Вопрос№1. Классификация м/й УВ по их составу и свойствам.

Вопрос №2. Эффект Джоуля-Томсона в техн-х процессах добычи газа.

Явл-ся 1-м из важнейших св-в и исп-ся при определении распределения t газа в системе пласт-магистральный газопровод. При работе технологических схем обустройства газовых про­мыслов часто резко снижается давление и при этом расширяется газовый поток. Дросселирование газа осуществляется на различных дроссельных клапанах, кранах, задвижках, при входе в сепараторы, а также при резкой смене диаметра тру­бопроводов. Расширение газа обычно сопровождается изменением температуры.

Изменение t газа при его адиабатическом расши­рении получило название эффекта Джоуля—Томсона. Различают интегральный и дифференциальный эффекты дрос-я. Интегральный эффект наблюдается при значи­тельном снижении P газа, а диф-ный предста­вляет собой изменение t при бесконечно малом изме­нении P.

Величина изменения t при снижении P на одну атмосферу называется коэф-м Джоуля—Томсона. Этот коэффициент изменяется в широких пределах и имеет поло­жительный или отрицательный знак.

Коэффициент адиабатического расширения газа (Джоуля-Томпсона) тесно связан с гидратообразованием (адсорбцией). Адиабатическое расширение газа происходит при прохождении газа через дросселирующее (сужающее) устройство. При этом t газа снижается в результате потерь энергии на преодоление внутренних молекулярных сил взаимного притяжения. Коэффициент Джоуля-Томпсона D= . «+» Эффект дрос-ия исп-ся для снижения t в процессе осушки газа низкотемп-ой сепарацией. «-» В рез-те снижения t при дрос-е могут вознинуть благоприятные условия для образ-я кристаллогидратов.

Вопрос№6. Фазовые превращения природных УВх смесей. Класс-ция м/й ПГ по фазовой диаграмме.

Точка росы – температура, при которой с повышением Р в газе появляется первая капля жидкости.

Точка насыщения – температура, при которой происходит полный переход газа в жидкость.

Линия упругости пород – линия равновесного сосуществования газовой и жидкой фаз.

Газоконденсанный фактор – отношение дебита газа к дебиту жидкости.

1.Однокомпонентная система.

При изучении фазового состояния используют графики зависимости: Р и Т при V=const, V и Р при N=const.

С – критическая точка – разделяет газовую и жидкую фазу. Для однокомпонентной системы является точкой max давления и температуры при котором возможно одновременное существование двух фаз. Направо от С – линия точек росы; налево – линия точек насыщения.

В т. 1 выпадает первая капля жидкости

В т. 1 и 2 давления равны.

Т1<T2

2.Многокомпонентная система.

Т. С не является точкой max

Давление на забое скважины

а) Рзатр=Ру

б)

l - коэффициент гидравлического сопротивления труб

D – диаметр ОК.

Вопрос№21. Подготовка газа абсорбционным и адсорбционным способом. Технология. Абсорбенты. Десорбция.

Сорбция – поглощение вещества жидкостью или твердыми веществами.

Она делится на абсорбцию – это объемное поглощение вещества, и адсорбцию – поглощение жидкости твердыми телами.

К абсорбции относится десорбция(очистка сорбента в основном с пом. нагрева)

АБсорбционный методоснован на способности минеральных масел поглощать из природного газа преимущественно тяжелые УВ и отдавать их при нагревании. В качестве поглотителя используют соляровое масло, керосин и более тяжелые фракции самого добываемого конденсата.

Абсорбционные установки, полностью автоматизированные, обеспечивают достаточно полное извлечение конденсата из ПГ.

Абсорбенты для сушки должны обладать:

1) высокой растворимостью с водой

2) простатой регенерации

3) низкой вязкостью и упругостью пород

4) низкой коррозионной способностью

5) незначительной растворимостью к у\в

6) отсутствием способности к образованию пен и эмульсий.

Очистка природного газа от сероводорода и углекислого газа:

ПГ очищают от сероводорода сорбционными способами с использованием жидких и твердых поглотителей.

Абсорбц. методы очистки бывают:

- методы, в которых поглощение кислых компонентов происходит за счет их физического растворения

- методы, в которых поглощение происходит также засчет химической реакции.

К абсорбции относится десорбция–очистка сорбента в основном с пом. нагрева. Восстановление, регенирация сорбента, путем нагрева насыщ. сорбента до t=200-300.

АДсорбционный методоснован на избирательном свойстве твердых пористых веществ (адсорбентов) поглощать газы. С помощью адсорбционных установок кроме осушки газа улавливают конденсат у\в.

В качестве адсорбентов используют активированный уголь, изготовленный из твердых пород дерева и из косточек плодов некоторых фруктовых деревьев.

Адсорбционные методы извлечения конденсата отличаются прерывистостью процесса. Эти методы обеспечивают глубокое извлечение тяжелых у/в и примесей газа, например сероводорода.

При осушке газа твердыми поглотителями одновременно улавливаются пары тяжелых у/в, что затрудняет работу установки.

Применяют комбинированные системы, в которых одновременно происходят два процесса: осушка газа и выделение конденсата.

Требования к абсорбентам:

1) Высокая активность

2) Простота регенерации

3) Малое сопротивление потоку газа

4) Высокая механическая прочность

5) Химическая инертность

Вопрос№24.Подземное хранение газа (ПХГ). Преимущества и недостатки различных способов создания и эксплуатации ПХГ.

Компрессорные станции МГ.

Предназначены для повышения Р перекачки газа. Рабочая мощность компресс. станции зависит от диаметра и пропускной способности ГП. Для ГП большой пропускной способности оптим. степень сжатии невелика=1,4=1,5. В качестве газоперекач-х агрегатов примен-ся поршневые газо-мото-компрессоры или центробежные нагнетатели. На крупгых ГП шаг между компресс. станциями составляетс 80-110км. Все коммуникации компресс. станций выполняются подземно, кроме обвязки компрессорного цеха. Обвязка КУ должна обеспечивать независимый пуск и остановку каждой группы машин, независимый забор газа из любой нитки ГП и подачу его в другую нитку, а также подключение резервного агрегата к любой группе нагнетателей.

Вопрос№1. Классификация м/й УВ по их составу и свойствам.

Залежи делятся на:

1) пластовые;

2) массивные

3) литологически и тектонически экранированные

Наиболее распространенными являются пластовые сводовые залежи

Схема:

1 – кровля пласта

2 – подошва пласта

3 – газо-водяной контакт (ГВК)

4 – внутренний контур газоносности

5 – внешний контур газоносности.

Этаж газоносности – расстояние от ГВК до наивысшей точки газовой залежи.

Внешний и внутренний контур газоносности – пересечение ГВК с кровлей и подошвой пласта.

Стабильный конденсат – это жидкие у\в от пентана (С5) плюс более высококипящие, в н.у. представляющие собой жидкость.

Нестабильный (сырой) конденсат – конденсат, в котором также растворены более легкие, чем пентан у\в (С-С4).

Пористая среда пласта, аккумулирующая у\в, характеризуется коллекторскими свойствами, с учетом которых определяют наряду с запасами газа и нефти промышленную ценность залежи и продуктивность скважин.

Основные коллекторские свойства:

+Гранулометрический состав (ГС) – содержание в горной породе зерен различной крупности, выраженное в % от массы или количества зерен исследованного образца. Определяют его только в случае сыпучих пород.

+Пористость — это важнейшая емкостная характеристика породы-коллектора. Она предопределяет возможность накопления нефти, газа и воды в породах. Достоверность знания этой характеристики во многом определяет точность оценки запасов УВ в земной коре. Суммарный объем всех пустот в породе называют полной или абсолютной пористостью. Отношение суммарного объема пустот в породе (Vпор) ко всему объему породы (Vп) называется коэффициентом полной или абсо­лютной пористости (m_а), то есть

Доказано, что объем пор (пустот) в породе и величина ее ко­эффициента пористости зависят от ряда факторов, таких, как:

—форма и размеры частиц, слагающих породу, если частицы несферические;

—взаимное расположение этих частиц;

—давление (или глубина залегания породы);

—наличие (или отсутствие) цементирующего материала в породе и др.

Пустоты бывают открытые, то есть сообщающиеся между со­бой, и закрытые — изолированные друг от друга.

Для учета наличия в породе открытых пустот введено понятие открытой или эффективной пористости т₀

Коэффициентом открытой пористостиназывают отношение объ­ема V₀ пор, сообщающихся между собой, к объему породы V_п, то есть

Коэффициенты абсолютной и открытой пористости определяют в лабораторных условиях при исследовании кернов (образцов) гор­ных пород, поднятых на поверхность при бурении скважин.

+Проницаемость - способность породы пропускать через себя жидкости или газы под действием перепада давления. Различают абсолютную, эффективную и отно­сительную проницаемость. Проницаемость пористой среды при фильтрации через нее однородной жидкости или газа при условии, что поровое пространст­во породы заполнено только той же жидкостью или газом, называ­ют абсолютной проницаемостью.

Абсолютная проницаемость — это физическая характеристика породы, ее константа. Она характеризуется коэффициентом прони­цаемости и, который определяет по экспериментальным данным, пользуясь законом Дарси: ,

где Q — расход жидкости через образец породы, м³/с;

F — площадь поперечного сечения образца, м^г;

р — перепад давления, под действием которого через об­разец фильтруется жидкость, Па;

—динамическая вязкость жидкости, Па*с;

l — длина образца, м;

k— коэффициент проницаемости, м².

Фазовая проницаемость — это проницаемость горной породы для одной какой-либо фазы при наличии в породе многофазной системы.

Фазовая проницаемость породы для нефти или газа всег­да меньше абсолютной проницаемости

Отношение фазовой проницаемости к абсолютной называется относительной проницаемостью:

ü Под удельной поверхностьюпороды понимают суммарную поверхность порового пространства (включая все поры, трещины и каверны) в единице объема породы.

В зависимости от типа и состава породы число, выражающее поверхность ее порового пространства, в десятки, а иногда и в сотни тысяч раз больше числа, выражающего объем самой породы. От величины удельной поверхности зависят многие свойства горной породы — проницаемость, адсорбционная способность, содержание остаточной воды и др. Поэтому удельная поверхность является одной из важнейших характеристик горной породы. Для измерения ее величины - применяют различные методы основанные, в частности, на анализе гранулометрического состава породы, на измерении адсорбции, фильтрации разреженных газов

и др.

Класс-ция м/й УВ:

1)Газовые, которые насыщены легкими ув парафинового ряда, неконденсирующимися при уменьшении Рпл (содержание метана (СН4) 94-98%). Уренгойское.

2)Газоконденсатные –насыщены у\в парафинового ряда, в составе которых имеется достаточно большое количество у\в от пентана (С5+) и выше, конденсирующихся при изменении (снижении) Рпл (содержание метана 70-90%). Шебелинское, Ямбургское.

В однофазных ненасыщенных газоконденсатных м/р Рпл>Рнк. При разработке тяжелые ув начинают выпадать из газа в виде жидкости при достижение Рнк.

В однофазных насыщенных газоконденсатных м/р Рпл=Рнк.В таких м/р выпадение конденсата начинается сразу сводом их в разработку.

В двухфазных газоконденсатных м/р Рпл<Рнк. В таких м/р часть ув находиться в жидком сосоянии.При увеличении Рпл до Рнк эи м/р могут быь обращены в насыщенные или ненасыщенные.

3)Газонефтяные – имеют большую газовую шапку и нефтяную оторочку (содержание метана 30-50%). Коробковское.

4)Газоконденсатонефтяные –газоконденсатные месторождения с нефтяной оторочкой.

5)Газогидратные – содержат газ в твердом гидратном состоянии. Мессоянское.

М/р природ газа подразделяется на одно пластовые и многопластовые. Многопластовые – это м/р в которых газ. залежи расположены одна под другой.