В`язкістьгазів
Для газів залежність динамічної в`язкості D від абсолютної температури Т визначається відносно в`язкості D в нормальних умовах формулою
D = D ( Т/ Т) ½ × (1+ С / Т) / (1 + С / Т ).
Тут С– постійнаСезерленда, визначена моделюванням і підтверджена експериментами.
Класифікація газів
Існує ряд класифікацій.
Першою була класифікація В.І. Вернадського, за кількома критеріями виділення елементів: за формою знаходження - вільні й розчинені, рідкі і тверді газоподібні речовини; за джерелами походження - гази земної поверхні, глибоких горизонтів літосфери, мантійні; за хімічним складом -азотні, вуглекислі, метанові, водневі, сірководневі.
Генетичні класифікації: В.Бєлоусов виділяв гази біохімічного, повітряного, хімічного та радіоактивного походження;
За О. Козловим існують а) гази земної кори (біохімічні, хімічні, метаморфічні); б) гази міграційні (космічні, магматичні, мантійні).
І. Висоцький виділяє такі типи газів - біохімічні, літохімічні, радіоактивні, гази земної кори; атмосферні (циркуляційні), космічні (реліктові).
Відомі класифікація газів, розчинених в пластових водах М. Суботи, 1961, та Л. Зорькіна, 1971.
Класифікація Є.В. Стадника за умовами знаходження в породах передбачає виділення розсіяних газів порід, газів підземних вод і газів покладів. Серед розсіяних виділяються групи газів закритих і відкритих пор, вільні та розчинені в поровій воді, а також сорбовані мінералами породи, міжшарових просторів мінералів, сорбовані органічною речовиною.
Недоліки та обмеження класифікацій. До них можна віднести умовність виділення таксономічних одиниць: наприклад, градації через 25 % прийняті для нормальних умов, з лінійною шкалою. Зміна вмістів та властивостей глибинних газів в геологічних тілах переважно нелінійна.
Сорбція органічними речовинами відрязняється для різних типів органічної речовини ОР і т. ін.
Потрібно використовувати такі класифікації, які найбільш змістовні для вирішуваних задач.
Підкреслимо змішаний генезис всіх без виключення газових сумішей земної кори. Тому задача класифікації несе елементи некоректності. Різні природні процеси можуть приводити до утворення або метаморфізації та змішування газів таким чином, що утворюються гази подібного складу.
Отже, доцільно використовувати поділ газів по переважаючим газам певного генезису або за необхідними корисними властивостями.
Достатньо широко використовується класифікація Л.М. Зорькіна (1985). Гази ділять на азотні (його вміст понад 50 % об'ємних), вуглеводневі (метан + гомологи понад 50 %), кислі (СО2 більше 50 %), водневі (більше 50 %). Суміші газів класифікують за переважанням компонентів. Наприклад азотно-метанові (метан переважає), вуглекисло-азотні ( переважає азот) тощо.
Розчинність природних газів
Залежить від температури,тиску та властивостей розчинника. Найкраще розчиняється в воді сірководень і вуглекислий газ Збільшення мінералізації зменшує розчинність газів, але із збільшенням тиску розчинність таки зростає .Для визначення розчинності в мінералізованій воді використовують рівняння та коефіцієнти Д. Сеченова:
Смол = С0 · 10 –(kі х n)
В цьому рівнянні С мол та Со молярні частки газового компонента і в мінералізованій і чистій воді. Величина Кі - коефіцієнт Сеченова, який залежить від температури, а для добре розчинних газів від концентрації солей у водному розчині, n - молярність розчину. Палетки залежності коефіцієнта Сеченова від температури для різних газів і концентрацій солей в розчинах мають вид парабол з мінімумом в області температур 40 - 150°С.
Для цих температур найменші величини коефіцієнтів Сеченова спостерігаються для метану (0,107). Вони зростають із збільшенням молекулярної маси вуглеводневих газів до 0,165 для суміші пропану та бутану.
Розчинність метану в воді знижується з зростанням температури і инайменша при температурі 80-90°С. Мінімальна розчинність гомологів метану спостерігається при нижчих температурах: етану - при 60-80°С, пропану - при 40-60°С, бутану - при 30-40°С. З подальшим зростанням температури і тиску понад 2,5 МПа розчинність вуглеводневих газів в воді зростає .
Газоконденсатні системи ГКС
При стискуванні чистого газу він конденсується в рідку фазу, яка може існувати разом з газовою.
Для багатокомпонентних нафтогазових вуглеводневих систем збільшення тиску приводить до розчинення нафт в газах з утворенням газорозчиненої нафти, тобто газоконденсату, або газоконденсатної системи ГКС.
Т. Жузе, М. Капелюшников, Я. Савина, С. Старобинець, Г. Юшкевич, О. Ширковський показали, що газоконденсат (далі просто конденсат) утворюється в результаті так званих ретроградних явищ в умовах надкритичних температур і тисків.
Принципова відмінність одно- і багатокомпонентних ВВ систем: в ізотермічних умовах в однокомпонентній системі з наростанням тиску випаровування зменшується, а конденсація зростає. Так одержується скраплений газ. В багатокомпонентних сумішах фізика інша - з ростом тиску випаровування збільшується і рідина переходить в газоподібний стан. З падінням тиску газ (пара) конденсується, тобто процес йде в зворотньому напрямку. Такі два явища прийнято називати ретроградним, а саме зворотнім випаровуванням та ретроградною конденсацією.
На рисунку 1 наведена узагальнена фазова діаграма, тобто діаграма граничних ліній перехода однієї фази в іншу для системи метан - рідкі вуглеводні (С5+) в координатах Р-Т. Такі двохкомпонентні системи називаються бінарними.
Особливих точок на діаграмі три. На координатних осях їм відповідають критичні температури й
тиски.
Фазовая диаграмма многокомпонентной системы в координатах давление (Р) - температура (Т), иллюстирующая ретроградные явления: 1 - линии равных содержаний жидкой фазы;2 - область ретроградных процессов'Ркр - критическое давление; Тк_ - критическая температура; С – критическая точка; Р|П - криконденбар; Тт - кри_
Критична температура - така, вище якої газ з підвищенням тиску не може бути перетворений в рідину. В природних умовах в рідкому стані не можуть знаходитись в розрізах метан, водень, кисень. Але пропан, бутан, сірководень і вуглекислий газ легко перетворюються в рідини.
Критичний тиск - тиск, необхідний для конденсації пари, яка має критичну температуру. В критичній точці С в суміші ще разом існують в квазірівноважному стані і рідина і пара. При цьому ці температури є мінімальними для існування області ретроградних процесів.
Максимальна для системи температура називається крикондентерм Тм, а максимальний тиск називається криконденбаром Рм. Тобто Тм це максимальна температура, за якої ще зберігається рідка фаза, а Рм - максимальний тиск, якій ще забезпечує збереження газової фази.
По заштрихованій ділянці рисунку видно, що ретроградні явища випаровування або перехода в газову фазу та конденсації у рідку фазу відбуваються у вузькій термобаричній області: між критичною точкою С і криконденбаром та крикондентермом.
Отже, газоконденсатні системи це такі пластові флюїдні системи, в яких за даних термобаричних умов вуглеводні С5+ знаходяться в розчиненому пароподібному стані, розчинниками є метан, легкі гомологи метана, та вуглекислота.
Вирізняють конденсат сирий та стабільний. Сирий являє собою рідку фазу, яка вилучена на поверхню і вміщує розчинені газоподібні компоненти. Сирий конденсат одержують в сепараторах при тисках і температурах сепарації в установках певного типу.
Стабільний конденсат одержують з сирого шляхом дегазації. Він складається лише з рідких ВВ - пентана і вищих гомологів.
В стандартних умовах газоконденсат являє собою зазвичай прозору рідину без кольору або з жовтуватим, коричневим або зеленкуватим відтінками.
Густина 0,620 - 0,825. Густина конденсатів збільшується з глибиною, як правило збільшується також в процесі розробки. Чому? Відбувається втрата легких компонентів в покладах, збільшення кількості важких гомологів (після пентану) з високою молекулярною вагою.
Температури початку кипіння низькі і складають 24-92 градуси. Основна частина фракцій викіпає до 250°С, рідше до 300°С.
Груповий склад представлений на 90 % і більше вуглеводнями, до 5 % смолами, частками відсотку -асфальтенів. Висока розчинна здатність газів привела до переважання в ГКС більш простих індивідуальних сполук, ніж в нафтах. На ймовірну природну возгонку з нафт вказує те, що на склад конденсатів впливає склад нафт певного регіону. Приклад - конденсати Передкавказзя, які близьки за складом до одновікових нафт.
Діапазон залягання газоконденсатів 700 - 5000 м. Мінімальні температури і тиски 25°С і 7,5 МПа, максимальні 200°С і 65 МПа.
Кількість розчиненого конденсату в газових покладах називають конденсатним фактором Кф. Він змінюється від перших см3/м3 до 1000 см3/м3 і більше (родовище Карачаганак в Казахстані - 900- 1130, Талалаївське в Україні - до 1500).
Утворення конденсатів. Конденсати, які утворились завдяки генерації газа та мікронафти з ОР порід, називають первинними. Їх ознаки: а) для таких ГКС в покладах відсутні нафтові облямівки; б) в родовищах поклади розміщені нижче нафтових покладів, тобто в більш жорстких РТ-умовах і на відносно більших глибинах; в) значення газоконденсатного фактору низькі, а в рідкій фазі переважають ароматичні ВВ (20-45 % у фракції початку кипіння 200°С); г) в газах переважають метан та вуглекислий газ; д) бензинова фракція має підвищені вмісти бензолу, толуолу, циклогексану, метилциклогексану і понижені кількості алканів, у тому числі нормальних алканів.
Вторинні конденсати є новоутвореними в результаті термобаричних перетворень газонафтових покладів. Ознаки таких ГКС: а) в покладах присутні нафтові облямівки; б) в бензинах різко переважають алкани; в) в газах таких покладів присутня значна кількість гомологів метану, - 15-20 %; г) вміст конденсатів значний та коливається від 120 до 1000 см3/м3; д) поклади таких газів з конденсатом розташовані на відносно менших глибинах.
Склад газоконденсатних сумішей в цілому в процесі розробки змінюється. Чому? При ретроградній конденсації в рідку фазу у першу чергу переходять високомолекулярні нафтенові і ароматичні сполуки. Тому відносна частка низькомолекулярних алканів в газовій фазі з часом зростає.
Якщо пластовий тиск в покладах під час відбору газоконденсату стає нижчим за тиск точки ретроградної або зворотньої конденсації, тоді конденсат у вигляді рідкої фази випадає в поровому просторі колектора і в основному залишається в пласті. Втрачаємо калорійний продукт і ускладнюємо вилучення вуглеводнів. Отже, в процесі розробки слід підтримувати пластовий тиск в покладах вищим за тиск зворотньої конденсації.