- •Лекции к курсу разработка газовых и газоконденсатных месторождений лекция n 1
- •1. Мировая добыча нефти , газа и угля
- •2. Развитие добычи нефти и газа в России
- •Лекция 2 состав и физико-химические свойства природных газов
- •3. Состав и основные параметры природных газов
- •4. Дросселирование газа, коэффициент Джоуля-Томсона
- •5. Влагосодержание природного газа
- •6. Кристаллогидраты природных газов
- •Лекция 3. Классификация газовых месторождений
- •7. Давление в газовой залежи
- •8. Условия залегания газа в земной коре и классификация газовых месторождений
- •Лекция 4. Режимы и материальный баланс газовых залежей
- •9. Источники пластовой энергии
- •10. Режимы газовых залежей
- •11. Материальный баланс газовой залежи
- •12. Подсчет запасов газа объемным методом и по падению пластового давления
- •Лекция 5. Методы исследования пластов и скважин
- •13. Задачи исследования скважин
- •14. Методы исследования скважин
- •15. Классификация газогидродинамических исследований
- •Лекция 6. Исследование газовых и газоконденсатных скважин
- •16. Особенности фильтрации газа к забоям скважин
- •17. Исследования скважин при стационарных режимах фильтрации газа
- •Лекция 7. Исследование скважин при нестационарных режимах фильтрации
- •18. Методика снятия кривых восстановления давления
- •19. Методы обработки кривых восстановления давления
- •Лекция 8. Исследование газоконденсатных месторождений на газоконденсатность
- •20. Параметры, характеризующие газоконденсатность
- •21. Методы промысловых исследований на газоконденсатность
- •Лекция 9. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений
- •22. Понятие о рациональной разработке газового и газоконденсатного месторождения.
- •23. Характерные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений
- •24. Особенности разработки газоконденсатных месторождений
- •Лекция 10. Режимы эксплуатации газовых скважин
- •25. Особенности конструкций газовых скважин
- •26. Технологические режимы эксплуатации газовых скважин
- •Лекция 11. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин
- •27. Способы эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин
- •28. Эксплуатация газовых скважин в условиях разрушения призабойнои зоны и образования песчаных пробок
- •Лекция 12. Обводнение газовых скважин
- •29. Эксплуатация газовых скважин в условиях обводнения призабойной зоны
- •Лекция 13. Определение оптимального диаметра фонтанных труб в газовых скважинах
- •30. Методики определения диаметров фонтанных труб
- •Лекция 14. Проектирование разработки газового месторождения
- •31. Расчет показателей разработки при газовом режиме
- •32. Прогнозный расчет добычи и пластовых потерь конденсата
- •Лекция 15. Контроль за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений
- •33. Контроль за разработкой газовых месторождений
- •34. Особенности контроля за разработкой газоконденсатных месторождений
- •Лекция 16. Методы увеличения дебитов газовых скважин
- •35. Классификация методов воздействия на призабойную зону пласта
- •36. Технология проведения некоторых методов воздействия на призабойную зону пласта
- •Лекция 17. Подготовка газа к транспорту
- •37. Сбор и транспорт газа на месторождениях
- •38. Выбор способа подготовки газа к дальнему транспорту
- •Лекция 18. Основное оборудование газового и газоконденсатного промыслов
- •39. Назначение технологического оборудования
- •40. Промысловые газовые сепараторы
- •41. Теплообменные аппараты
- •Лекция 19. Технологические методы подготовки газа к дальнему транспорту
- •42. Низкотемпературная сепарация
- •43. Абсорбционная осушка газа
- •44. Адсорбционная осушка газа
- •Лекция 20. Освоение месторождений природных азов севера тюменской области
- •45. Природно-климатические особенности севера Тюменской области
- •46. Уникальность природных ресурсов Тюменского Севера
- •47. Основные научно-технические достижения в области разработки и эксплуатации газовых месторождений
- •Рекомендуемая литература
Лекция 2 состав и физико-химические свойства природных газов
3. Состав и основные параметры природных газов
Природные газы, добываемые из газовых и газоконденсатных месторождений, состоят из предельных углеводородов с общей формулой CnH2n+2 и неуглеводородных компонентов: азота (N2), углекислого газа (СО2), сероводорода (H2S), инертных газов (гелия, аргона, криптона, ксенона). Кроме того, природные газы насыщены парами воды, содержание которых зависит от давления, температуры, состава газа и воды. Число углеродных атомов в молекуле углеводородов п может достигать 17-40.
Метан (СН4), этан (С2Н6), этилен (С2Н4) при нормальных условиях (Рат = 0,1 МПа и Тст = 273К) являются реальными газами. Пропан (С3Н8), бутан (С4Н10) в нормальных условиях находятся в газообразном состоянии, при повышенных давлениях - в жидком состоянии, входят в состав сжиженных углеводородных газов. Углеводороды от (С5Н12) до (С17Н36) при нормальных условиях находятся в жидком состоянии. Все компоненты, входящие в состав природного газа, характеризуются строго индивидуальными свойствами.
По составу компонентов природные газы можно подразделить на три группы:
Газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Это сухие газы без тяжелых углеводородов.
Газы, добываемые с нефтью (попутный нефтяной газ), это физическая смесь сухого газа, сжиженного газа и газового бензина.
Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений. Они со стоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата.
Наименьшей частицей, характеризующей вещество, является молекула, состоящая из атомов одного или нескольких элементов. За единицу измерения массы атомов и молекул условно принята 1/12 массы атома изотопа углерода. Масса атома элемента, выраженная в углеродных единицах, называется атомной массой элемента. Сумма атомных масс атомов, образующих молекулу, называется молекулярной массой вещества. Состав природного газа выражается в объемных или массовых долях единицы или процентах. Объемный состав примерно совпадает с молярным, так как объем 1 .кмоля идеального газа при одинаковых физических условиях, по закону Авогадро, имеет одно и то же численное значение, в частности, при нормальных условиях равен 22,41 м3.
Объемный (молярный) состав газа можно пересчитать в массовый для каждого компонента смеси по формуле
(2.1)
где gi, - массовая доля i-гo компонента в газе;
Xi - объемная доля i-гo компонента;
Мi - молекулярная масса i-гo компонента.
Если состав природного газа задан в массовых долях, то для пересчета его в объемные (молярные) единицы используется формула
(2.2)
где mi - число молей i-гo компонента в смеси, и mi=gi / Mi.
Одним из основных
параметров, характеризующим природный
газ, является плотность. Плотность газа
- масса единицы объема - равна отношению
молекулярной массы газа к объему 1 моля.
Плотность
определяется по формуле
(2.3)
Размерность плотности в системе СИ - кг/м3, в системе СГС - г/см3.
Плотность газа
известного состава определяется как
сумма произведений плотности отдельных
компонентов
на их объемное (молярное) содержание
Xi:
(2.4)
или по известным молекулярным массам:
(2.5)
Для практических
расчетов часто используется относительная
плотность газа по воздуху
,
равная отношению плотности газа
к плотности воздуха
,
взятой при том же давлении и температуре:
(2.6)
т.к. при нормальных условиях равна 1.293 кг/м3. Относительная плотность удобна тем, что не зависит от температуры, давления.
Плотность природных газов при различных давлениях и температурах определяют по формуле
(2.7)
где z - коэффициент сверхсжимаемости природного газа.
