Основы нефтегазопромыслового дела Контрольная работа №1 Второе задание (Состав и классификация природных газов...)

кондКонтрольная работа №1
по дисциплине: Основы нефтегазопромыслового дела
Второе задание
1. Общие теоретические вопросы для всех вариантов
1) Состав и классификация природных газов.
2) Плотность газов и конденсатов.
3) Вязкость газов и конденсатов.
4) Сжимаемость (сверхсжимаемость) природных газов.
5) Состав продукции газовых (газоконденсатных) скважин.
2. Индивидуальные вопросы по вариантам
1. Понятие о технологическом режиме работы газовых (газоенсатных) скважин.
...

...

...

Обычно пользуются относительной плотностью газа. Относительная плотность (по воздуху) естественных газов изменяется от 0,6, когда газ в основном состоит из метана, до 2 и выше, когда он содержит значительное количество тяжелых углеводородов.
3) Вязкость газов и конденсатов.
На многих месторождениях природный газ первоначально существует в растворённом состоянии (в нефти) и выделяется только при снижении давления.
Вязкость нефтяного газа при давлении 0,1 МПа и температуре 0°С обычно не превышает 0,01 мПа∙с. С повышением давления и температуры она значительно увеличивается. Однако при давлении 3 МПа увеличение температуры вызывает понижение вязкости газа, причём газы, содержащие более тяжёлые углеводороды, имеют, как правило, большую вязкость.
Вязкость - свойство жидкостей и газов, характеризующих сопротивляемость скольжению или сдвигу одной их части относительно другой.
Коэффициент динамической вязкости m характеризует силы взаимодействия между молекулами газа, которые преодолеваются при его движении.
Основной единицей вязкости в системе СИ является паскаль-секунда (Па*с). В нефтепромысловой практике вязкость измеряют в пуазах (П) или сантипуазах (сП). 1сП = 0,01 П= 0,001 Па*с.
Коэффициент кинематической вязкости. В расчетах наряду с абсолютной вязкостью газа применяют кинематическую вязкость n, равную абсолютной вязкости, деленной на плотность газа: n=m/r.
Единицей кинематической вязкости является квадратный метр на секунду (м2/с) или квадратный миллиметр на секунду (мм2/с) 1 мм2/с = 10-6 м2/с.
В нефтепромысловой практике кинематическую вязкость измеряют в стоксах (Ст) или сантистоксах (сСт) 1 Ст = 10-4 м2/с; 1 сСт = 10-6 м2/с = 1 мм2/с.
При пересчетах абсолютной вязкости газа в кинематическую значения плотности r или удельного веса g берутся при рассматриваемых давлениях и температурах.
Учет влияния на вязкость азота - .
Природа вязкости газов и жидкостей. В газах расстояние между молекулами существенно больше радиуса действия молекулярных сил, поэтому вязкость газов – следствие хаотического (теплового) движения молекул, сопровождающее переносом от слоя к слою определённого количества движения, в результате медленные слои ускоряются, а более быстрые замедляются. Работа внешних сил, уравновешивающих вязкое сопротивление и поддерживающее установившееся течение, полностью переходит в теплоту.
В жидкостях, где расстояние между молекулами много меньше, чем в газах, вязкость обусловлена молекулярным взаимодействием, ограничивающим подвижность молекул. В жидкости молекула может проникнуть в соседний слой лишь при образовании в нём полости, достаточной для перескакивания туда молекулы. На образование полости (на “рыхление” жидкости) расходуется так называемая энергия активации вязкого течения.
При больших давлениях (больше 10 -15МПА) газы становятся не идеальными, так как средние расстояния между молекулами становятся сравнимыми с радиусом межмолекулярного взаимодействия, и природа вязкости газов становится аналогичной жидкости.
В идеальном газе вязкость m не зависит от плотности (давления), а определяется величинами средней скорости и длиной свободного пробега молекул. Так как средняя скорость возрастает с повышением температуры Т (несколько возрастает также и длина свободного пробега), то вязкость газов увеличивается при нагревании (пропорционально корню квадратному от температуры) (рис.1.4). Присутствие неуглеводородных компонентов в газе повышает вязкость природного газа.
В жидкостях энергия активации уменьшается сростом температуры и понижением давления. В этом состоит одна из причин резкого снижения вязкости жидкостей с повышением температуры и роста её при высоких давлениях.
В силу того, что при больших давлениях газы приобретают свойства жидкости, то при давлениях больших 10-15Мпа вязкость природных газов падает с ростом температуры (рис.7), но само значение вязкости повышается с ростом давления.
Рис. 7. Вязкость природного газа при различных значениях давления и температуры
4) Сжимаемость (сверхсжимаемость) природных газов.
Коэффициент сверхсжимаемости Z реальных газов — это отношение объемов равного числа молей реального V и идеального Vи газов при одинаковых термобарических условиях (т.е. при одинаковых давлении и температуре):
Z = V/Vи
Значения коэффициентов сверхсжимаемости наиболее надежно могут быть определены на основе лабораторных исследований пластовых проб газов. При отсутствии таких исследований прибегают к расчетному методу оценки Z по графику Г. Брауна. Для пользования графиком необходимо знать так называемые приведенные псевдокритическое давление и псевдокритическую температуру. Суть этих понятий состоит в следующем.
Объем углеводородных газов меняется в зависимости от температуры и давления примерно в соответствии с рис. 8.
Рис. 8. Диаграмма фазового состояния чистого этана (по Ш.К.Гиматудинову)
Каждая из кривых соответствует фазовым изменениям однокомпонентного газа при постоянной температуре и имеет три участка. Отрезок справа от пунктирной линии соответствует газовой фазе, участок под пунктирной линией — двухфазной газожидкостной области и отрезок слева от пунктирной линии — жидкой фазе. Отрезок пунктирной кривой вправо от максимума в точке С называется кривой точек конденсации (точек росы), а влево от максимума — кривой точек парообразования. Точка С называется критической. Значения давления и температуры, соответствующие критической точке С, также называются критическими. Другими словами, критической называется такая температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении.
Критическим давлением называется давление, соответствующее критической точке перехода газа в жидкое состояние. С приближением значений давления и температуры к критическим свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает и плотности их уравниваются. С появлением в системе двух и более компонентов в закономерностях фазовых изменений возникают особенности, отличающие их поведение от поведения однокомпонентного газа. Не останавливаясь на подробностях, следует отметить, что критическая температура смеси находится между критическими температурами компонентов, а критическое давление смеси всегда выше, чем критическое давление любого компонента. Для определения коэффициента сверхсжимаемости Z реальных газов, представляющих собой многокомпонентную смесь, находят средние из значений критических давлений и температур каждого компонента. Эти средние называются псевдокритическим давлением Рпкр и псевдокритической температурой Тпкр.

5) Состав продукции газовых (газоконденсатных) скважин.
Газовые месторождения разделяют на чисто газовые месторождения и газоконденсатные. На газовых месторождениях из скважин поступает чистый газ (природный газ) вместе с небольшим количеством влаги и твердыми частицами механических примесей. Природный газ состоит в основном из легкого углеводорода - метана (94¸98 %), не конденсирующегося при изменении пластового давления. Чисто газовые месторождения встречаются редко. Примеры газовых месторождений: Заполярное, Уренгойское, Медвежье (в сеноманских отложениях).
В состав газоконденсантных месторождений входит не только легкий углеводород парафинового ряда - метан, но и более тяжелые, углеводороды при изменении пластового давления переходящие в жидкое состояние, образуя так называемый конденсат. Вместе с газом и конденсатом с забоя скважин поступает вода и твердые частицы механических примесей. На ряде отечественных (Оренбургское, Астраханское газоконденсатные месторождения) и зарубежных (Лакское во Франции) месторождений газы содержат достаточно большое количество сероводорода и углекислого газа (до 25 % по объему). Такие газы называются кислыми. На отдельных месторождениях вместе с газом из скважин поступает достаточно большое количество ценных инертных газов (в основном, гелия).
2. Индивидуальные вопросы по вариантам
2. Понятие о технологическом режиме работы газовых (газоконденсатных) скважин.
Под технологическим режимом эксплуатации газовых скважин подразумеваются условия, при которых обес­печиваются наибольшие дебиты газа и конденсата с учетом их ограничивающих факторов и требований правил охраны недр и техники безопасности.
Различают фактический и расчетный технологический режим.
Фактический технологический режим устанавливает геологическая служба ежеквартально или раз в полгода в соответствии с данными проекта, результатами исследования, опыта эксплуатации.
Расчетный технологический режим определяют при составлении проектов разработки на много лет вперед. При составлении проекта разработки определяют изменение дебита, забойного и устьевого давлений во времени в зависимости от добычи газа в целом по месторождению.
Существует шесть технологических режимов