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