Состав и свойства природных газов. Классификация месторождений по составу природных газов. Влажность природных газов.
Природный газ – смесь УВ и неУВ компонентов. В состав природных газов входят:
а) Углеводороды - CnH2n+2 и CnH2n.
б) Неуглеводороды - N2, СО2,Н2S.
в) Инертные газы – гелий.
Свойства:
1)Плотность смеси газов рассчитывается следующим образом:
, где Ni– мольная доля;
2)Коэффициент сверхсжимаемости показывает отличие свойств реального газа от идеального. Z для смеси газов определяется исходя из его приведенных параметров (отношение действительных当前的 к критическим临界的)
3)Критической Ткр называется такая температура, выше которой газ под действием давления любого значения не может быть превращён в жидкость.
Критическое давление ркр -это давление, необходимое для сжижения газа при критической температуре.
Критическим объёмом vкр называют объём, равный объёму одного моля газа при критических значениях давления и температуры.
4) Вязкость газа – свойство, проявляющееся при движении и характеризует сопротивляемость трению одного слоя о другой. Измеряется в м2/с. Определяется в зависимости от состава и приведенных давлений и температур.
5 ) Влагосодержание газа – это количество паров воды растворенных в 1 м3 объема газа. При уменьшении температуры происходит уменьшение влагосодержания, а при падении давления его увеличение.
6) Теплоемкость газа – отношение тепла подведенного к газу к изменению его температуры в данном термодинамическом процессе.
7) Теплопроводность – количество тепла, проходящего через его массы без конвекции теплообмена и перемещения.
8) Коэффициент растворимости газа (a) показывает, какое количество газа (Vг) растворяется в единице объёма жидкости (Vж) при данном давлении: 
.
|
|
От давления насыщения зависит газовый фактор – количество газа (в м3), содержащееся в 1 тонне нефти (в м3).
Классификация месторождений по составу углеводородов
а) газовые - нет тяжелых углеводородов (метан- 95-98%; относительная плотность ∆ ≈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%, ∆ ≈ 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%, ∆ ≈ 0.7-0.9).
г) газогидратные - газ в твердом состоянии.
Влажность природных газов
Природный газ в пластовых условиях всегда насыщен парами воды, так в газоносных породах всегда содержится связанная, подошвенная или краевая 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).
Исследование газовых скважин при стационарных режимах фильтрации. Теоретические основы. Технология проведения. Интерпретация результатов
При стационарных режимах фильтрации определяют
§ Зависимость дебита газа от депрессии на пласт и давления на устье
§ Изменение забойного и устьевого давлений и температур от дебита скважин
|
|
§ Коэффициенты фильтрационного сопротивления
§ Количество выносимых жидких и твердых примесей на различных режимах
§ Условия разрушения призабойной зоны, накопления и выноса твердых и жидких частиц с забоя скважины
§ Технологический режим работы скважин с учетом различных факторов
§ Коэффициент гидравлического сопротивления труб
При стационарных режимах Исследования проводятся на 5÷6 режимах прямого хода и 2÷3 режимах обратного хода. На каждом режиме замеряется количество твердых частиц и жидкости, выносимых из скважины.
Порядок проведения исследования
1. Зафиксировать текущие устьевое давление Ру0, температуру газа Ту0 на устье (буфере) и дебит скважины Q0.
2. Остановить скважину и снять кривую восстановления давления (КВД) до полного восстановления давления на устье Ру.ст.
3. Исследовать скважину на выбранных режимах (7÷9 режимов). Во время работы скважины снимают кривые стабилизации давления и дебита (КСДиД).
В конце работы скважины на i-м режиме фиксируют устьевое давление Рiу, дебит газа Qi, температуру на устье Тiу и количество выносимых твердых частиц Qпр.
По окончании каждого режима необходимо останавливать скважину для снятия КВД до полного восстановления давления (Ру.ст).
4. После завершения исследования включить скважину в промысловый коллектор и произвести запись КСДиД.
Условия проведения исследования:
– полная стабилизация забойного давления и дебита на каждом режиме;
– полное восстановление давления между режимами;
– получение зависимости между депрессией на пласт и дебитом в широком диапазоне их изменения.
