2. Состав газа и конденсата, способы его выражения.
В состав природных газов входят: углеводороды – алканы СnH2n+2, алкены СnH2n, цикланы СnH2n; неуглеводороды – N2, СО2, ртуть, меркаптаны, Н2S, инертные газы – гелий, аргон, ксенон, криптон; а также в очень малых количествах можно встретить окислы металлов, калий, магний, редкоземельные металлы и др. В состав конденсата входят бензиновая, керосиновая, лигроиновая, и масляная фракции. Состав газа и конденсата можно выразить: объемным способом – по отношению объемов отдельных компонент к объему всей смеси; массовый - по отношению массы отдельных компонент к массе всей смеси; мольный - по отношению количества молей отдельных компонент к количеству всей смеси.
Нестабильный конденсат C3 представляет собой жидкие углеводороды с растворенными в них газообразными компонентами, при определенных условиях, переходящие в жидкое состояние. Стабильный конденсат при нормальных условиях содержит только жидкие тяжелые углеводороды (С5Н12 + высшие).
3. Особенности поведения газоконденсатных систем при разработке месторождений.
При разработке газоконденсатных месторождений можно столкнуться с таким явлением, как потеря конденсата в пласте. График зависимости потерь конденсата от давления имеет вид:
Если давление насыщения равно пластовому давлению, то залежь будет называться предельно насыщенной. Если Рпл>Рнас – то залежь в какой-то момент будет только газовой и называется недонасыщенной. Давление максимальной конденсации Рmax – происходит максимальное выделение конденсата из газа. Во время процесса испарения жидкость обратно переходит в газ, и в таком случаи потери уже невозможно извлечь.
Параметр конденсатоизвлечения при разработке на истощение:
,
где Qз.г – геологические
запасы; Qз.и. –
извлекаемые запасы.
№19
1.Расчет забойного давления в работающей газовой скважине по давлению на её устье.
В работающей скважине распределение давления происходит по следующей зависимости:
где S=0.03415ρH/ZcpTcp; ρ – относительная плотность по воздуху; Н – глубина скважины, Zcp – коэффициент сверхсжимаемости газа; Тср=(Ту+Тзаб)/2 – средняя температура по стволу скважины, λ – потери на трение в трубах, D – внутренний диаметр труб.
2. Абсорбционная осушка газа.
Абсорбционный – основан на способности жидких абсорбентов поглощать из природного газа влагу. В качестве абсорбента (поглотителя) используют - этиленгликоль (ЭГ), диэтиленгликоль (ДЭГ), триэтиленгликоль (ТЭГ), а также масла, амины. Такие установки выгодны при осушке газа до точек росы, не превышающих –200С.
Основным элементом установки есть абсорбер, в котором газ движется снизу вверх, а на встречу сверху - вниз стекает абсорбент. Газ, контактируя с абсорбентом осушается, абсорбент поглощая воду насыщается ей и направляется на регенерацию.
Газ от кустов скважин по газосборным коллекторам-шлейфам подается на пункт переключающей арматуры. В пункте переключающей арматуры сырой газ распределяется по шестнадцати входным ниткам в восемь блоков узла входа шлейфов (УВШ) объединенных попарно. Дальше газ поступает в сепаратор для отделения мех примесей от газа. Дальше идет в абсорбер где осушается газ. Осушенный газ, перед тем как попасть в МГ проходит сначала АВО с целью исключения растепления многолетнемерзлых присадочных грунтов и повышения надежности работы промыслового подземного газопровода. Потом поступает в узел замера газа.