стволе скважины и призабойной зоне после освоения остается довольно много воды и фильтрата глинистого раствора, которые служат материалом для образования гидратов. Давление в начальный период самое высокое, что повышает температуру гидратообра-зования. Однако главной причиной следует считать то, что стенки скважины в начальный период еще не прогреты, поэтому температура потока газа минимальная. В процессе освоения температура стенок скважины в лучшем случае будет равна естественной температуре окружающих пород по геотермическому градиенту. В действительности эта температура бывает значительно ниже, так как в процессе бурения стенки скважин довольно долго охлаждаются промывочной жидкостью. По данным, температура стенок скважины вблизи забоя может снижаться на 30 - 40 С по сравнению с пластовой температурой всего за двое - трое суток циркуляции глинистого раствора. Поэтому температура газа может оказаться еще ниже, если скважина осваивается вскоре после окончания бурения.

 

16. Опишите способы разработки газовых сквжин

 

Основной метод добычи газа и газового конденсата - фонтанный, так как газ в продуктивном пласте обладает достаточно большой энергией, обеспечивающей его перемещение по капиллярным каналам пласта к забоям газовых скважин. Как и при фонтанном способе добычи нефти, газ поступает к устью скважины по колонне фонтанных труб.

Добычу газа ведут из одного пласта (однопластовые месторождения) и из двух и более пластов (многопластовые месторождения).

Оптимальный диаметр фонтанных труб определяют, исходя из двух критериев: максимального выноса с забоя скважин на поверхность твердых и жидких примесей газа и минимума потерь давления в трубах при заданном дебите газовой скважины. Вынос твердых частиц с забоя скважины с потоками газа обеспечивается в том случае, если скорость восходящего потока в скважине превысит критическую скорость, при которой твердые частицы еще будут находиться во взвешенном состоянии в потоке газа.

Оборудование устья и забоя газовых скважин, а также конструкция газовой скважины практически аналогичны нефтяным скважинам.

Конструкция добывающих газовых скважин зависит от многих факторов, в частности от пластового давления и отношения его к гидростатическому, геологических условий бурения, геолого-физических параметров пласта, физических свойств пластового флюида, разности давлений между пластами, технологических условий эксплуатации скважин, режима эксплуатации пласта, экономических соображений.

 

17. Опишите физико-химические свойства газовогоконденсата

 

Любой конденсат получается после перехода газообразного вещества в жидкое из-за снижения давления или температуры. В недрах земли существуют не только газовые, но и газоконденсатные залежи. Когда давление и температура снижаются в результате бурения скважины, образуется газовый конденсат – смесь жидких углеводородов, отделившихся от газа.

Под конденсатностью понимают содержание жидких УВ в газе в пластовых условиях (см³/м³).

Газоконденсатный фактор - величина, обратная конденсатности.

Различают сырой и стабильный конденсаты. Под сырым подразумевают УВ, при стандартных условиях находящиеся в жидком состоянии с растворенными в них газообразными компонентами (метаном, этаном, пропаном, бутанами). Конденсат, состоящий только из жидких УВ (от пентанов и выше) при стандартных условиях принято называть стабильными.

По физическим свойствам конденсаты характеризуются большим разнообразием. Плотность конденсатов меняется от 0,677 до 0,827 г/см³; показатель преломления от 1,39 до 1,46; молекулярная масса - от 92 до 158.

Состав. Многочисленными исследованиями установлена генетическая связь подстилающих (образовавших) их нефтей. Конденсаты, как и нефти, состоят из УВ трех типов - метановых, нафтеновых и ароматических.

Однако распределение этих групп УВ в конденсатах имеют следующие особенности в отличие от нефтей:

1) абсолютное содержание (в ср.) ароматических УВ в бензиновых фракциях конденсатов выше, чем в нефтях;

2) встречаются бензиновые фракции, в которых содержится одновременно большое количество нафтеновых и ароматических УВ;

3) между содержанием метановых и ароматических УВ в бензиновых фракциях существует обратная связь (чем >метановых, тем <ароматических УВ);

4) концентрации разветвленных метановых УВ ниже концентрации нормальных структур;

5) на долю этилбензола среди ароматических УВ состава С₈Н₁₀ приходится в ср. значительно меньший %, чем в нефтях.

Таким образом конденсаты состоят из более простых соединений, чем нефти. В нефтях преобладают циклопентановые УВ, в конденсатах - циклогексановые. Ароматические УВ в нефтях обычно сосредоточены в высококипящих фракциях, в конденсатах, наоборот, в низкокипящих. Содержание серы в конденсатах колеблется от 0-1,2%. В отдельных залежах или скважинах могут быть обнаружены конденсаты, УВ состав которых может отклоняться от общих закономерностей, это связано с геологическими особенностями конкретного района.

Конденсаты заметно отличаются и по фракционному составу. В среднем они на 60-80% выкипают до 200С, но есть конденсаты (или нефтеконденсатные смеси), конец кипения которых 350-500С, содержащие в своем составе асфальтены.

В процессе разработки газоконденсатных залежей состав конденсатов меняется. По мере снижения давления происходит частичная конденсация УВ в пласте, и эта часть в основном уже не извлекается на поверхность. В результате этого происходит изменение количественной и качественной характеристики пластовой газоконденсатной смеси - изменение группового УВ состава. При снижении давления происходит выпадение в пласт высококипящих фракций конденсата, и плотность его уменьшается. Иногда плотность конденсатов, напротив, увеличивается, что в основном характерно для разрабатываемых газовых шапок.

 

18. Проведите обзор газоконденсатных месторождений Казахстана

Газоконденсатное месторождение — одна или несколько газоконденсатных залежей, приуроченных к единой ловушке. Некоторые залежи могут сопровождаться небольшими нефтяными оторочками непромышленного значения.

Газоконденсатные месторождения подразделяют на однозалежные и многозалежные. В последних (обычно в верхней части разреза) часто имеются скопления газа, практически не содержащие конденсата. Газоконденсатные месторождения обнаружены в пределах нефтегазоносных бассейнов платформенного типа и складчатых областей.

Газоконденсатные месторождения характеризуются: газовым состоянием системы в каждой залежи (отсутствие или наличие нефтяной оторочки, даже незначительной); изменением в пределах газоконденсатного месторождения количества газового конденсата (г/м³), выделяющегося при различных давлениях и температурах (изотермы и изобары конденсации), и т.д. Содержание стабильного конденсата q (г/м³), давление максимальной конденсации Р_мк и начала конденсации Р_к обычно возрастают сверху вниз по разрезу газоконденсатного месторождения по мере увеличения глубины залегания залежи и пластового давления. Для газоконденсатного месторождения Р_мк варьирует в диапазоне 5-7,5 МПа, изредка превышает 10 МПа. Состав пластового газа колеблется в широких пределах.

Основной компонент газов большинства газоконденсатных месторождений — метан (концентрация 70-95 молекулярных %); весьма редко встречаются газоконденсатные месторождения, в которых жидкие углеводороды растворены в сжатом углекислом газе (75- 90 молекулярных %). Содержание гомологов метана (С₂Н₆ + высшие) в пластовом газе 4-25 молекулярных %, Н₂S 0-30%, N₂ 0,2-7%, CH₁₂ + высшие (конденсата) 0,4-10 молекулярных %. В конденсатах многопластовых месторождений сверху вниз по разрезу обычно снижается содержание метановых и возрастает концентрация ароматических углеводородов. Самое крупное нефтегазоконденсатное месторождение Казахстана-Карачиганак. А также Каменское, Токаревское, Цыгановское, Ульяновское, Амангельдинское и Чинаревское.

 

 

19. Опишите виды и свойства одоранта

В качестве одорантов в основном применяются меркаптаны, в частности этилмеркаптан C₂H₂SH, обладающий следующими свойствами:

- плотность 0,839;

- температура кипения 37⁰С;

- концентрационные пределы воспламенения паров в воздухе 2,8-18,2% (по объему);

- относится ко второму классу опасности (вещества высокоопасные), ПДК в воздухе рабочей зоны по санитарным нормам 1 мг/м3;

- температура воспламенения с воздухом 299 ⁰С;

- плотность паров при 0 ⁰С и 0,1 МПа (760 мм. РТ. Ст.)

- упругость паров при 20 ⁰С – 0,06 МПа (440 мм р.ст.)

Меркаптаны в малых концентрациях вызывают головную боль и тошноту. В больших концентрациях они действуют на центральную нервную систему, вызывая судороги, паралич и смерть от остановки дыхания. Их действие схоже с действием сероводорода.

Очень низкий ПДК меркаптанов в воздухе населенных мест, например для этилмеркаптана ПДК равен 9х10^-6 мг/м3.

Меркаптаны с окислами металлов и щелочами образуют меркаптиды, которые при воздействии воздуха клоны к самовозгоранию (как пирофорные соединения).

Одорирование природного газа не делает его более токсичным. Расчетный расход этилмеркаптана при одоризации газа для бытового потребления 16 мг/м3 газа.

К работе с одорантом допускаются лица не моложе 18 лет, прошедшие медицинское освидетельствование, теоретическое и практическое обучение, проверку знаний по охране труда, обучение по охране труда и безопасным методам и приемам выполнения работ, оказанию первой медицинской помощи при несчастных случаях на производстве, получившие удостоверение на допуск к самостоятельной работе.

В последующем персонал работающий с одорантом должен проходить:

• периодическое обучение и проверку знаний;

• целевой инструктаж при выполнении разовых работ;

• повторный инструктаж по безопасности труда на рабочем месте;

• внеплановый инструктаж;

• периодические (в течение трудовой деятельности) медицинские осмотры (обследования) для признания годными к выполнению работ в порядке, установленном Минздравом Республики Казахстан. Работник, должен быть обеспечен специальной