ЛБ_3_Состояние_газов_в _пласте

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
«ЮГОРСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
Институт природопользования
Кафедра геологии
Методические указания к лабораторной работе №3
«СОСТОЯНИЕ НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ В ПЛАСТОВЫХ УСЛОВИЯХ»
г. Ханты-Мансийск
2015 г.
1. Состояние нефтяных газов в пластовых условиях
В пластовых условиях газы в зависимости от их состава, давления и
температуры (термобарического режима в пласте) могут находиться в
различных агрегатных состояниях – газообразном, жидком, в виде
газожидкостных смесей.
Природные газы, добываемые из газовых, газоконденсатных и нефтяных
месторождений, состоят из углеводородов (УВ) метанового ряда СН4-С4Н10:
метана, этана, пропана, изобутана и н-бутана, а также неуглеводородных
компонентов: H2S, N2, CO, CO2, H2, Ar, He, Kr, Xe и других.
Уравнение состояния Клапейрона–Менделеева справедливо для
идеального газа и для нефтяных систем работает в области давлений,
близких к атмосферному. При давлениях Р > 10 атм нефтяной газ из
идеальной системы переходит в неидеальную и описывается уравнением
Клайперона-Менделеева с коэффициентом сжимаемости z, который
учитывает отклонение реальных газов от законов сжатия и расширения
идеальных газов.
Ниже записано уравнение состояния смеси газов в пластовых условиях,
выраженное через мольные доли компонентов:
n
n
i 1
i 1
P  V   Ni  Ri  T  P  V  z   NiRi  T .
Коэффициент сжимаемости газа z функционально зависит от
приведенных давлений и температур, z = f (Tприв, Рприв).
С приближением давления и температуры к их критическим значениям
свойства газовой и жидких фаз становятся одинаковыми, поверхность
раздела между ними исчезает и плотности их уравниваются.
Критическая температура (Ткр) – максимальная температура, при
которой свойства газовой и жидкой фаз находятся в равновесии.
Критическое давление (Ркр) – давление паров вещества при
критической температуре.
Среднекритические (псевдокритические) параметры смеси газов
определяются по правилу аддитивности:
Рср .кр  ( N i  Piкк ) ,
Тср.кр  ( N i  Ti .кр ) .
Приведенными параметрами смеси газов называются безразмерные
величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры
состояния газа: температура, давление, объем, плотность и другие больше
или меньше среднекритических.
Р прив  Р пл Р ср .кр ,
Тприв  Тпл Тср .кр .
В соответствии с законом Авогадро один моль газа занимает объем при
нормальных условиях 22,414 л, а при стандартных условиях 24,055л.
Нормальным условиям (н.у.) соответствуют абсолютная температура
273,15 К и абсолютное давление 0,1 МПа.
Стандартным условиям (с.у.) соответствуют температура 20°С (293,15
К) и абсолютное давление 0,1 МПа.
Объем газа в пластовых условиях определяется из соотношения
Бойля-Мариотта:
Vo  Po Vпл  Pпл
,

To
Tпл
Vпл 
Vпл 
Vо  Р о  Tпл
,
То  Р пл
z  Vо  Р о  (273,15  t пл )
.
273,15 Р пл
Объемный коэффициент газа оценивается отношением объема газа в
пластовых условиях к объему, занимаемому газом при н.у.:
b
b
Vпл
T Р
 z пл о ,
Vo
Р пл  Т о
Vпл z  Р о  (273,15 t пл )

.
Vо
273,15 Р пл
Задание 1.
Для известного состава газа найти:
- коэффициент сжимаемости (z),
- объем газа в пластовых условиях (Vпл, м3),
- объемный коэффициент b для пластовых условий (Рпл, атм; tпл, °С) при
первоначальном объеме (Vо, м3).
Исходные данные представлены в таблицах 1, 2.
Таблица 1.
Критические параметры основных компонентов природных газов
Компонент
СН4
С2H6
C3H8
i-C4H10
n-C4H10
i-C5H12
n-C5H12
C6H12
Ткр,
К
191
305
370
407
425
461
470
508
Pкр,
атм
47,32
49,78
43,38
38,25
38,74
33,89
34,1
30,52
Таблица 2.
Содержание компонентов в смеси (Ni, %)
Параметр
Вариант
6
7
1
2
3
4
5
8
9
10
11
12
CH4
84,2
92,1
93,1
89,6
89,3
86,4
89,5
90,2
92,6
94,3
95,0
92,6
C2H6
11,5
3,7
2,9
7
6,9
9,1
7,2
5,5
4,2
2,4
0,9
4,4
C3H8
3,2
2,8
3,1
2,6
2,8
2,9
1,7
3,1
1,9
2,4
2,6
1,9
i-C4H10
0,7
0,9
0,3
0,6
0,7
0,9
0,7
0,9
0,4
0,2
0,9
0,6
n-C4H10
0,4
0,5
0,6
0,2
0,3
0,7
0,9
0,3
0,9
0,7
0,6
0,5
Vo
1500
3000
2200
4000
1200
1800
2000
1400
1800
2000
2200
3000
Pпл
220
310
280
300
180
240
260
280
300
280
280
310
tпл
42
48
56
65
53
64
54
55
62
63
63
48
Рис. 1. Графики зависимости коэффициента сверхсжимаемости Z углеводородного газа
от приведенных псевдокритических давления Рпр и температуры Тпр (по Г.Г. Брауну).
Шифр кривых – значения Тпр
2. Растворимость углеводородных газов
Специальными исследованиями установлено, что растворимость
природного газа в пресной воде зависит от температуры и давления.
Растворимость (м3/м3) определяется количеством газа, растворяющегося в
одном кубическом метре воды при стандартных условиях (tст=20○С,
Рст=1атм).
В пластовых условиях растворимость природного газа в воде, кроме
давления и температуры, зависит еще и от степени минерализации воды. В
минерализованной пластовой воде газ имеет меньшую растворимость, чем в
пресной воде при тех же давлениях и температурах.
Для оценки растворимости углеводородных газов в пластовых водах
(рt) можно пользоваться следующей зависимостью:
 рт    (1  M  k ) ,
где
рt – растворимость природного газа в пластовой воде, м3/м3;
 – растворимость газа в пресной воде, м3/м3;
М – минерализация пластовой воды, %;
k – поправочный температурный коэффициент, доли ед.
Зависимость растворимости природного газа в пресной воде от
температуры при различных давлениях представлена на рис. 2. Поправочный
температурный коэффициент k (табл. 3) рассчитать методом линейной
интерполяции.
Таблица 3.
Значения поправочных коэффициентов на минерализацию
в зависимости от температуры
Температура,
t, оС
20
23
28
33
38
43
48
52
58
63
66
Поправочный
коэффициент, k,
доли ед.
0,0910
0,0882
0,0834
0,0787
0,074
0,0697
0,0654
0,062
0,0567
0,0526
0,050
Температура,
t, оС
72
78
83
88
93
98
103
108
112
117
121
Поправочный
коэффициент, k,
доли ед.
0,0487
0,0473
0,0462
0,0451
0,044
0,0420
0,0401
0,0381
0,0365
0,0346
0,033
Рис.2. Зависимость растворимости природного газа в пресной воде
от температуры при различных давлениях
Задание 2.
Найти зависимости растворимости углеводородных газов в пластовой
воде от температуры (ti) и давления (Pi): Рt = f (t), Рt = f (P) при постоянной
минерализации (М, %). Исходные данные представлены в таблице 4.
Таблица 4.
Исходные данные температуры, давления и минерализации
Пара
метр
Вариант
1
t1
40
t2
60
t3
100
Р1
40
3
50
Рсоnst
65
Рсоnst
70
80
Р3
105
70
140
3,3
Рсоnst
105
100
140
175
3,4
Рсоnst
140
80
Рсоnst
70
100
140
Рсоnst
105
60
tсоnst
70
120
200
2,9
90
110
50
tсоnst
60
70
2,8
70
110
35
tсоnst
70
6
50
110
35
tсоnst
100
5
40
110
35
60
4
60
110
tсоnst
70
Р2
М
2
140
tсоnst
60
175
2,8
3,4
Продолжение таблицы 4.
Пара
метр
Вариант
7
8
9
t2
100
t3
110
110
115
100
90
90
Р1
35
35
70
35
40
35
Р2
140
Р3
215
tсоnst
80
80
210
Рсоnst
120
tсоnst
60
280
3,5
105
50
12
60
Рсоnst
140
50
11
t1
М
40
10
Рсоnst
160
tсоnst
65
105
200
2,9
80
50
Рсоnst
180
tсоnst
75
140
200
3,2
80
190
40
Рсоnst
165
tсоnst
60
280
3,6
60
Рсоnst
150
tсоnst
70
180
280
3,8
3,2