основы нефтегазового дела контрольная работа. ОНГД 5 вар. готово. Содержание Общие теоретические вопросы 4

• Название: Содержание Общие теоретические вопросы 4
• Анкор: основы нефтегазового дела контрольная работа
• Дата: 10.03.2023
• Размер: 0.7 Mb.
• Имя файла: ОНГД 5 вар. готово.doc
• Тип: Документы; #979738
• страница: 7 из 7

3.1.1 Состав и классификация природных газов

Природные газы, добываемые из чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений, состоят из углеводородов гомоло­гического ряда метана с общей формулой С_nН_2n+2. а также неугле­водородных компонентов: азота (N₂), углекислого газа (СО₂), се­роводорода (H₂S), благородных (инертных) газов (гелия, аргона, криптона, ксенона), ртути.

 Число углеродных атомов в молекуле углеводородов п может достигать 17–40.

Метан (СН₄), этан (С₂Н₆) и этилен (С₂Н₄) при нормальных ус­ловиях (р= 0,1 МПа и Т = 273 К) являются реальными газами.

Пропан (С₃Н₈), пропилен (С₃Н₆), изобутан (i-C₄H₁₀), нормальный бутан (п-С₄Н₁₀) бутилены (С₄Н₈) при атмосферных условиях нахо­дятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенных давлениях–в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжиженных) углеводородных газов.

Углеводороды, начиная с изопентана (i-C₅H₁₂), при атмосферных условиях нахо­дятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фрак­ции. Их называют углеводородным конденсатом. Углеводороды, в молекулу которых входит 18 и более атомов углерода (от С₁₈Н₃₈), расположенных в одну цепочку, при атмо­сферных условиях находятся в твердом состоянии.

Природные газы классифицируют по  трем группам:

1)    Газы, добываемые из чисто газовых месторождений.

2)    Газы, добываемые вместе с нефтью (попутные газы).

3)    Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений.

Газовыми и газоконденсатными месторождениями являются месторождения, которые находятся в пластовых условиях в однофазном состоянии.   Нефтяными являются залежи, в которых объем нефтяной части залежи больше объема газовой шапки и составляет более 0,75. Газонефтяные 0,5-0,75.  Нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (НГКМ), в которых объем нефтяной части  0,25-0,5. В газовых и  газоконденсатных месторождениях содержание метана обычно превышает 90%, тогда как в газонефтяных находится в пределах 50%.

Сухой газ состоит преимущественно из метана. Жирный газ содержит в своем составе более тяжелые компоненты, характерен для попутных нефтяных газов. Искусственными газами называют газы, полученные при сухой перегонке твердых топлив (каменный уголь, горючий сланец).

3.1.2 Плотность газов и конденсатов

Плотность газа ₀ в нормальных физических условиях (Р₀-0,1013 МПа и Т₀=273 К) можно определить по формуле:

,                                                                  (2.1)

где М - молекулярная масса.

Если задана плотность газа при нормальных условиях (н.у.), можно определить относительную плотность газа, как отношение плотности газа к плотности воздуха (плотность воздуха при н.у. равна 1,293 кг/м³):

.                                                                     (2.2)

Коммерческие расчеты в газовой промышленности проводят при стандартных условиях (Р_ст=0,1013 МПа, Т_ст=293 К). В некоторых странах, в т. ч. в США Т_ст принята равной 288 К (15С).

Природные газы представляют собой смесь компонентов, поэтому если известен молярный состав смеси в процентах, то среднюю молекулярную массу вычисляют по формуле:

                                              (2.3)

где у₁, у₂,…,у_n-молярные (объемные) доли компонентов, %; М₁, М₂,…, М_n-молекулярные массы компонентов.

Плотность природного газа при заданном  давлении и температуре определяется по формуле:  

 ,                                                                          (2.4)

где р₀ - плотность газа при нормальных условиях –н.у. (Р₀=0,1013 МПа; Т₀=273 К); z₀, z-коэффициенты сверхсжимаемости при н.у. и при заданных условиях. Коэффициент сверхсжимаемости характеризует отклонение реального газа от законов идеального газа. При н.у. z₀ =1.

Плотность углеводородного конденсата

Если дан массовый или молярный состав газа, то содержание в нем тяжелых углеводородов  (пропановой фракции, бутановой фракции и газового бензина) определяется по формуле:    

А= 10 g р_см =10ур,                                                                       (2.5 )

где g –массовое содержание данного тяжелого углеводорода в газе, %; р_см – средняя плотность природного газа (смеси газов), кг/м³; у – молярное содержание данного тяжелого компонента в газе; р - плотность данного тяжелого компонента, кг/м³. Считают, что в газовый бензин целиком переходит пентан плюс вышекипящие  и часть нормального бутана.

Средняя плотность жидкой смеси определяется по формуле:

            (2.6)

где g- массовое содержание компонентов жидкой смеси, %;  М – молекулярные массы компонентов; р - плотности компонентов жидкой смеси, кг/м³.[5]

3.1.3 Вязкость газов и конденсатов

Коэффициент динамической вязкости природных газов при атмосферном давлении и различных температурах можно рассчитать по формуле:

υ₀=υ_Рат,t=0,0101t^1/8-1,07υ10^-3М_см^1/2                                                                               (2.7)

где t-температура в С,

или  υ₀=0,0101t^1/8-5,76υ10^-3υ_см^1/2                                                                                        (2.8)

3.1.4 Уравнение состояние углеводородных газов (уравнение Клапейрона-Менделеева)

На практике состояние реальных углеводородных газов при различных температурах и давлениях можно описывать на основании уравнения Клапейрона:

(2.9)

где Р - давление газа. Па; V - объем, занимаемый газом при заданном давлении, м³; т - масса газа, кг; R -газовая постоянная, Дж/(кгК); Т- температура, К; z - коэффициент сжимаемости.

Коэффициент сжимаемости определяют методом оценки Z по графику Г. Брауна (Рис.1)

 

Рис. График Брауна

3.1.4 Сжимаемость (сверхсжимаемость) природных газов

Коэффициент сверхсжимаемости учитывает отклонение свойств реального газа от идеального. В уравнении Клайперона – Менделеева  PV=zRT для идеального газа z=1.

При  определении коэффициента сверхсжимаемости используются понятия «приведенные и критические параметры газа»

Т_{кр -} критическая температура чистого вещества это максимальная температура, при которой жидкая и паровая фазы могут существовать в равновесии или та температура при которой средняя молекулярная кинетическая энергия  становится равной потенциальной энергии притяжения молекул. Выше этой температуры газ ни при каком давлении не может перейти в жидкость. Давление паров вещества при критической температуре называется критическим давлением (Р_к )

Зная z, можно найти объём газа в пластовых условиях по закону Бойля-Мариотта:

 

3.1.5 Состав продукции газовых (газоконденсатных) скважин

Газовые месторождения разделяют на чисто газовые месторождения  и газоконденсатные. На газовых месторождениях из скважин поступает  чистый газ (природный газ) вместе с небольшим количеством влаги и твердыми частицами механических примесей. Природный газ состоит в  основном из легкого углеводорода - метана (94¸98 %), не конденсирующегося при изменении пластового давления. Чисто газовые месторождения встречаются редко. Примеры газовых месторождений: Заполярное, Уренгойское, Медвежье (в сеноманских отложениях).

В состав газоконденсантных месторождений входит не только легкий углеводород парафинового ряда - метан, но и более тяжелые, углеводороды при изменении пластового давления переходящие в жидкое состояние, образуя так называемый конденсат. Вместе с газом и конденсатом с забоя скважин поступает вода и твердые частицы механических примесей.

На ряде отечественных (Оренбургское, Астраханское газоконденсатные месторождения) и зарубежных (Лакское во Франции) месторождений газы содержат достаточно большое количество сероводорода и углекислого газа (до 25 % по объему). Такие газы называются кислыми. На отдельных месторождениях вместе с газом из скважин поступает достаточно большое количество ценных инертных газов (в основном, гелия).

2. Индивидуальные вопросы по вариантам

4). Характеристика устьевого оборудования газовых (газоконденсатных) скважин

Устьевое (нефтепромысловое) оборудование: техническое средство или совокупность технических средств, устанавливаемых на устье скважины нефтяной или газовой залежи при ее строительстве, эксплуатации или ремонте, предназначенных для выполнения одной или нескольких самостоятельных функций, связанных с герметизацией устья.

Устьевая обвязка: устьевое оборудование для обвязывания обсадных колонн и скважинных трубопроводов

Колонная (устьевая) обвязка (Ндп. оборудование обвязки обсадных колонн; колонная головка): Часть устьевой обвязки, предназначенная для обвязывания двух и более обсадных колонн и контроля давления в заколонном и межколонном пространстве.
Устьевая арматура: Устьевое оборудование, обеспечивающее управление потоком скважинной среды в скважинном трубопроводе или трубопроводах и затрубном пространстве, а также обвязывание скважинного трубопровода или трубопроводов.

Арматура устьевая нагнетательная АУН 65x210-146 ТУ 3666-028-14707683-2006

Арматура устьевая нагнетательная предназначена для обвязки устья нагнетательной скважины, герметизации устья и поддержания пластового давления с использованием в качестве рабочего агента газа и воды, как в смеси, так и раздельно. Предельные значения рабочих температур окружающего воздуха от + 40 до -45°С. Техническая характеристика  Рабочее давление, Рр, МПа (кгс/см2) 21 (210) Условный проход, Ду, мм 65 Присоединительная резьба обсадных труб по ГОСТ 632-80, мм 146 Диаметр подвешиваемой колонны НКТ, мм 73 Габаритные размеры, мм: - длина 3800 - ширина 1000 - высота 1665 Масса, кг, не более 635

Арматура фонтанная АФК 65x210 ХЛ ТУ 3665-23-00135645-99

Арматура предназначена для герметизации устья нефтяных скважин, подвески колонны подъёмных труб со скважинным оборудованием и обеспечения эксплуатации фонтанных, насосных (ШГН или ЭЦН) и нагнетательных скважин.  Предельные значения рабочих температур окружающего воздуха от +40 до -60°С. Технические характеристики Рабочее давление Рр, МПа (кгс/см2) 21 (210) Тип соединений фланцевый Условный проход ствола и боковых отводов, мм 65 Присоединительная резьба, мм ТУ14-3Р-29-2000 БТС 146 или ОБС 146 Диаметр НКТ 73 Конструкция арматуры литая Габаритные размеры, мм: - длина 1150 - ширина 660 - высота 2080 Масса, кг 630

Библиографический список

1. 
   Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений: Учеб.для ВУЗов.- М.:Недра, 1990.- 427 с.
   
2. 
   Гвоздев В.П., Гриценко А.И., Корнилов А.Е. Эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Справочное пособие.-М.:Недра, 1988.-574 с.
   
3. 
   Гиматудинов Ш.К., Ширковский А.И. Физика нефтяного и газового пласта: Учеб. Для ВУЗов.- М.: Недра, 1982.-311 с.
   
4. 
   Зейгман Ю.В., Гумеров О.А., Генералов И.В. Выбор оборудования и режима работы скважин с установками штанговых и электроцентробежных насосов: Учеб. пособие. -Уфа: Изд-во УГНТУ, 2000. – 120 с.
   
5. 
   Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы нефтегазового дела: Учеб. Пособие – Уфа: УГНТУ, 2009.-132 с.
   
6. 
   Лутошкин Г.С. Сбор и подготовка нефти, газа и воды-М.: Недра, 1979.-319 с.