Вопрос№1. Классификация м/й УВ по их составу и свойствам.

Залежи делятся на:

1. пластовые;

2. массивные

3. 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 (m_а), 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 V_п, 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, м^г;

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:

1. Массовая и мольная доля.

Молекулярная масса – масса одной молекулы.

2. 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.

3. Плотность – масса единицы объма, кг/м3

Относительная плотность -отношение пл-ти смеси к пл-ти воздуха при одинаковых условиях.

4. 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.

5. Вязкость – способность вещ-ва оказывать сопротивление при смещении одной его части относительно другой.

-кинематическая –отношение дин.к плот-ти

-динамическая

6. 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.

1. 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

2. 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