Табиғи газдың гидраты дегеніміз не?
Жер қыртысының шөгінді қатпарында өзгеріске ұшырайтын көмірсутекті газдар әр түрлі күйде бола алады: бос, еріген және қатты.Бос күйінде олар кәсіптік маңызда газды жиылыстарды түзеді. Көмірсутекті газдар жер асты суы мен мұнайда жақсы ериді. Белгілі жағдайда олар сумен әрекеттеседі немесе газ гидратын түзіп, қатты күйге көшеді.
Газдардың химиялық құрамы мен классификациясы
Мұнай,газ
және газоконденсатты кен орындарының
жанар газдары химиялық табиғаты
мұнайдікіне ұқсас. Мұнай секілді олар,
метандық қатардың жалпы формуласы
болатын түрлі көмірсутектердің: метан,
этан, пропан, бутан, пентан және одан
жағарылардың қоспасы болып табылады.Табиғи
газ құрамына көмірсутекті емес газдар:
күкіртті сутек, азот, көмірқышқыл газы,
гелий және басқа инертті газдар кіре
алады. Сонымен қатар гаж құрамында су
булары да кездеседі.
Газ ұңғымаларының жабдықтарына нелер жатады?
Газ ұңғымаларының жабдықтары
Газ ұңғымаларын пайдалануда төрт желісті (крест пішінді) арматураны қолданады, олар қолдануға өте ыңғайлы. Арматурадағы ниппельдер мен бұрандаларға қысым өлшеу үшiн манометрлер қосады, ал газды шығару желісінде – термометрлер үшiн қалталар болады. Бұлардың барлығы гидраттар шөгіндісін түзудi және коррозияны хабарлайтын мүмкiндiк беретiндей етiп қоршалады, сонымен қатар жөндеу жұмыстарын жүргізіп уақытында үрлеуге мүмкiндiк беру керек.
Сурет 15. Жерасты газ қоймасынын жабдықтары.
1
.бұрғылау
штангілері
2.бұрандалы ауыстырғыш
3.шөгінді тізбегі
4.ұнғы оқпанынын аралығы
5.қыиршық тас
6.қуыстық фильтр
7.кері айналым клапоны
8.тура айналым клапоны
Фонтанды құбыр диаметрiн анықтағаннан кейiн пайдалану құбыр тізбегінің өлшемiн (диаметр және ұзындық), кейiн барлық ұңғымалардың өлшемiн айқындайды. Ұңғымалардың iшкi диаметрiн муфтаның немесе фонтанды құбырдың шеттерiнiң диаметрiнен 20 мм-ге жоғары деп қабылдайды.
Фонтанды құбыр тізбегінің диаметрiн келесiнi ескерiп анықтайды:
1) су, конденсат және бөлшектерден ұңғыма түбін тазалауды қамтамасыз ету;
2) қысымды жоғалтуды төмендету
Бұларды ескеру, теориялық тұрғыдан келесi тәуелдiлiк қолданылады
V=1,2 Vкр, мұндағы
, (2.10)
v- шығатын газ ағынының негiзгi жылдамдығы, м/с; vкр-критикалық жылдамдық, м/с; g-бос ту үдеуi, м/с; d-бөлшек диаметрi; φ-жыныс бөлшегiнiң өлшемiн ескеретiн коэффициент (φ=0,3-0,75); ρж және ρг – жыныс және газ бөлшектерiне сәйкес тығыздықтар, кг/м3.
Температура жоғарылаған кезде табиғи газдың ылғал құрамы қалай өзгереді?Сурет 16.Ұнғыға қарапайым реогенттерді айдағандағы жабдықтардың және қондырғылардың сүлбасы.
Мұнай мен газ кен орындарын игеру және оны пайдалану ісі шамамен алғанда бір ғасырға жуық уақыттан бері жүргізіліп келеді. Осы уақыт ішінде бұл байлық көзі туралы жинақталған тәжірибелер де аз емес. Осыған қарамастан мұнай, газ және олар тектес заттардың пайда болуы жайында деректер түбегейлі анықталып біткен жоқ деуге болады.
Физикалық шамаларды анықтайтын қысым, температура және тағы басқа факторлардың ықпалымен мұнай және газ бірінші физикалық күйден екіншісіне ауысып отырады. Заттардың бір-біріне түрленуі салдарынан сапа жағынан алғанда бұрын белгілі заттан басқа өзіндік ерекшелігі, қасиеті бар жаңа өнім пайда болады. Сонымен қатар мұнай мен газ өздері түзілген төл жыныстан бөлек басқа жынысқа ауысуға қабілетті. Осының бәрі мұнайдың пайда болуы жөніндегі зерттеуді қиындатады.
Қазір осы проблеманы шешу екі бағытта жүргізіліп отыр. Бірі - анорганикалық бағытты ұсынса, екіншілері осы пайдалы қазбалардың органикалық пайда болуын жақтайды. Мұнай және табиғи газдың анорганикалық пайда болуының негізгі қағидаларын 1877 жылы Д.И.Менделеев тұжырымдаған ол жоғары температура мен қысым жағдайында ауыр металдардың карбидтеріне қызған су буы әсер еткенде жер қойнауында көмірсутектері түзілуі мүмкін. Реакция нәтижесінде сұйық түрінде мұнай емес, көмірсутектерінің буы, яғни мұнай мен табиғи газдың құрамдас бөлігі пайда болады деген қағиданы ұсынған.
Мұнай мен табиғи газдың органикалық тұрғыда түзілуі жөніндегі болжамның негізін қалаған орыстың ұлы ғалымы М.В.Ломоносов болды. Ол 1759 жылдың өзінде-ақ мынадай тұжырымға келген: жер қойнауында оттегінің жеткіліксіздігінен хайуанаттар мен өсімдіктердің органикалық қалдықтары қысым мен температураның, бактериялардың, катализаторлардың ( сазбалшық және әк) әсерінен шіри бастайды. Басқаша айтқанда, органикалық қалдықтардың ыдырауынан мұнай мен газдың құрамдас бөлігі - көмірсутектері түзіледі. Өте ұп-ұсақ қосылыс түріндегі мұнай тау жынысына жайылып, сіңе бастайды. Уақыт өте келе шөгінді жыныстар біртіндеп қалыңдай түседі. Жинақталған жиынтық шөгінділердің қуаттылығының артатыны соншалық, мұнай үсті-үстіне тау қысымына ұшырайды. Тау қысымының әсерінен мұнай кеніші түзіледі. Ол бара-бара едәуір кеуекті (құм-тасты және әк тасты) жынысқа ауысады.
Мұнай мен табиғи газдың органикалық тұрғыда пайда болуы жөніндегі көзқарасты дүние жүзі оқымыстыларының көпшілігі мойындап та отыр. Бұл болжам ғалымдарды мұнай мен газды шөгінді тау жыныстарының қалың қабаттарынан іздестіру ісіне қарай бұрды, өйткені бұған қазіргі бізге белгілі деген мұнай және газ кен орындарының осындай шөгінді қабаттарды, қатпар-қатпар тау жыныстарының терең қойнауынан табылып отырғаны дәлел.
Мұнай мен судың көлемдік және тығыздық коэффициентері. Дегазацияландырылған мұнайдың тығыздығы біраз шамада өзгеруі 600-ден 1000кг/м3-ке дейін және одан да көп болуы мүмкін. Қабаттағы жағдайда мұнайдың тығыздығы қысымнан, температурадан және еріген газ көлемінен байланысты өзгереді. Қысым ұлғайған сайын мұнайдың тығыздығы да ұлғайады, ал температура мен еріген газдың көлемі ұлғайған сайын - тығыздықтың мәні азайады. Еріген газдың мөлшері мен температураның әсері басым екені айқын, сондықтан қабаттағы мұнайдың тығыздығы жер үстіндегі мұнайдан ардайым кем (кіші) болып табылады.
Қабаттағы судың тығыздығына, жогарыда айтылған факторлардан басқа, көп әсер ететін оның минирализациясы: тұздың концентрациясы (еріген тұздың массасы) 643кг/м3 болғанда, тығыздық - 1450кг/м3 жетуі мүмкін.
Сұйықтың ішіне газ еріген сайын, сұйықтың көлемі ұлғая түседі. Қабат жағдайындағы сұйықтың (еріген газбен бірге) көлемінің, дегазацияланған сұйықтың, стандарттық жағдайдағы, көлеміне қатынысын - көлемдік коэффициент деп атаймыз. Көлемдік коэффициент b - еріген газ мөлшерінен, температурадан және қысымнан байланысты. Мұнайдың көлемдік коэффициенті судың көлемдік коэффициентінен неғұрлым жоғары, ол газдың мұнай ішінде және су ішінде еруіне сәйкес. Мұнайдың көлемдік коэффициентінің - 3,5-тен жоғары болған кен орындары белгілі. Қабаттағы судың көлемдік коэффициенті 0,99-1,06-ға дейін болалады.
Мұнайдың шөгу коэффициенті (%-те) деп келесі қатынасты түсінеміз:
.
Бұл коэффициент қабаттағы мұнайды жер үстіне шығарып, газдан айырған жағдайдағы көлемінің төмендеуін (кішіруін) сипаттайды. Қысымның, бір өлшемге өзгергеніне сәйкес, бір өлшемдегі көлемі сұйықтың көлемінің өзгерісін сығылу (тығыздылу) коэффициенті βв деп атайды. Мұнайлардың сығылу коэффициенті 7*10-10 - 13*10-9 м2/Н немесе (7-130)*10-5 см2/кгс дейін өзгереді, ол мұнай ішіндегі еріген газдың мөлшеріне байланысты.
Судың сығылу коэффициенті βв=(4-5)10-10 м2/Н немесе (4-5)10-5 см2/кгс.
Қабаттағы үрдістердің пайда болуына және өзгеруіне ең зор әсер ететін факторлерді ескергеніміз жөн. Олар - мұнай кеніштерін сидырып жатқан суарынды жүйелердің үлкен көлемділігі; қабаттың серпімділігі; қабаттағы қаныққан сұйықтың серпімділігі және қабат қысымына байланысты өзгеретін қабаттағы сұйықтың тығыздығы, көлемдік коэффициенті, жыныстардың кеуектік коэффициенті. Осының бәрін ескеруіміз қажет. Ең керекті түсініп еске сақтайтынымыз - қабаттағы жыныстардың және сұйықтардың серпімділігіне байланысты қабаттағы қысымның тез өзгермеуі, біртіндеп қабат бойына тарауы. Бұл өзгерістер пайдалану (өнім өндіретін) скважиналардың жұмыс