Свойства и основные параметры природного газа и газоконденсатных смесей

Свойства и основные параметры природного газа и газоконденсатных смесей Природные горючие газы представляют собой многокомпонентные системы, состоящие из углеводородов гомологического ряда метана, ароматических и нафтеновых углеводородов, неуглеводородных компонентов (азота, двуокиси углерода, сероводорода, меркаптанов), инертных газов (аргона, гелия, криптона, ксенона), и, в редких случаях, ртути. Метан (СН4), этан (С2Н6), пропан (С3Н8), бутаны (нормальный бутан n-С4Н10 и изобутан i-С4Н10) при стандартных условиях представляют собой газ. Начиная с пентана (С5Н12) и выше, углеводороды при стандартных условиях находятся в жидком состоянии. 2.1 Состав и основные свойства компонентов природного газа 2.1.1 Состав природного газа Состав природного газа характеризуется содержанием в нем отдельных компонентов. Основным компонентом является метан, его содержание в газовых и газоконденсатных месторождениях доходит до 98 - 99 %. В пластовом газе содержание метана и его гомологов - предельных углеводородов нормального ряда и изомеров - обычно составляет более 85 %. В составе добываемого газа могут присутствовать и вводимые в поток газа метанол, соляная кислота. Основные свойства компонентов природного газа приведены в таблице 2.1. 30 Таблица 2.1 - Основные свойства компонентов природного газа и некоторых газов Предел взрываемости, % в смеси с Темперавоздухом тура кипения в жидком при атмосостоянии при давле- сферном при темперадавле- нижний верхний Т=293 ние, температура, К нии, К К МПа туре кипения Плотность при атмосферном давлении (0,10132 МПа), кг/м3 Компонент ОтносиМолеку- тельная Химилярная плотческая масса, ность формула при кг/кмоль по возТ=273 духу К Критические параметры: Компоненты природного газа Метан CH4 16,04 0,554 0,717 0,668 416 190,6 4,695 111,9 5,0 15,0 Этан C2H6 30,07 1,038 1,356 1,263 546 305,4 4,976 184,6 2,9 13,0 Пропан C3H8 44,09 1,522 2,010 1,872 585 369,8 4,333 230,9 2,1 9,5 Нормальный бутан n-C4H10 58,12 2,006 2,668 2,486 582 408,1 3,871 263,1 1,8 8,4 Изобутан i-C4H10 58,12 2,006 2,703 2,518 600 425,2 3,719 272,7 1,8 8,4 Нормальный пентан n-C5H12 72,15 2,491 3,457 3,221 625 469,7 3,435 301,0 1,4 8,3 Изопентан i-C5H12 72,15 2,491 3,457 3,221 637 460,4 3,448 309,3 1,4 8,3 Нормальный гексан Нормальный гептан Нормальный октан n-C6H14 86,18 2,975 3,845 3,583 664 507,4 3,072 341,9 1,2 7,7 n-C7H16 100,20 3,459 4,459 4,155 685 540,2 2,790 371,6 1,0 7,0 n-C8H18 114,22 3,943 5,030 4,687 704 568,8 2,535 398,9 - - Азот N2 28,02 0,967 1,250 1,165 - 126,3 3,465 77,4 - - Водород H2 2,02 0,069 0,090 0,084 - 33,3 1,325 20,0 74,2 - Гелий He 4,00 0,138 0,178 0,166 - 5,2 0,234 4,3 - - Ar 39,95 1,379 1,784 1,662 - 150,7 4,959 87,5 - - Сероводород H2S 34,08 1,176 1,539 1,434 - 373,6 9,185 211,4 45,5 - Двуокись углерода CO2 44,01 1,519 1,977 1,842 - 304,2 7,527 194,7 - - Водяной пар H2O 18,02 0,768 0,750 - - - 100,0 - - Ртуть Hg 200,59 13,595 13,546 - - - - - - Аргон Вещества, не входящие в состав пластового газа Воздух 28,96 1 1,293 1,205 - 132,4 13,240 78,8 - - Кислород O2 32,00 1,105 1,429 1,331 - 154,8 5,180 90,2 - - Окись углерода CO 28,01 0,967 1,250 1,165 - 132,9 3,568 81,7 74,2 - Составы газов некоторых месторождений Российской Федерации приведены в таблице 2.2. 31 Таблица 2.2 - Составы газов, об.% Месторождение Компонент Метан (CH4) Заполярное Уренгойское Вуктыль- Оренбург- Юбилей- Уренгойское Астра(сеноман) (сеноман) ское ское ное (неоком, БУ14) ханское 98,61 98,65 74,80 84,00 79,47 82,27 50,93 Этан (C2H6) 0,07 0,5 8,70 5,00 9,06 6,56 2,27 Пропан (C3H8) 0,02 следы 3,90 1,60 4,43 3,24 1,21 Бутан (C4H10) 0,01 – 1,80 0,70 1,64 1,49 1,29 0,01 _ 6,40 1,80 4,38 5,62 4,41 0,18 0,05 0,10 0,5-1,70 0,54 0,50 13,53 – – – 1,3-5,00 – – 26,09 1,10 0,8 4,30 3,5-4,90 0,48 0,32 0,27 Пентан + высшие (C5H12+в) Двуокись углерода (CO2) Сероводород (H2S) Азот (N2) Компонентный состав является основой для расчетного определения основных физических свойств природного газа, необходимых при обработке результатов исследований скважин. Для использования в расчетах при исследованиях скважин число компонентов ограничивается основными: метан, этан, пропан, нормальный и изобутан, сероводород, двуокись углерода, азот. Углеводороды метанового ряда, начиная с пентана и его изомеров, обычно объединяют в группу, обозначаемую C5H12+в. Сероводород и двуокись углерода относятся к кислым компонентам. Содержание отдельных компонентов выражается в мольных (объемных) или массовых долях либо процентах. Пересчет из объемных в массовые доли и обратно проводится по формулам: gi = (xi · Mi) / ∑ (xi · Mi); xi = (gi/ Mi) / ∑(gi/ Mi), (2.1) где xi - мольная доля i-го компонента; gi - массовая доля i-го компонента; Mi - молекулярная масса i-го компонента. Пример пересчета состава газа приведен в таблице 2.3. 32 Таблица 2.3 - Пересчет состава газа Пересчет в массовые доли Исходные данные Пересчет в объемные доли Молекулярная масса Mi, кг/кмоль Объемное содержание, % xi · Mi gi gi/ Mi xi Метан 16,04 98,610 15,817 0,9735 0,060693 0,9861 Этан 30,07 0,070 0,021 0,0013 0,000043 0,0007 Пропан 44,09 0,020 0,009 0,0005 0,000012 0,0002 Бутан 58,12 0,010 0,006 0,0004 0,000006 0,0001 Пентан Двуокись углерода Сероводород 72,15 0,010 0,007 0,0004 0,000006 0,0001 44,01 0,180 0,079 0,0049 0,000111 0,0018 Азот 28,02 1,100 0,308 0,0190 0,000677 0,0110 100 16,247 1,0000 0,061548 1,0000 Компонент 34,08 Итого Углеводородные компоненты с молекулярной массой более 72 кг/кмоль (начиная с пентана) составляют основную часть конденсата газового нестабильного (КГН) - жидкости, выделяющейся из пластового газа при снижении давления и/или температуры. Групповой углеводородный состав – это содержание основных классов углеводородов – метановых, нафтеновых и ароматических, а также смолистых соединений. Общие формулы классов углеводородов: - метановые (метан, этан, пропан, нормальный и изобутан и др.) – СnH2n+2, n≥ 1; - нафтеновые (циклопентан, циклогексан и др.)- СnH2n, n≥ 5; - ароматические (бензол, толуол и др.) - СnH2n-6, n≥ 6. Определение содержания отдельных компонентов, группового углеводородного состава проводится различными методами при лабораторных исследованиях проб газа и конденсата (глава 5). 2.1.2 Критические и приведенные параметры природного газа и его компонентов Характеристикой природного газа как газоконденсатной системы является критическое состояние - предельное состояние равновесия двухфазных систем (газ, 33 конденсат), в котором обе сосуществующие фазы становятся тождественными по своим свойствам, граница раздела фаз отсутствует. Параметры газа (давление, температура, плотность и другие), соответствующие критическому состоянию, называются критическими и широко используются для расчетов свойств природного газа или отдельных его компонентов. Определение критических параметров природного газа (критических давления Pкр, температуры Tкр, коэффициента сверхсжимаемости zкр) проводится экспериментально на установках PVT. Если экспериментальное определение критических параметров не проводилось, используются различные способы оценки псевдокритических параметров, прежде всего псевдокритических давления Pп.кр и температуры Tп.кр. При решении задач, не требующих высокой точности, псевдокритические параметры могут быть оценены по формулам: Рп.кр=4,903–0,0169·М Тп.кр=125+4,316·М (2.2) где Рп.кр- псевдокритическое давление, МПа; Тп.кр- псевдокритическая температура, К; М – молекулярная масса природного газа, кг/кмоль. Например, для газа, имеющего среднюю молекулярную массу 24,5 кг/кмоль, значения псевдокритических параметров составят соответственно: Рп.кр= 4,49 МПа и Тп.кр= 231 К. Предварительная оценка псевдокритических давления (Рп.кр) и температуры (Тп.кр) при известной относительной плотности газа и неизвестном его составе может быть выполнена графическим способом (рисунок 2.1). На практике при известном компонентном составе псевдокритические параметры природного газа (давление, температура и т.д.) рассчитываются исходя из значений критических параметров отдельных компонентов по формулам: Рп.кр =∑xi·Ркр.i ; Тп.кр =∑xi·Ткр.i; (2.3) где xi – мольная доля i-го компонента в газе; Ркр.i, Ткр.i – критические давление (МПа) и температура (К) i-го компонента в смеси (таблица 2.1). Пример расчета псевдокритических параметров приводится в таблице 2.4. 34 Рк, МПа Тк, К 4,8 290 4,7 270 4,6 250 4,5 230 4,4 210 4,3 190 4,2 170 4,1 1 2 3 4 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1,0 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 ρотн Рисунок 2.1 – Зависимости псевдокритических давления (кривые 1 и 2) и температуры (кривые 3 и 4) от относительной плотности («сухой» газ – кривые 1 и 3; газоконденсатная смесь – кривые 2 и 4) Таблица 2.4 – Пример расчета псевдокритических давления и температуры Ркр, МПа Ткр, К Рп.кр, МПа Тп.кр, К CH4 Содержание, мольная доля, % 74,1 4,695 190,55 3,479 141,2 C2H6 7,48 4,976 306,43 0,372 22,9 C3H8 3,37 4,333 369,82 0,146 12,5 i-C4H10 0,76 3,719 408,13 0,028 3,1 n-C4H10 1,68 3,871 425,16 0,065 7,1 i-C5H12 0,57 3,448 460,39 0,020 2,6 n-C5H12 0,32 3,435 469,65 0,011 1,5 C6H14 0,63 3,072 507,35 0,019 3,2 N2 6,09 3,465 126,26 0,211 7,7 H2S 2,00 9,185 373,60 0,184 7,5 CO2 3,00 7,527 304,20 0,226 9,1 Σ 100 4,761 218,4 Компонент Критические параметры Псевдокритические параметры 35 Для задач, требующих повышенной точности, применяются формулы, приводимые в Методической части Инструкции, или реализующие их компьютерные программы. Отношения соответствующих параметров к их критическим значениям называются приведенными параметрами и определяются по формулам: Рпр =Р/Ркр ; Тпр =Т/Ткр (2.4) Например, для приведенного выше состава при пластовых условиях давлении 25 МПа и температуре 323 К приведенные параметры составят: Рпр = 5,25 и Тпр = 1,48. 2.1.3 Свойства неагрессивных компонентов природного газа Метан - насыщенный углеводород, бесцветный горючий газ без запаха; температура кипения - минус 164,5 °С; температура плавления - минус 182,5 °С; плотность по отношению к воздуху 0,554 (при температуре 20 °С); горит почти бесцветным пламенем, теплота сгорания 50,08 МДж/кг (11954 ккал/кг). Это основной компонент природных (77 - 99% по объему), попутных нефтяных (31-90%) и рудничного газов (34-40%). С воздухом метан образует взрывоопасные смеси. При содержании в воздухе до 5-6% горит около источника тепла (температура воспламенения 650-750°С), от 5-6% до 14-16% взрывается, свыше 16% может гореть при притоке кислорода извне; снижение при этом его концентрации может привести к взрыву. Кроме того, значительное увеличение концентрации метана в воздухе бывает причиной удушья. Этан - насыщенный углеводород; бесцветный горючий газ, без запаха, температура плавления - минус 183,27°С, температура кипения - минус 88,63°С; пределы взрывоопасных концентраций с воздухом 3-12% (по объему). Пропан - насыщенный углеводород; бесцветный горючий газ, без запаха; температура плавления - минус 87,7°С, температура кипения - минус 42,1°С; пределы взрываемости в смеси с воздухом 2,1-9,5% (по объему). Азот - химический элемент V группы периодической системы Менделеева, атомная масса 14,0067; бесцветный инертный газ, не имеющий запаха и вкуса. 36 Гелий - химический элемент VIII группы периодической системы Менделеева, относится к инертным газам; атомная масса 4,0026; газ без цвета и запаха. Свойства содержащихся в природном газе вредных и агрессивных компонентов (веществ) излагаются ниже, в главе 7 (п. 7.2). 2.2 Физические свойства газа Ниже приводятся основные свойства и количественные характеристики газа, используемые при планировании и обработке результатов исследований скважин. В отдельных случаях при предварительной оценке условий в пласте и скважине проводят оценку тепловых свойств газа, фазового поведения газоконденсатной смеси, свойств воды и технологических жидкостей. Эти характеристики и способы их определения приведены в Методической части Инструкции. 2.2.1 Плотность Плотность газа - физическая величина, определяемая его массой в единице объема. Для измерения плотности газа применяют плотномеры, пикнометры, гидростатическое взвешивание (ГОСТ 11723—66. Пикнометры для определения плотности газа). Плотность газа при стандартных условиях может быть определена по формуле: ρст = М/Vст (2.5) где ρст - плотность газа, кг/м3; М  молекулярная масса газа, кг/кмоль; Vст - объем одного киломоля газа в стандартных условиях (принимается равным 24,04), м3/кмоль. Значения молекулярной массы отдельных компонентов приведены выше (таблица 2.1), и для практических целей при исследовании скважин могут использоваться для расчета плотности отдельных компонентов по формуле (2.5). При известном составе плотность газа в стандартных условиях ρст рассчитывается по формуле: ρст =∑ ρст.i · xi ; ρст.i =Мi/24,04 (2.6) 37 где xi - объемная доля i-го компонента, доли ед.; ρст.i - плотность i-го компонента газа, кг/м3; Мi  молекулярная масса i-го компонента газа, кг/кмоль. В таблице 2.5 приведен пример расчета плотности пластового газа, приведенной к стандартным условиям. Таблица 2.5 – Пример расчета плотности пластового газа Компонент Молекулярная масса, кг/кмоль Содержание, объемная доля, % Объемная доля xi, доли ед. Плотность ρi, 3 кг/м ρi · xi, 3 кг/м Метан 16,04 82,27 0,8227 0,667 0,5487 Этан 30,07 6,56 0,0656 1,251 0,0821 Пропан 44,09 3,24 0,0324 1,834 0,0594 Бутан Пентан + высшие Двуокись углерода Сероводород 58,12 1,49 0,0149 2,418 0,0360 120 5,62 0,0562 4,992 0,2806 44,01 0,50 0,0050 1,831 0,0092 34,08 отсутствует отсутствует 1,418 0,0000 Азот 28,02 0,32 0,0032 1,166 0,0037 100 1,0 Итого 1,0197 Плотность газов зависит от состава, давления, температуры. При заданных давлении P и температуре T плотность ρ(P,T) рассчитывается исходя из известной плотности при стандартных условиях по формуле: ρ=ρст·P·Tст/(Pст·z·T) (2.7) где ρст  плотность газа при стандартных условиях; кг/м3; Tст  стандартная температура, К; Рст  стандартное (атмосферное) давление, МПа; z  коэффициент сверхсжимаемости газа при заданных давлении P и температуре T. Расчет по компонентному составу не учитывает присутствие в природном газе водяных паров. Отличие плотности расчетной от плотности влажного газа обычно не превышает 1 %. Для более точного определения плотности в конкретных условиях можно использовать способы, приведенные в Методической части Инструкции. 38 Плотность газоконденсатной смеси ρсм в стандартных условиях при неизвестном компонентном составе можно оценить по формуле: ρсм = ρг·Qг+ ρк·Qк Qг+ α· Qк (2.8) где ρг - плотность газа сепарации, кг/м3; ρк – плотность конденсата газового стабильного, кг/м3; Qг - дебит газа, м3/сут; Qк – дебит конденсата газового стабильного, м3/сут; α – кажущийся объемный коэффициент конденсата, определяемый по формуле: α = 24,04∙ρк/Мк (2.9) где Мк – молекулярная масса конденсата, кг/кмоль. Например, при значении плотности конденсата газового стабильного 740 кг/м 3 и его молекулярной массе 149 кг/кмоль кажущийся объемный коэффициент конденсата α будет равен 119,2. Если при исследовании скважины измерен дебит газа сепарации - 200 тыс. м3/сут, конденсата газового стабильного - 60 м3/сут, известна плотность газа сепарации (приведенная к стандартным условиям) - 0,723 кг/м3, плотность добываемой газоконденсатной смеси в стандартных условиях оценочно составит: ρсм=(0,723·200·103+740·60)/(200·103+119,2·60)=0,912 кг/м3. В практике расчетов часто используется относительная плотность газа по воздуху ρотн, равная отношению плотности газа ρг при стандартных условиях к плотности воздуха ρвозд при тех же условиях: ρотн=ρг/ρвозд (2.10) При стандартных условиях плотность воздуха ρвозд равна 1,205 кг/м3 (таблица 2.1). 39 Учитывая то, что объемы газа и воздуха при стандартных условиях равны, относительную плотность газа по воздуху можно также рассчитать по формуле: ρотн =М/28,96 (2.11) где М - молекулярная масса газа, кг/кмоль; 28,96 - молекулярная масса воздуха, кг/кмоль. 2.2.2 Сжимаемость Сжимаемость газа - свойство газа изменять объем под действием давления или при изменении температуры. Для характеристики сжимаемости газа используют коэффициент сверхсжимаемости z (сжимаемости, z-фактор) газа. Это отношение объема газа V при заданных значениях давления Р и температуры Т к объему этого газа Vид, определенному при идентичных термобарических условиях по законам идеального газа. Коэффициент z характеризует отклонение объема реального газа от объема идеального газа. С учетом z уравнение состояния реального природного газа записывается в виде: Р∙ V=z∙n∙R∙Т (2.12) где Р – давление, Па; V - объем газа, м3; n – количество газа, моль; R - универсальная газовая постоянная, выражает работу одного моля газа при повышении его температуры на один градус и в системе СИ имеет размерность Дж/кмоль∙К (8,314472 м2 ∙кг∙с-2∙К-1∙Моль-1); Т - температура газа, К. Величина коэффициента z зависит от состава газа, давления, температуры. Для газов конкретных месторождений поведение коэффициента z может быть определено экспериментально путем проведения лабораторных исследований на 40 установках PVT. Для расчетов давлений и дебита газа при исследованиях скважин в этом случае используются аппроксимирующие формулы, полученные в результате обработки экспериментов на установке PVT. При отсутствии экспериментальных данных величина z может быть определена графическим и аналитическим (расчетным) способами. Наиболее простым способом является графический. Для природных газов, содержащих не более 2 % мольных углеводородов С5+, 2 % мольных ароматических углеводородов и 5 % мольных полярных и кислых компонентов, используется графическая зависимость z от приведенного давления Рпр и приведенной температуры Тпр (рисунок 2.2). Например, для газа с составом, приведенным выше в таблице 2.4, при пластовых условиях - давлении 25 МПа и температуре 323 К приведенные параметры составят Рпр = 5,25 и Тпр = 1,48, и по графику (рисунок 2.2) величина z равна 0,82. Для газов с повышенным содержанием углеводородов С5H12+в, неуглеводородных компонентов и полярных веществ используются более точные приемы определения z (формулы и графики) с учетом полярности отдельных компонентов, приведенные в Методической части Инструкции. 41 Рисунок 2.2 – Зависимость коэффициента сверхсжимаемости z природного газа от приведенных давления и температуры. 42 2.2.3 Вязкость Вязкость - свойство жидкостей и газов оказывать сопротивление перемещению одной их части относительно другой при разных видах деформаций. Количественно характеризуется коэффициентом динамической вязкости. Для конкретных условий коэффициент динамической вязкости может быть определен экспериментально в лабораторных условиях. Однако при проведении и обработке результатов исследований скважин используются расчетные способы определения этих коэффициентов. Вязкость газа (коэффициент динамической вязкости) зависит от давления, температуры и состава газа. На практике вязкость μ рассчитывается по формуле: μ(P,T) = μст(T) · μпр (2.13) где μ(P,T) - вязкость газа при давлении P и температуре T, мПа·с; μст(T) - вязкость газа при стандартном давлении, мПа·с; μпр - приведенная вязкость (отношение вязкостей при заданном и стандартном давлениях). Вязкость газа при стандартном давлении μст(T) для конкретной температуры T и известной относительной плотности газа ρотн определяется по графику (рисунок 2.3). При известном содержании неуглеводородных компонентов - сероводорода, азота, двуокиси углерода - из получаемой по графику величины вязкости при стандартном давлении вычитаются соответствующие поправки. На рисунке 2.4 приведены зависимости для определения приведенной вязкости μпр природных газов при различных давлениях и температурах. Например, для газа состава, приведенного в таблице 2.4, по графику (рисунок 2.3) вязкость при стандартном давлении без учета поправок равна 0,0106 мПа·с. С учетом поправок на содержание сероводорода (0,0001 мПа·с), азота (0,0005 мПа·с), двуокиси углерода (0,0002 мПа·с) эта величина составит 0,0098 мПа·с. Для пластовых условий (давление 25 МПа и температура 323 К, приведенные параметры Рпр = 5,25 и Тпр = 1,48) по графику (рисунок 2.4) величина μпр равна 2,3, а вязкость 0,0225 мПа·с. 43 (а) μ ат , мПа·с 0,015 Т=150 оС 0,0125 130 110 90 70 0,01 50 30 10 0,0075 0,5 0,6 0,7 0,8 0,9 1 1,1 1,2 1,3 1,4 1,5 ρотн (в) (г) 0,002 0,002 0,002 0,00175 0,00175 0,00175 0,0015 0,0015 0,00125 ρ=1,5 0,001 0,00075 1,0 0,0005 0,6 0,00025 ρ=1,5 1,0 0,00125 0,6 0,001 0,00075 5 10 15 H2S , об.% 0,00125 1,0 0,001 0,6 0,00075 0,0005 0,0005 0,00025 0,00025 ρ=1,5 0,0015 Поправки Поправки Поправки (б) 5 10 15 5 10 N2 , об.% 15 CO2 , об.% Рисунок 2.3 – Зависимость вязкости углеводородных газов при стандартном (атмосферном) давлении μст от их относительной плотности по воздуху (а) и поправки на величину вязкости газов, содержащих H2S (б), N2 (в), CO2 (г) 44 Рисунок 2.4 – Зависимость приведенной вязкости μпр от приведенных давления и температуры 2.2.4 Дросселирование. Эффект Джоуля - Томсона Дросселирование – расширение газа в процессе его прохождения через сужающие устройства (диафрагмы, сопла, штуцеры, вентили, краны, сужения труб), сопровождающееся изменением температуры, вызванным затратой энергии на преодоление внутренних молекулярных сил взаимного притяжения и отталкивания. Изменение температуры газа при его расширении называется дроссель-эффектом. Количественно дроссель-эффект характеризуется коэффициентом Джоуля-Томсона - отношением изменения температуры к изменению давления: Di = ∆T/∆P (2.14) где Di - коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа (°С/МПа); ∆T - изменение температуры, К (°С); ∆P - изменение давления, МПа. 45 Коэффициент Джоуля-Томсона зависит от состава газа, давления и температуры, изменяется в широких пределах и может иметь положительный и отрицательный знак. Для природных газов при температурах и давлениях, встречающихся на практике, дросселирование практически всегда сопровождается охлаждением газа. Значение коэффициента Джоуля-Томсона может быть определено экспериментально и расчетным путем. Для оценки изменения температуры в процессе проведения исследований скважин может быть использована номограмма (рисунок 2.5), построенная для метана. Для определения величины температуры газа после дросселя на графике находят точку с координатами, соответствующими давлению Р1 и температуре Т1 до дросселя. От этой точки проводят линию параллельно ближайшей кривой до заданного после дросселя давления Р2 и определяют Т2. Например, при проведении исследований планируется снижение давления на дросселе (штуцере) с 11 МПа до 4 МПа, температура газа до штуцера оценена 50°С (323 К). С использованием номограммы (рисунок 2.5) получаем, что температура после штуцера может снизиться до 28 °С (301 К). 46 Рисунок 2.5 – Номограмма для определения интегрального дроссель-эффекта метана Для проведения расчетов используются различные аналитические (расчетные и графические) способы определения коэффициента Джоуля-Томсона, приведенные в Методической части Инструкции. 2.2.5 Влагосодержание В пластовых условиях газ насыщен парами воды. Количественно наличие в газе воды в виде водяного пара характеризуется влагосодержанием - отношением массы водяных паров к объему газа, приведенному к стандартным условиям. Влагосодержание газа W зависит от состава газа, давления, температуры и физико-химических свойств воды, с которой газ находится в термодинамическом равновесии. 47 Для оценки влагосодержания газа может быть использован график, построенный для природного газа с относительной плотностью 0,6 (рисунок 2.6). Например, при исследовании скважин газовой залежи с начальным пластовым давлением 25 МПа при температуре 50°С (323 К) влагосодержание оценивается величиной 0,92 кг/1000 м3. 800 600 400 W0,6, кг/1000 м3 200 100 80 60 40 0,1 0,2 20 10 8 6 4 0,3 0,4 0,6 1,0 1,5 2,0 5,1 3,0 10,1 30,4 50,7 70,9 2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,1 0,08 0,06 0,04 0,02 0,01 -50 -40 -20 20 40 60 80 100 120 140 180 T, оС Рисунок 2.6 – Зависимость влагосодержания природного газа W 0,6 с относительной плотностью ρотн=0,6 от давления и температуры 48 Для более точной оценки влагосодержания с учетом состава газа, наличия сероводорода и двуокиси углерода, повышающих влагосодержание, солености воды, в контакте с которой находится газ в пласте, предложены различные способы, приведенные в Методической части Инструкции. 2.3 Фазовое состояние природных углеводородных систем В зависимости от термобарических условий и состава природные газы находятся в однофазном или двухфазном состоянии. При изменении термобарических условий (снижении давления и температуры) происходят фазовые переходы, что приводит к образованию жидкой фазы из газообразной и газообразной фазы из жидкой фазы. Фазовое состояние природных углеводородных смесей в системе “давлениетемпература” показано на рисунке 2.7. Рисунок 2.7 – Фазовое состояние природных углеводородных систем в координатах PиТ Обычно аналогичная диаграмма для индивидуального углеводорода (компонента природного газа) характеризуется кривой испарения, показанной на рисунке 2.7 линией I – I. Ниже существует только паровая, а выше – только жидкая 49 фаза. Конечная точка К на кривой является критической. Эта точка характеризует максимальную температуру Тк, при которой существует граница раздела фаз. На этой точке средняя молекулярная кинетическая энергия становится равной потенциальной энергии притяжения молекул. При превышении этой температуры вся жидкость переходит в газовую фазу. В отличие от чистых углеводородов на фазовой диаграмме смеси существует область двухфазного состояния внутри кривой NCрFCкBCтM. Смесь находится в однофазном жидком состоянии в области выше и левее линии NCpFCк и в однофазном газовом состоянии ниже и правее линии CкBCтM. Области существования двухфазного и однофазного жидкого состояния разделяет кривая точек NCрFCк, а однофазного газового состояния – кривая точек МСтВСк. Эти кривые сходятся в критической точке Ск. Давление и температура, соответствующие этой точке, являются критическими. Критическая точка фазовой диаграммы многокомпонентной системы не является точкой максимальных давления и температуры, при которых еще возможно сосуществование в равновесии двух фаз. Такими точками на диаграмме смеси являются Ср – максимальное давление и Ст – максимальная температура. Заштрихованные области на фазовой диаграмме – это ретроградные зоны, в которых конденсация и испарение системы происходят в направлении, обратном фазовым изменениям чистого вещества – отдельного компонента газа. При изотермическом повышении давления происходит испарение жидкой фазы, а при изобарном повышении температуры – конденсация паровой фазы. Ширина двухфазной области и расположение критической точки на диаграмме и точек максимального давления Ср и максимальной температуры Ст зависят от состава смеси. Для газовых («перегретых») месторождений точка, соответствующая начальным значениям пластового давления и температуры, находится правее точки максимальной температуры Ст. Поэтому при разработке таких месторождений, при снижении пластового давления, конденсат в пласте не выпадает. Для месторождения, начальные пластовые термобарические условия которых соответствуют точке А, природная газоконденсатная смесь находится в недонасыщенном состоянии (недонасыщенное газоконденсатное месторождение). При разработке такого месторождения по мере снижения давления (изотермический процесс) в точке В (см. рисунок 2.7, линия АВ) в пласте появится жидкая фаза. Давление в этой точке – давление начала конденсации. 50 Пластовая смесь, в начальном состоянии характеризующаяся условиями точки В, является насыщенной (насыщенные газоконденсатные залежи). Отметим, что пластовые углеводородные системы, точки которых попадают в область левее точки Ск и находятся выше кривой NCрFCк (см. рисунок 2.7), относятся к нефтяным системам. Например, для месторождения по результатам газоконденсатных исследований получено значение давления начала конденсации – 40 МПа при пластовой температуре 107°С (380 К). Начальное пластовое давление – 61 МПа. Следовательно, пластовая газоконденсатная смесь является недонасыщенной. Для другой залежи с давлением начала конденсации 31 МПа при пластовой температуре 85°С (358 К), соответствие его начальному пластовому давлению позволяет отнести ее к насыщенным. Фазовое поведение пластовых углеводородных систем существенно влияет на технику, технологию и методику исследования и обработки полученных результатов. Давление и температура, при которых происходит фильтрация смеси в пласте и ее движение в стволе скважины и промысловых сооружениях, соответствуют области существования газоконденсатной смеси в двухфазном состоянии, в том числе и в ретроградной зоне (заштрихованная область на рисунке 2.7). Для оценки фазового состояния и условий выпадения конденсата при снижении давления или температуры используются лабораторные исследования рекомбинированных проб пластовой смеси на установках фазовых равновесий (PVT) - глава 5. При исследовании скважин забойное давление может оказаться ниже давления начала конденсации пластовой смеси, что приведет к выделению и накоплению в призабойной зоне жидкой фазы (конденсата). 2.4 Гидраты природного газа Природный газ в соединении с водой, при определенных условиях, образует гидраты - твердые кристаллические соединения. Образование гидратов в призабойной зоне, стволе скважины и наземных коммуникациях осложняет процесс исследования скважины. При умеренных давлениях (до 10 – 30 МПа), характерных 51 для промысловых систем, гидраты природных газов могут существовать вплоть до положительных температур 20 – 25 °С. Условия (давление, температура) гидратообразования зависят от состава газа. Для оценки условий образования гидратов газов конкретных месторождений используются экспериментальные и аналитические методы. На стадии планирования исследования скважины условия образования гидратов могут быть оценены по графику (рисунок 2.8), область существования гидратов – левее и выше линии, соответствующей относительной плотности газа. Например, для газа с относительной плотностью 0,6 при давлении на устье 8 МПа равновесная температура газа температура при гидратообразования исследовании ожидается составит ниже 17 °С, 17 °С. Если необходимо предусматривать меры по предупреждению образования гидратов. Для газов конкретных месторождений следует применять более точные расчеты условий гидратообразующих гидратообразования, компонентов, с методами учетом и содержания способами, отдельных приведенными в Методической части Инструкции. 52 P, МПа 100 50 10 CH4 5 ρотн=1,0 0,9 0,8 0,7 1 0,6 0,5 0,1 -5 5 10 15 20 25 30 о T, С Рисунок 2.8 – Условия гидратообразования природных газов различной относительной плотности 53