Тема 15. Исследования пьезометрических и контрольно-наблюдательных скважин.

Пьезометрические и контрольно-наблюдательные скважины, их назначение, оборудование. Исследование методом подкачки газа и методом мгновенного подлива.

Отбивка уровня жидкости в пьезометрических и наблюдательных скважинах. Определение статического и динамического уровня. Эхолоты (ЭС-50, ЭС-52 и др.).

Тема 2. Основы разработки газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений.

2.1. Характеристика, физические и химические свойства природных

газов, газоконденсата и нефти.

2.1.1. Состав и основные параметры компонентов природных газов.

Пластовые флюиды, содержащиеся в газовых, газоконденсатных и газонефтяных месторождениях являются многокомпонентными системами. Эти системы состоят из углеводородов гомологического ряда метана (газы: метан, этан, бутан, пропан, пентан и т.д.); ароматических и нафтеновых углеводородов, а так же из не углеводородных компонентов (азота, двуокиси углерода, меркантанов) и редкоземельных инертных газов (аргона, гелия, криптона, ксенона). СН₄ – С₁₇Н₆₈.

В составе пластовых смесей газоконденсатных и газонефтяных месторождений могут входить углеводороды, содержащие молекулы с С₁₈ и более атомов углерода. В атмосферных условиях они находятся в твёрдом состоянии.

В пластовых условиях природные газы насыщены парами воды. Концентрация паров воды зависит от состава газа и воды, давления и температуры.

Понятие об уравнении состояния природных газов.

Уравнение состояния газов описывает зависимость объёма от давления и температуры. Законы Бойля – Мариотта, Гей - Люссака и Клайперона для идеальных газов. Для реальных газов уравнение состояния записывается формулой:

РV = zR’ , (2.1)

где R’ – газовая постоянная для данной массы газа, м/⁰С;

z – коэффициент сверхсжимаемости газа.

Уравнение состояния реального газа используется во многих задачах исследования и позволяет привести объём газа, измеренный при определенных Р и Т к стандартным условиям. Стандартными условиями принято считать: Т = 293 ⁰ К и Р = 0,1 Мпа.

Критические и приведенные параметры газа.

Критическим состоянием вещества (газа) является такое состояние, при котором исчезает граница между его газовой и жидкой фазой и свойства этих фаз становятся равными друг другу.

Для природного газа (смеси углеводородных и не углеводородных компонентов) критические параметры – давление, температура, плотность, объем и т.д. –определяются как псевдокритические по составу газа расчётным путём.

Графический способ определения псевдокритических параметров состоит в определении величин (Рп.кр., Тп.кр.) по графической зависимости от относительной плотности газа по воздуху .

Расчетный способ определения псевдокритических параметров применяется при известном составе газа, когда определены все компоненты природного газа, по формулам:

Рп.кр. = x_i Pкр._i , (2.2)

Тп.кр. = x_i Tкр._i , (2.3)

Состав	Содерж. %	Критические параметры		Псевдокритические
		Рк	Тк	Рпк	Тпк
СН4	74,1	4,69	190,5	3,4	141,2
С2Н6	7,48	4,97	306,4	0,37	22,85
…..
	4,76 Мпа 218,30 К

Приведенными параметрами называют отношение соответствующих параметров к их критическим значениям. Приведённые параметры природного газа определяются как отношение давления и температуры к их псевдокритическим значениям:

Рпр = Р / Ркр. (2.4) Тпр = Т / Ткр. (2.5)

Рпр = Р / Рп.кр. (2.6) Тпр = Т / Рп.кр. (2.7)

Коэффициент сверхсжимаемости газа ( z ).

Коэффициент сверхсжимаемости является отношением объема V газа, при заданных давлениях и температуре, к объему этого газа, определённому при идентичных Р и Т по законам «идеального» газа:

Z = V/Vид. , (2.8)

Коэффициент сверхсжимаемости характеризует отклонение объёма реального газа от объёма «идеального» газа. Он зависит от состава газа, давления и температуры и может быть определён аналитическим или графическим способом. На практике (для текущих технических расчетов, в том числе и при обработке данных по исследованиям скважин) применяется графический способ – по зависимости z от Тпр. и Рпр.

Плотность газа.

Плотность – отношение массы газа к его объему (кг/м³).

Плотность газа при нормальных условиях (Р = 760 мм рт.ст. и Т = 273 ⁰ К) определяется по формуле:

 = М/22.4 , (2.9)

где М – молекулярная масса газа.

Плотность п. газа зависит от состава, давления и температуры. Плотность газа при заданных (пластовых) условиях Р и Т определяется по известной плотности при нормальных (стандартных) условиях по формуле:

 = _ст. ( РТст/РатZТ ) (2.10)

При наличие влаги (водяных паров) вносится в расчет поправка на влагосодержание. Для практических расчетов часто используется относительная плотность газа по воздуху :

 =  / _возд. , (2.11)

_возд ^{н 273 гр.К} = 1.293 кг/м³

^{ст 293 гр.К} = 1.205 кг/м³

или

 = М /28.96

Вязкость газа ().

Вязкость – физическое свойство вещества, которое проявляется при движении и характеризует сопротивляемость скольжению и сдвигу одной части относительно другой.

Вязкость газа оценивается через коэффициент вязкости который зависит от давления, температуры и состава природного газа. При повышении в составе природного газа тяжелых углеводородов вязкость его увеличивается.

Влагосодержание газа (W) – это количество паров воды, растворенной в единице объема природного газа при заданных (например пластовых) условиях. Влагосодержание газа зависит от состава газа, Т, Р, физико – химических свойств конденсационной воды с которой с которой газ находится в термодинамическом равновесии.

W = W _0,.6 С_с С_р , (2.12)

где W_0,6 – влагосодержание с  = 0,6;

С_с – поправка на соленность воды;

С_р – поправка на отклонение плотности данного газа от 0,6.

Теплоемкость газа (Ср).

Ср – это отношение количества теплоты, подведенной к газу в заданном термодинамическом процессе, к соответствующему изменению его температуры. Единица измерения - Дж/кг град. Теплоемкость природных газов зависит от давления, температуры, состава газа и от процесса передачи тепла. Поскольку в процессе добычи и подготовки газа мы нагреваем и охлаждаем газ, параметр теплоёмкости имеет большое значение.

Теплопроводность газа (Q).

Теплопроводность газа – это количество тепла, проходящего через его массы без перемещения, конвекции и теплообмена. Коэффициент теплопроводности газа – это количество тепла, проходящего через единицу площади и толщины за единицу времени при разности температур равной 1⁰. Единица измерения Дж / м с град. Теплопроводность зависит от давления, температуры и состава природного газа.

Одним из наиболее простых (приближенных) методов определения равновесного давления и температуры гидратообразования является графический метод по кривым, построенным для отдельных компонентов газа или в целом для данного природного газа, в зависимости от их относительной плотности.

Область существования гидратов на этом графике находится выше и левее кривых. Чем больше давление и плотность газа, тем выше температура гидратообразования.

При наличии в газе азота, углекислого газа и сероводорода, условия гидратообразования изменяются и гидраты, как правило, образуются более активно.

Дросселирование газа. Коэффициент Джоуля – Томсона.

Дросселирование – расширение газа в процессе его прохождения через дроссель (т.е. местное сопротивление – диафрагмы, сопла, штуцер, вентиль, кран, сушение трубы и т.д.). Сопровождается изменением температуры при расширении (дроссель – эффект установки Джоулем – Томсоном).

Коэффициент Джоуля Томсона – это отношение изменения температуры к изменению давления. Величина его зависит от состава газа, давления и температуры и изменяется в широких пределах (+,-). Для природных газов, при температурах и давлениях встречающихся в практике газодобычи, эффект дросселирование всегда сопровождается охлаждением газа.

Гидратообразование газов.

Природные газы, представляющие собой смесь различных компонентов, при определенных давлениях и температурах, в присутствии воды образуют белые кристаллические вещества, называемые гидратами. Гидраты, как правило, образуются на поверхности контакта воды с газом. Для решения инженерных задач крайне важно знать теплоту гидратообразования.