Физико-химические свойства природных газов и конденсата

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И КОНДЕНСАТА

1.1 Состав и классификация природных газов [1,2]

 

а) Углеводороды - алканы C_nH_2n+2 и цикланы C_nH_2n.

б) Неуглеводороды - азот N₂, углекислый газ СО₂, сероводород Н₂S, ртуть, меркаптаны RSH.

в) Инертные газы – гелий, аргон, криптон, ксенон.

1.2 Основные параметры [1,2]

 

Параметры газовых смесей

К средним параметрам относятся

r_ст = М /22.41, кг/м³; (1.1)

 

давление р = p_i /x_i; объём v = v_i /x_i;

молекулярная масса М = å (x_i М_i)/ 100=100 /å (g_i /M_i); (1.2)

плотность r = 100 / å (g_i /r_i) = 100M/å (x_i M_i)/r _i = å (x_ir_i).

При этом плотности воздуха r⁰ = 1,293кг/м³, r²⁰ = 1,205кг/м³ (верхний индекс – температура в градусах Цельсия); концентрации связаны между собой соотношениями g_i = x_i M_i /M; y_i = x_i.

 

среднекритические (псевдокритические):

 

p_кр=å(P_крi x_i), Т_кр = å(T_крi x_i) при х_С5+ <10%. (1.3)

 

давление в кгс/см² -

температура в К -

 

р_кр : p_пр=p/ p_кр.

Т_кр: Т_пр=Т/Т_кр

 

1.3 Уравнения состояния природных газов [1,2,5]

р=r R T. (1.4)

 

Обобщённое уравнение состояния

р=z rR T. (1.5)

 

по формуле Эдмистера

w = 3/7[ lg(p_кр /p_ст)/(T_кр /T_кип-1)]-1, (1.6)

 

где отношение критической температуры к температуре кипения можно определить по формуле Гуревича (до С₇, включительно)

 

(1.7)

для смесей газов w=å (y_iw_i), 0< w_i < 0,4.

 

Многопараметрические зависимости

Зависимость - Редлиха Квонга

р = R Т/(v-b)-a/[T^0.5 v (v+b)], (1.8)

где a = 0.4275 R² T^2,5_кр /р_кр; в = 0.08664 R T_кр/р_кр.

Область действия - сухие газы в докритической области.

Уравнение Пенга- Робинсона

p = RT/(v-b)-a(T)/[v(v+b)+b(v-b)]. (1.9)

Здесь: а(T) = a_kp a(T_пр,w); a_kp = 0.45724 R² T_kp²/P_kp;

b = 0.0778 R T_kp /P_kp; a = {1+m (1-T_пр^0.5)}²;

m = 0.37464+1.54226 w -0.26992 w ².

 

Для многокомпонентных смесей

 

а = å(y_i a_i); b = å (y_i b_i).

 

1.3.3 Расчетные методы определения коэффициента сверхсжимаемости [5,6]

Из уравнения состояния Пенга-Робинсона

, (1.10)

где А=а(Т)р/(R² T²); B=p b/(R T).

Область использования: р < 50МПа; х_{С 5 +}< 40моль%; пары воды.

Выбор z: z газовой фазы соответствует наименьший положительный корень уравнения, а z жидкой фазы - наибольший положительный корень.

Аппроксимация Платонова-Гуревича

 

, (1.11)

 

где р_кр и Т_кр вычисляются по формулам Хенкинсона, Томаса и Филлипса

 

Область использования- р < 40МПа; х_{С 5 +}< 10моль%.

Погрешность формулы: меньше 1% при p < 25МПа;

3% при p = 25 -35 МПа и 5% - от 35 до 40МПа.

ГАЗОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ ГАЗА

2.1.2 По Коратаеву (отношению содержаний изо-бутана i-С₄Н₁₀ к нормальному бутану n-C₄H₁₀ )

 

а) Газовые - i-С₄Н₁₀ / n-C₄H₁₀ = g >1.

б) Газоконденсатно-нефтяные, газонефтяные и попутный газ - g =0.5-0.8.

в) Газоконденсатные - g =0.9-1.1.

 

Исходное уравнение количества движения

dp/dL+r^.g^.(dz/dL)+2^.lrw²/D_T = 0.

Здесь L - длина трубы в м (берётся обычно от устья до середины вскрытого интервала; для наклонных скважин определяется по вертикали h=L cosb_н); w - скорость газа в м/с; g - ускорение силы тяжести в м/с²; l - коэффициент гидравлического трения; r - плотность газа в кг/м³ ; D_T - диаметр трубы в м.

Общий вид формулы

(2.5)

где s = 0.03415`r L / (Т_ср^.z_ср);

. (2.6)

Число Рейнольдса, относительная шероховатость, критическое значение числа Рейнольдса. Число Рейнольдса - параметр,определяющий отношение инерционных сил к вязкостным

 

 

где К - температурный коэффициент, равный 1910 при 273 К и уменьшающийся с ростом температуры (равен 1777 при Т =293 К), кг^.с²/м⁴; Q - дебит газа, тыс. м³/сут.;

l_k - абсолютная шероховатость, мм; D - внутренний диаметр труб, см; `r - относительная плотность по воздуху.

Выражение для сопротивления в случае турбулентного течения. При турбулентном режиме течения l зависит от Re и d и его определяют по формуле

 

 

 

При больших скоростях (дебит больше значения минимального дебита Q_min) наступает турбулентная автомодельность и тогда l не зависит Re

 

 

Экспресс-метод

Методика обработки. Индикаторную кривую обрабатывают по формуле

 

,

 

где р_зn и Q_n - забойное давление и дебит n - го режима; коэффициент b - определяется из кривой нарастания давления; коэффициент С_n - для каждого режима определяется по формуле

n - число режимов, считая режимом и остановку скважины во время смены шайб (штуцеров), i = 1,2,..., n; Q_i - дебит i -го режима.

Методика обработки

Если скважина исследовалась без остановки на замер статического давления, то обработка результатов ведется в кординатах .

добавляется слагаемое C^*=aQ₀+bQ₀²=const.

Время полной стабилизации.

, (3.14)

 

где t_ст - время, необходимое для полной стабилизации давления, с; R_к - радиус контура питания, м; a_г - газонасыщенность; m -пористость; m - динамическая вязкость, мПа^.с; р_пл - пластовое давление, МПа; k - проницаемость, мкм².

 

 

В целом характер изменения индикаторной линии определяется совокупным влиянием m(р,Т), z(р,Т), k(p), l(p), k(Dp), l(Dp) и h(Dp).

 

А) Методика обработки КВД в условиях “бесконечного” пласта

 

Используемая зависимость.

р²_з = a + blgt, (3.15)

где

 

р_з и р_з0 - текущее и начальное абсолютные забойные давления (до остановки скважины), МПа; Q₀ - дебит скважины до остановки, м³/с; r_{с пр} - приведённый радиус, м; t - время восстановления давления, с; h - эффективная толщина пласта, м; k = kр_пл/hm - коэффициент пьезопроводности, м²/с; m - пористость, доли единицы; р_пл - абсолютное пластовое давление, МПа; b - коэффициент нелинейного сопротивления в двухчленной формуле стационарного притока к скважине (МПа/(тыс^.м³/сут))²; m_пл - вязкость газа в пластовых условиях, мПа^.с; z_пл - коэффициент сверхсжимаемости газа при пластовых значениях давления и температуры; Т_ст = 293°К; р_ат = 0,1Мпа; r_с,пр – приведенный радиус скважины ; С –коэффициент скин-эффекта

 

;

 

k₁ –проницаемость призабойной зоны R₀; С₁ и С₂ – коэффициенты несовершенства скважины по степени и характеру вскрытия.

б ) Незначительное время работы скважины (рис. 3.8). В координатах р²_з - lg t конечный участок КВД нелинеен.

Условия применения - Т£20 t, т.е. время Т работы скважины перед её остановкой соизмеримо со временем восстановления давления t.

Используемая зависимость.

р²_з = р²_пл- blg(T + t)/t. (3.16)

 

Для определения b КВД строится в координатах р²_з - lg(T+t) / t. При известном пластовом давлении прямолинейный участок проводится как касательная к КВД из точки с координатами р²_з= р²_пл и lg(T+t) / t = 0.

Б) Методика обработки КВД в условиях “конечного” пласта

Формулы для ограниченного пласта можно использовать в тех случаях, когда в процессе исследования скважины, на её поведение, сказываются условия на границе пласта, например, при работе скважины в пласте с малыми размерами или при влиянии работы соседних скважин. В координатах р²_з - lg t конечный участок КВД нелинеен.

Уравнение КВД. Для пласта конечных размеров используется формула

 

, (3.17)

 

где Т - время эксплуатации скважины до остановки; a₁ = lg(1,11b);

b₁ = 2,51 k / R²_к; R_к - радиус контура, на котором давление во время снятия КВД остается постоянным, приблизительно равным половине среднего расстояния до соседних скважин.

Как видно из формулы (3.17), коэффицциенты a₁ и b₁ определяются графически при обработке КВД в координатах в зависимости от t (рис.3.9). Если пластовое давление неизвестно, то желательно пользоваться приближенными методами его определения.

 

 

 

 

Параметры пласта определяются из найденных коэффициентов a₁ и b₁. По коэффициенту a₁ можно найти b и, следовательно, параметры и k. По b₁ можно установить k/R²_к=b₁/2,51. Если известен R_к, то можно найти параметр емкости пласта

 

.

 

*

*

*

*

*

*

*

*

*

*

* (рис.3.11, г).

 

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И КОНДЕНСАТА

1.1 Состав и классификация природных газов [1,2]

 

а) Углеводороды - алканы C_nH_2n+2 и цикланы C_nH_2n.

б) Неуглеводороды - азот N₂, углекислый газ СО₂, сероводород Н₂S, ртуть, меркаптаны RSH.

в) Инертные газы – гелий, аргон, криптон, ксенон.

1.2 Основные параметры [1,2]

 

Параметры газовых смесей

К средним параметрам относятся

r_ст = М /22.41, кг/м³; (1.1)

 

давление р = p_i /x_i; объём v = v_i /x_i;

молекулярная масса М = å (x_i М_i)/ 100=100 /å (g_i /M_i); (1.2)

плотность r = 100 / å (g_i /r_i) = 100M/å (x_i M_i)/r _i = å (x_ir_i).

При этом плотности воздуха r⁰ = 1,293кг/м³, r²⁰ = 1,205кг/м³ (верхний индекс – температура в градусах Цельсия); концентрации связаны между собой соотношениями g_i = x_i M_i /M; y_i = x_i.

 

среднекритические (псевдокритические):

 

p_кр=å(P_крi x_i), Т_кр = å(T_крi x_i) при х_С5+ <10%. (1.3)

 

давление в кгс/см² -

температура в К -

 

р_кр : p_пр=p/ p_кр.

Т_кр: Т_пр=Т/Т_кр

 

1.3 Уравнения состояния природных газов [1,2,5]

р=r R T. (1.4)