Нефтегазопромысловая геология

  При изотермическом снижении давления в однофазной газовой  смеси в некоторый момент времени  начинается конденсация. Это давление называется давлением начала конденсации. Кроме того, существует понятие давления максимальной конденсации. При давлении максимальной конденсации и заданной температуре в жидкой (конденсатной) фазе находится максимальная доля углеводородной смеси.

  В природе  часто первоначальное пластовое  давление газовой залежи совпадает  с давлением начала конденсации. В течение разработки месторождения по мере снижения пластового давления происходит конденсация газа в породе-коллекторе.

  По содержанию стабильного конденсата в добываемом газе (м3/м³) газоконденсатные месторождения подразделяются на группы:

  1) с незначительным содержанием конденсата до 10^-5;

  2) с малым  содержанием - от ^-10 ^-5 до 15-10 ^-4;

  3) со средним  содержанием - от 15-10 ^-4;до 30-10 ^-4;

  4) с высоким  содержанием - от 30-10 ^-4 до 60-10 ^-4;

  5) с очень  высоким содержанием – свыше  60-10 ^-4; .

  По химическому  составу конденсат отличается от нефти низким содержанием асфальтенов и смол, значительную его часть составляют пентаны, гексаны и гептаны.

  Плотность конденсатов изменяется от 700 до 800 кг/м³, молекулярная масса от 80 до 140 г/моль.

  Плотность газа p_г - масса т единицы объема газа V, или отношение молекулярной массы газа М к объему моля V_m:

p_г = ml V=MI V_m =М/22,4.

  Единица измерения - кг/м³. Плотность газа обычно 0,73-1,0 кг/м³.

  Молекулярная  масса вещества - отношение массы  молекулы Данного вещества к 1/12 массы атома изотопа углерода ¹²С; величина безразмерная.

  Количество  вещества в граммах (килограммах), равное •молекулярной массе, называется молем (киломолем). Объем моля для всех газов постоянен и равен при  стандартных условиях 224м³

М о л е к у  л я р н а  я м а с с а природного газа

М=∑М _i х _i,,

  Где М _i , - молекулярная масса i-го компонента; _i х _i - объемное содержание i-го компонента в долях единицы.        

  Молекулярная  масса природных газов 16 - 20.

  Относительная плотность природного газа (по воздуху) -отношение плотности газа p_г к плотности воздуха р_в, взятых при одинаковых температуре и давлении. Плотность воздуха p_в при

стандартных условиях 1,293 кг/м³, молекулярная масса 29. С ростом температуры плотность газа уменьшается,  а с повышением молекулярной массы и давления - растет.

  Вязкость  газа M_Г - сила внутреннего трения, возникающая  между двумя  слоями  газа,  перемещающимися параллельно друг другу с различными по величине скоростями.  Вязкость углеводородных газов незначительная. Вязкость сухого газа при 0°С составляет 13-10 ^-6 Па* с, воздуха 17-10 ^-6 Па с. •                              ^д

  С увеличением  температуры при низких давлениях  вязкость газов и воздуха увеличивается; при величине давления до 4 МПа вязкость газов мало зависит от него, при  более высоких давлениях - повышается.

  Аналитическую зависимость между параметрами (объемом, давлением и температурой) газа, описывающую поведение газа, называют уравнением состояния (идеального или  реального) газа. Идеальным называется газ, в котором отсутствуют силы межмолекулярного взаимодействия.                   ''

  Коэффициент   сжимаемости   z   реальных   газов показывает отношение объемов равного числа молей реального V_р и идеального V_и газов при одинаковых давлении и температуре:      '                                       z= V_р / V_и

  Коэффициент z определяет величину, отношения объемов  реального газа при пластовых  V_п и стандартных V_ст, условиях.

При этом он непосредственно  зависит от величины пластового давления Pпл, Па и температуры Т, К:

z=0,00289(Pпл / Т_пл)( V_п / V_ст).

       Коэффициент сжимаемости точно  находят экспериментальным путем  по пластовым пробам газа.                              

       Приведенные давление , Pпр ^и температуру Tпр

выражают вдолях от критического давления Pкр и температуры Tкр и для однокомпонентного газа рассчитывают из уравнений:

Рпр=Р/Ркр ' Tпр =T/Tкр.

  где р и Т - конкретные давление и температура, для которых определяется z.

     Критическая  температура Tкр - это такая температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость, как бы велико ни было давление. Давление, соответствующее точке критической температуры, называется критическим давлением или, иначе говоря, это предельное давление, ниже которого, как бы ни была низка температура, газ не переходит в жидкое состояние. Для углеводородных газов, представляющих собой смесь отдельных компонентов, величины Ркр и Tкр находят как средние арифметические из их значений для каждого компонента. Эти средние называют псевдокритическими давлением Рпкр  и температурой Tпкр  . 

  Приведенные давление и температуру смеси  углеводородных газов определяют из уравнений:   Рпр=P/ Pnкp⁼P' ∑Ркр i .x !'

Tпp= T/Tпкр=T/∑Tкр i *x i;, где Ркр i и Tкр i . критические давление и

температура i-го компонента; x i - доля i-го компонента в объеме смеси (доли единицы).

  Приведенные давление и температуру для смесей газов/часто называют псевдоприведенными.                       

  Если известен объем газа Vo при нормальных условиях {Po и To), то объем его при других давлениях и температурах (P и T) с учетом сжимаемости можно рассчитать на основе закона Гей-Люссака:

 V=Vo*z*T/To*Po/P:

где Tо равно 293 К; Po =0,103 МПа.

  Для перехода от объема, занимаемого газом в  нормальных условиях, к объему, занимаемому  им в пластовых условиях, пользуются объемным коэффициентом пластового газа, Ь_Г

числено равным объему, который занял бы 1 м³ газа в пластовых условиях Vпг:

Ь_Г=Vпг/Vo . Ь_Г =z*Tпл/To*Po/P= 0,000378 z Tпл/ Рпл

где Рпл и  Tпл - пластовые давление и температура.

  Объемный  коэффициент газа всегда значительно меньше единицы, так как объем газа в пластовых условиях на два порядка (примерно в 100 раз) меньше, чем в стандартных условиях. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

10.КОНДЕНСАТ,  И ЕГО РАЗНОВИДНОСТИ  И ОСОБЕННОСТИ  РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ  ЗАЛЕЖЕЙ.

     Конденсат. В отличие от нефти и газа в природе не существует чисто конденсатных месторождений, так как конденсат может образоваться только в результате сепарации газовой смеси, когда по мере снижения пластового давления или температуры происходит конденсация углеводородов.

Различают сырой  и стабильный конденсат. Сырой конденсат  характеризуется достаточно высоким  содержанием легких углеводородов (до C₅). Состав его может изменяться при дальнейшем снижении давления или температуры. В результате такого изменения термобарических условий может быть получен конденсат, в котором содержание легких углеводородов сводится к минимуму. Такой конденсат называется стабильным.

  При изотермическом снижении давления в однофазной газовой  смеси в некоторый момент времени  начинается конденсация. Это давление называется давлением начала конденсации. Кроме того, существует понятие давления максимальной конденсации. При давлении максимальной конденсации и заданной температуре в жидкой (конденсатной) фазе находится максимальная доля углеводородной смеси.

  В природе  часто первоначальное пластовое  давление газовой залежи совпадает  с давлением начала конденсации. В течение разработки месторождения  по мере снижения пластового давления происходит конденсация газа в породе-коллекторе.

  По содержанию стабильного конденсата в добываемом газе (м3/м³) газоконденсатные месторождения подразделяются на группы:

  1) с незначительным  содержанием конденсата до 10^-5;

  2) с малым  содержанием - от ^-10 ^-5 до 15-10 ^-4;

  3) со средним  содержанием - от 15-10 ^-4;до 30-10 ^-4;

  4) с высоким содержанием - от 30-10 ^-4 до 60-10 ^-4;

  5) с очень  высоким содержанием – свыше  60-10 ^-4; .

  По химическому  составу конденсат отличается от нефти низким содержанием асфальтенов  и смол, значительную его часть  составляют пентаны, гексаны и гептаны.

  Плотность конденсатов изменяется от 700 до 800 кг/м³, молекулярная масса от 80 до 140 г/моль.

  Газоконденсатными следует называть такие месторождения (залежи), в которых в газе при  высоких давлениях растворяются жидкие углеводороды, которые при  снижении давления переходят в жидкую фазу, называемую газоконденсатом. Количество конденсата определяют путем отбора и анализа глубинных проб газа.

  Геологопромысловое       изучение       газоконденсатных месторождений проводится по такой  же схеме, как и для газовых  месторождений. Однако значительное внимание при этом уделяется физико-химическим свойствам газовой смеси и определению величины давления, при котором начинает выпадать конденсат.

Газоконденсатные  залежи разрабатывают с таким  расчетом, чтобы пластовое давление в них не снижалось ниже давления, при котором начинает выделяться жидкая фаза из газа. В связи с этим разработку проводят с поддержанием пластового давления путем обратной закачки в пласт Таза, освобожденного в конденсатной установке от конденсата. При такой технологии отдача пласта достигает 80-90 %.

В зависимости  от содержания стабильного конденсата газоконденсатные месторождения делятся  на четыре группы:

1) с малым  содержанием конденсата, 60-100 см³ /см³ ; 2) со средним, 100-200 см³ /см³ ;

3) с повышенным, 200-400 см³/см³; 4) с высоким, > 400 см³ /см³ .

  Для газоконденсатных месторождений с незначительным содержанием конденсата и эксплуатируемых  без поддержания пластового давления так же, как и для газовых  месторождений, выделяются три периода  эксплуатации:1) нарастающей добычи газа и конденсата; 2) постоянной добычи газа и конденсата;3) снижающейся добычи газа и конденсата.

Геологопромысловые  особенности разработки газоконденсатных залежей, отличающие ее от разработки нефтяных и газовых, заключаются в особенностях поведения углеводородной смеси  в  процессе  разработки.   При  отборе  газа  из газоконденсатной залежи по мере падения пластового давления углеводородная смесь может переходить в насыщенное состояние, а затем конденсироваться, что приводит к потере конденсата в пласте. Основные факторы, характеризующие геологические условия разработки газоконденсатных залежей:

а) режим работы; б) содержание конденсата; в) литолого-физическая неоднородность объектов эксплуатации; г) тип залежи.

  Газоконденсатные  залежи  в основном  приурочены  к относительно     большим     глубинам      (1500-2000 м), характеризующимся  высокими  пластовыми  давлением  и температурой. Пластовые флюиды находятся здесь в однофазном состоянии и обладают специфическими свойствами. Любое значительное изменение пластового давления и температуры при отборе газа вызывает нарушение фазового (равновесного) состояния. Отечественные газоконденсатные залежи разрабатываются до

настоящего времени  без воздействия на пласт (т.е. как  газовые).

  В США газоконденсатные залежи разрабатываются с воздействием на пласт с помощью закачки в него добываемого газа.

Обратная закачка  газа, или так называемый сайклинг-процесс, - это до настоящего времени основной метод воздействия на пласт, нашедший   промышленное   применение   при   разработке газоконденсатных залежей.