- •Лекция №1
- •Классификация месторождений природного газа
- •Этапы разработки газовых и газоконденсатных месторождений
- •Режимы разработки месторождений природных газов
- •Особенности разработки газоконденсатных месторождений
- •Особенности притока газа к забою газовой скважины
- •Лекция 3
- •Состав и физико-химические свойства природных газов. Классификация природных газов
- •Газовые смеси. Плотность газов
- •Состав газовой смеси
- •Так появились уравнения состояния Битти - Бриджмена с пятью константами, Бенедикта – Вебба - Рубина с восемью константами и др.
- •Вязкость газов
- •Термодинамические характеристики газа
- •Классификация газовых топлив
- •Требования к качеству газового топлива
- •Опасные свойства природных газов
- •Взрывы газовоздушных смесей
- •Жидкие смеси. Состав и характеристика жидкой смеси
- •Объём паров после испарения жидкости
- •Фазовые состояния углеводородных систем. Словия равновесия двухфазной системы
- •Количественное решение двухфазной системы заключается в количественном распределении на паровую и жидкую фазы всех компонентов этой смеси при заданных давлении и температуре.
- •Упругость насыщенных паров
- •Термодинамические характеристики газа
- •Эффект Джоуля – Томсона
- •Эффект Ранка
- •Лекция №7
- •Лекция № 8
- •Состояние призабойной зоны пласта
- •Проницаемость призабойной зоны пласта
- •Классификация дисперсных систем по межфазному взаимодействию
- •Фильтрация дисперсных систем через пористые среды
- •Определение диаметра фонтанных труб газовой скважины
- •Принцип работы газлифта
- •Системы и конструкции газлифтных подъёмников
- •Разновидности газлифта, их технологические схемы
- •Преимущества и недостатки газлифтного способа добычи нефти
- •Оборудование газлифтных скважин
- •Пусковое давление
- •Методы снижения пускового давления
- •Газлифтные клапан
- •Тарировка газлифтных клапанов
- •Спуск и подъём съёмных клапанов, используемый инструмент
- •Торпедная перфорация
- •Сверлящая перфорация
- •3.Свабирование
- •4. Имплозия
- •Приборы для измерения давления
- •Устройства для измерения температуры
- •Устройства для измерения расхода природного газа
- •Подготовка скважины к газогидродинамическим исследованиям
- •Технология проведения исследований
- •Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления "а" и "в"
- •Обработка результатов исследований газовой скважины на стационарных режимах
- •Пожары и фонтаны на нефтяных и газовых скважинах
- •Лекция №22
- •Средства и методы борьбы с пескопроявлением скважин
- •Лекция 23
- •Основные мероприятия по предупреждению и ликвидации обводнения газовых скважин
- •Классификация методов восстановления производительности обводняющихся скважин
- •Лекция №24
- •Лекция №25
- •8М-136 н2о или же м-17 н2о.
- •I – с4н817н2о,
- •Лекция №26
- •Основы ингибирования процесса гидратообразования
- •Ликвидация гидратов природных газов в газопроводах
- •Метод снижения давления в газопроводе
- •Метод устранения гидратов повышением их температуры
- •Устранение гидратных пробок с использованием ингибиторов гидратообразования
- •Метод сублимации гидрата
Жидкие смеси. Состав и характеристика жидкой смеси
Состав жидкой смеси характеризуется массовыми или молярными концентрациями компонентов.
Средняя плотность жидкой смеси ρсм вычисляется по формуле
(3)
где g1,g2, ...,gn -массовые концентрации компонентов жидкой смеси, %;
х1, х2 ...,хn- молярные концентрации компонентов жидкой смеси, %;
M1, М2, ....Мn -молекулярные массы компонентов;
Мсм - средняя молекулярная масса жидкой смеси;
ρ1, ρ2…ρn - плотности компонентов жидкой смеси, кг/м3.
Объём паров, получаемый после испарения жидкого углеводорода (при нормальных физических условиях), можно подсчитать по формуле
где G - масса жидкого углеводорода, кг;
М -молекулярная масса углеводорода;
ρн- плотность паров углеводорода при0,1013МПа и 273К, кг/м3.
Если имеется смесь жидких углеводородов, то объём паров определяют по этой же формуле,в которой вместо М подставляют среднюю молекулярную массу смеси испарившихся углеводородов Мсм.
Содержание тяжёлых углеводородов в газе
Для полной характеристики природного газа необходимо знать содержание в нем тяжелых углеводородов. Принято считать, что в газе три фракции: пропановая, бутановая и газовый бензин, причем последний для подсчёта ресурсов принимается состоящим из 1/3 бутана и 2/3 пентана (по массе).
Если же дан массовый или молярный состав газа, то содержание тяжелых углеводородов можно определить по формуле
А =10g·ρсм =10y·ρ (5)
где g- массовая доля данного тяжелого углеводорода в газе, %;
ρcм - средняя плотность природного газа, кг/м3;
у - молярная доля данного тяжелого углеводорода в газе, %;
ρ- плотность данного тяжелого углеводорода, кг/м3.
После определения содержания в газе отдельных компонентов находят концентрацию в нем н-бутана и газового бензина. При этом считают, что в газовый бензин целиком переходят пентан плюс вышекипящие и некоторая часть нормального бутана, равная половине содержания пентана плюс вышекипящие.
Объём паров после испарения жидкости
Объём паров, получаемый после испарения жидкого углеводорода (при нормальных физических условиях), можно подсчитать по формуле
где G - масса жидкого углеводорода, кг;
М -молекулярная масса углеводорода;
ρн- плотность паров углеводорода при0,1013МПа и 273К, кг/м3.
Если имеется смесь жидких углеводородов, то объём паров определяют по этой же формуле,в которой вместо М подставляют среднюю молекулярную массу смеси испарившихся углеводородов Мсм.
Фазовые состояния углеводородных систем. Словия равновесия двухфазной системы
Все природные газы являются многокомпонентными системами. Если установилось равновесие двухфазной системы, то при данной температуре парциальные давления любого компонента в паровой и жидкой фазах должны быть равны между собой.
Парциальное давление в паровой фазе
а в жидкой фазе
при установлении равновесия системы
где у – молярная концентрация компонента в паровой фазе;
Р – общее давление;
х – молярная концентрация данного компонента в жидкой фазе;
Q – упругость паров данного компонента при температуре смеси.