Вопрос№1. Классификация м/й УВ по их составу и свойствам.
Залежи делятся на:
пластовые;
массивные
литологически и тектонически экранированные
Наиболее распространенными являются пластовые сводовые залежи
Схема:
1 – кровля пласта
2 – подошва пласта
3 – газо-водяной контакт (ГВК)
4 – внутренний контур газоносности
5 – внешний контур газоносности.
Этаж газоносности – расстояние от ГВК до наивысшей точки газовой залежи.
Внешний и внутренний контур газоносности – пересечение ГВК с кровлей и подошвой пласта.
Стабильный конденсат – это жидкие у\в от пентана (С5) плюс более высококипящие, в н.у. представляющие собой жидкость.
Нестабильный (сырой) конденсат – конденсат, в котором также растворены более легкие, чем пентан у\в (С-С4).
Пористая среда пласта, аккумулирующая у\в, характеризуется коллекторскими свойствами, с учетом которых определяют наряду с запасами газа и нефти промышленную ценность залежи и продуктивность скважин.
Основные коллекторские свойства:
+Гранулометрический состав (ГС) – содержание в горной породе зерен различной крупности, выраженное в % от массы или количества зерен исследованного образца. Определяют его только в случае сыпучих пород.
+Пористость — это важнейшая емкостная характеристика породы-коллектора. Она предопределяет возможность накопления нефти, газа и воды в породах. Достоверность знания этой характеристики во многом определяет точность оценки запасов УВ в земной коре. Суммарный объем всех пустот в породе называют полной или абсолютной пористостью. Отношение суммарного объема пустот в породе (Vпор) ко всему объему породы (Vп) называется коэффициентом полной или абсолютной пористости (mа), то есть
Доказано, что объем пор (пустот) в породе и величина ее коэффициента пористости зависят от ряда факторов, таких, как:
форма и размеры частиц, слагающих породу, если частицы несферические;
взаимное расположение этих частиц;
давление (или глубина залегания породы);
наличие (или отсутствие) цементирующего материала в породе и др.
Пустоты бывают открытые, то есть сообщающиеся между собой, и закрытые — изолированные друг от друга.
Для учета наличия в породе открытых пустот введено понятие открытой или эффективной пористости т0
Коэффициентом открытой пористости называют отношение объема V0 пор, сообщающихся между собой, к объему породы Vп, то есть
Коэффициенты абсолютной и открытой пористости определяют в лабораторных условиях при исследовании кернов (образцов) горных пород, поднятых на поверхность при бурении скважин.
+Проницаемость - способность породы пропускать через себя жидкости или газы под действием перепада давления. Различают абсолютную, эффективную и относительную проницаемость. Проницаемость пористой среды при фильтрации через нее однородной жидкости или газа при условии, что поровое пространство породы заполнено только той же жидкостью или газом, называют абсолютной проницаемостью.
Абсолютная проницаемость — это физическая характеристика породы, ее константа. Она характеризуется коэффициентом проницаемости и, который определяет по экспериментальным данным, пользуясь законом Дарси: , где Q — расход жидкости через образец породы, м3/с;
F — площадь поперечного сечения образца, мг;
р — перепад давления, под действием которого через образец фильтруется жидкость, Па;
—динамическая вязкость жидкости, Па*с;
l — длина образца, м;
k— коэффициент проницаемости, м2.
Фазовая проницаемость — это проницаемость горной породы для одной какой-либо фазы при наличии в породе многофазной системы.
Фазовая проницаемость породы для нефти или газа всегда меньше абсолютной проницаемости
Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью:
Под удельной поверхностью породы понимают суммарную поверхность порового пространства (включая все поры, трещины и каверны) в единице объема породы.
В зависимости от типа и состава породы число, выражающее поверхность ее порового пространства, в десятки, а иногда и в сотни тысяч раз больше числа, выражающего объем самой породы. От величины удельной поверхности зависят многие свойства горной породы — проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной воды и др. Поэтому удельная поверхность является одной из важнейших характеристик горной породы. Для измерения ее величины - применяют различные методы основанные, в частности, на анализе гранулометрического состава породы, на измерении адсорбции, фильтрации разреженных газов
и др.
Класс-ция м/й УВ:
1)Газовые, которые насыщены легкими ув парафинового ряда, неконденсирующимися при уменьшении Рпл (содержание метана (СН4) 94-98%). Уренгойское.
2)Газоконденсатные – насыщены у\в парафинового ряда, в составе которых имеется достаточно большое количество у\в от пентана (С5+) и выше, конденсирующихся при изменении (снижении) Рпл (содержание метана 70-90%). Шебелинское, Ямбургское.
В однофазных ненасыщенных газоконденсатных м/р Рпл>Рнк. При разработке тяжелые ув начинают выпадать из газа в виде жидкости при достижение Рнк.
В однофазных насыщенных газоконденсатных м/р Рпл=Рнк. В таких м/р выпадение конденсата начинается сразу сводом их в разработку.
В двухфазных газоконденсатных м/р Рпл<Рнк. В таких м/р часть ув находиться в жидком сосоянии.При увеличении Рпл до Рнк эи м/р могут быь обращены в насыщенные или ненасыщенные.
3)Газонефтяные – имеют большую газовую шапку и нефтяную оторочку (содержание метана 30-50%). Коробковское.
4)Газоконденсатонефтяные – газоконденсатные месторождения с нефтяной оторочкой.
5)Газогидратные – содержат газ в твердом гидратном состоянии. Мессоянское.
М/р природ газа подразделяется на одно пластовые и многопластовые. Многопластовые – это м/р в которых газ. залежи расположены одна под другой.
Вопрос №2. Эффект Джоуля-Томсона в техн-х процессах добычи газа.
Явл-ся 1-м из важнейших св-в и исп-ся при опредедении распределения t газа в системе пласт-магистральный газопровод. При работе технологических схем обустройства газовых промыслов часто резко снижается давление и при этом расширяется газовый поток. Дросселирование газа осуществляется на различных дроссельных клапанах, кранах, задвижках, при входе в сепараторы, а также при резкой смене диаметра трубопроводов. Расширение газа обычно сопровождается изменением температуры.
Изменение t газа при его адиабатическом расширении получило назв-е эффекта Джоуля—Томсона. Различ. интегральный и дифференциальный эффекты дрос-я. Интегральный эффект наблюдается при значительном снижении P газа, а диф-ный представляет собой изменение t при бесконечно малом изменении P.
Величина изменения t при снижении P на одну атмосферу называется коэф-м Джоуля—Томсона. Этот коэффициент изменяется в широких пределах и имеет положительный или отрицательный знак.
Коэффициент адиабатического расширения газа (Джоуля-Томпсона) тесно связан с гидратообразованием (адсорбцией). Адиабатическое расширение газа происходит при прохождении газа через дросселирующее (сужающее) устройство. При этом t газа снижается в результате потерь энергии на преодоление внутренних молекулярных сил взаимного притяжения. Коэффициент Джоуля-Томпсона D= . «+» Эффект дрос-ия исп-ся для снижения t в процессе осушки газа низкотемп-ой сепарацией. «-» В рез-те снижения t при дрос-е могут вознинуть благоприятные условия для образ-я кристаллогидратов.
Вопрос №3. Физико-химические свойства газа.
Природный газ –смесь,состоящая из нескольких компонентов.
Классификация У/В по составу:
С1-С4 – газы
С5-С17 – жидкости(нефть и конденсат)
С18↑ - твердые тела(битумы,смолы,асфальтены)
Свойства:
Массовая и мольная доля.
Молекулярная масса – масса одной молекулы.
Критические параметры (-максимально возможный параметр,при кот.нельзя провести границу раздела между фазами)
Фаза-гомогенная часть гетерогенной системы,разделенная границей раздела.
Крит.параметры смеси опр-ся по правилу аддитивности и являются псевдокритическими.
Плотность – масса единицы объма, кг/м3
Относительная плотность -отношение пл-ти смеси к пл-ти воздуха при одинаковых условиях.
Коэф.сверхсжимаемости(z) –показывает отличие свойств реального газа от идеального.
Идеальный газ- газ,молекулы кот.имеют форму сфер и пренебрегают их взаимодействию.
Уравнение Менделеева-Клайперона:
для идеального – PV=RT
для реального – PV=zRT
z – учитывает взаимодействие молекул и их отклонение от сферической формы.
Вязкость – способность вещ-ва оказывать сопротивление при смещении одной его части относительно другой.
-кинематическая –отношение дин.к плот-ти
-динамическая
Влажность (влагосодержание)
-абсолютная –кол-во паров воды,содерж-ся в дан.объме газа при дан.усл., кг/тыс.м3
-относительная –отношение абсолют.влаж.к влагоемкости, %
Влагоемкость –max возможное содержание паров воды в заданном объеме при задан.условиях
Вопрос №4. Влагосодержание природных газов и методы его определения.
ПГ в пластовых условиях содержит влагу, поскольку газоносные породы всегда содержат связанную, подошвенную или краевую воду. В процессе эксплуатации м/й значения P и T изменяются. При этом снижение Т вызывает уменьшение количества водяных паров в газовой фазе, а снижение Р — увеличение их содержания. В самом пласте по мере разработки происходит увеличение влагосодержания газа, так как пластовое давление падает при изотермическом режиме. Влагосодержание природного газа является важнейшим параметром, который определяет в значительной мере технологические режимы эксплуатации скважин и газопромысловых сооружений.
Наличие влаги в газе нежелательно, т.к. это: повышает коррозию труб, образует гидраты, изменяет св-ва газа.
Содержание влаги в газе характеризуется абсолютной или относительной влажностью.
Абс. влажность (W) – содержание водяных паров в единице объема газа (г/м3).
Относ. влажность (W0) – отношение фактического содержания паров воды в единице объема газа при данном Р и Т к его влагоемкости. Измеряется в % либо долях.
Влагоемкость – это max возможное кол-во водяных паров, которое может содержать газ при данных Р и Т.
Влагосодержание природных газов зависит от р, t, состава газа и воды, в контакте с которой находится газ, и от состава пористой среды, в которой он находится.
Методы определения влагосодержания:
1)Аналитический (W=W0,6*Cp*Cc, где W0,6 – влагосодержание газа, определенное по номограмме (влагоемкость природных газов относ. плотностью 0,6 при контакте с пресной водой); Сс – поправка на соленость; Ср – поправка на плотность)
2)Графический.
С повышением давления влогосодержание уменьшается, а с повышением температуры возрастает.
Вопрос №5. Кристаллогидраты природных газов. Состав. Условия образования и разложения.
Гидраты ПГ – нестабильные минералы, образующиеся соединением молекул воды и газа при определенных р, t. Начало процесса образования гидратов определяют составом газа, состоянием воды, внешним давлением. С повышением t для существования гидрата необходимо возрастание внешнего давления.
Кристаллогидраты – это физ-е соединения газа и воды. Образуются при внедрении молекул газа в пустоты кристал-й структуры молекул воды. Гидраты образуются при взаимодействии воды, легких УВ-х и неУВ-х компонентов.
Легкие у/в образуют гидраты (и кислые газы), а тяжелые – нет.Гидратное состояние газа нарушает техн-ие процессы, предусмотренные проектом разработки, снижает надежность работы скважин и наземных коммуникаций. Поэтому в проектах разработки должна быть спрогнозируема возможность образования гидратов в забое скважины, в стволе скважины и т.д.
Существует такие понятия: равновесная Т гидратообразования (Тр), и равновесное Р гидратообразования (Рр). При уменьшении Тр и увеличении Рр образуются гидраты.
Различают: техногенные гидраты (образованные благодаря человеку, все техногенные гидраты образуются в результате эффекта Джоуля-Томпсона.) и природные гидраты (образовавшиеся в пластах).
Чем выше Р и ниже Т газа, тем больше опасность образования гидратов.
Условия образования гидратов:
1. Н20
2.легкие УВ и неуглеводор.
3. Р выше Равновесное
4.Т ниже Травновесное
При наличии в составе газа СО2 и Н2S гидраты образуются более активно.
Меры предупреждения гидратов: нужно разрушить условия уменьшения Тр и увеличения Рр, наличия Н2О:
1)Механическое удаление(увелич. Т);
2)Снижение Р;
3)Удаление вод. паров (применение ингибиторов, осушка).
Особенность газогидратных залежей – при соотв. термоболических условиях они накапливаются без литологических покрышек. Эти залежи могут быть покрышками для ниже лежащих продуктивных залежей.
Единственное ныне действующее м/е в России – Мессоянское.
Вопрос№6. Фазовые превращения природных УВх смесей. Класс-ция м/й ПГ по фазовой диаграмме.
Точка росы – температура, при которой с повышением Р в газе появляется первая капля жидкости.
Точка насыщения – температура, при которой происходит полный переход газа в жидкость.
Линия упругости пород – линия равновесного сосуществования газовой и жидкой фаз.
Газоконденсанный фактор – отношение дебита газа к дебиту жидкости.
Однокомпонентная система.
При изучении фазового состояния используют графики зависимости: Р и Т при V=const, V и Р при N=const.
С – критическая точка – разделяет газовую и жидкую фазу. Для однокомпонентной системы является точкой max давления и температуры при котором возможно одновременное существование двух фаз. Направо от С – линия точек росы; налево – линия точек насыщения.
В т. 1 выпадает первая капля жидкости
В т. 1 и 2 давления равны.
Т1<T2
Многокомпонентная система.
Т. С не является точкой max
Особенности для многокомпонентного вещества
1.Фазовый переход из газового состояния в жидкое происходит при постоянном увеличении давления.
2.Критическая точка не характеризуется max t и P, при которых могут сосуществовать 2 фазы одновременно.
3.max t и max P присвоены собственные имена: Ср – криконденбар, Ст – крикондентерм. Они разграничивают зоны ретроградных явлений.
4. Т.К – точка давления начала конденсации.
5.На фазовой диаграмме выделяют области ретроградных явлений, где переход из одного состояния в другое происходит не так как обычно, а наоборот. Фазовая диаграмма для у/в смеси получена экспериментальным путем.
Для каждого состава вещества своя фазовая диаграмма
Классификация м/й:
т.1 – газ
т.2 – точка росы
т.3 – 2 фазы
т.4 – весь газ перешел в жидкость
т.В – чисто нефтяное месторождение
т.1’ – жидкость – газоконденсатное месторождение
т.2’ – начало испарения
т.3’ – 2 фазы
т.4’ – продолжение испарения
т.S – полное испарение – 100% газ
т.1” – 100% газ
т.2” – начало конденсации
т.3” – 2 фазы
т.4” – обратное испарение
т.5” – 100%газ
т.А – чисто газовое месторождение
т.1* - 100% жидкости
т.2* - начало испарения
т.3* - 2 фазы
т.4* - начало обратной конденсации
т.W – 100% жидкости.
Вопрос№8.Давление в газовых м/ях. Измерения и расчет. Определение распределения давления по стволу остановленной газовой скважины.
Силы, действующие на газовую залежь:
- давление вышележащих горных пород;
- давление подошвенных или контурных вод;
- сила упругости;
- капиллярные силы;
- сила расширения газа
Д авление, под которым находятся природные газы в газовых залежах называются пластовым (Рпл). Рпл [МПа] создается напором краевых или подошвенных вод и давлением вышележащих горных пород. Рпл в основном соответствует гидростатическому давлению, т.е. давления столба воды высотой, равной глубине залегания пластов.
H – глубина залегания пласта.
- коэффициент, учитывающий несоответствие Рпл гидрост. [0,8-1,2].
Рпл в газовых м/ях определяют или измерением в закрытых скважинах путем спуска глубинных манометров, или по величине расчета статического давления на устье.
-барометрическая формула
- относит плотность газа.
L – глубина расчета Рпл
Z– функция от давления и температуры