Визначення фазового стану родовищ за складом газів

Далее ⇒

Розчинність природних газів

Залежить від температури,тиску та властивостей розчинника. Найкраще розчиняється в воді сірководень і вуглекислий газ (таблиця 2.35 [4]). Збільшення мінералізації зменшує розчинність газів, але із збільшенням тиску розчинність таки зростає (таблиця 2.36 [4]). Для визначення розчинності в мінералізованій воді використовують рівняння та коефіцієнти Д. Сеченова:

С мол = С₀х 10 ^–(k_i^хⁿ⁾

В цьому рівнянні С мол та С₀ молярні частки газового компонента i в мінералізованій і чистій воді. Величина К_i– коефіцієнт Сеченова, який залежить від температури, а для добре розчинних газів від концентрації солей у водному розчині, n – молярність розчину. Палетки залежності коефіцієнта Сеченова від температури для різних газів і концентрацій солей в розчинах мають вид парабол з мінімумом в області температур 40 – 150°С. Для цих температур найменші величини коефіцієнтів Сеченова спостерігаються для метану (0,107). Вони зростають із збільшенням молекулярної маси вуглеводневих газів до 0,165 для суміші пропану та бутану. Розчинність метану в воді знижується з зростанням температури і инайменша при температурі 80-90°С. Мінімальна розчинність гомологів метану спостерігається при нижчих температурах: етану – при 60-80°С, пропану – при 40-60°С, бутану – при 30-40°С. З подальшим зростанням температури і тиску понад 2,5 МПа розчинність вуглеводневих газів в воді зростає

Визначення фазового стану родовищ за складом газів

До них, крім коефіцієнта жирності або сухості газів, випробувані та використовуються на практиці такі:

Коефіцієнт збагаченості вуглеводнями – відношення вмісту суми вуглеводнів до вмісту азоту (СН₄ + С₂Н₆ + вищі) / N_2.Змінюється в широкому діапазоні.

Коефіцієнт етанізації Ю.Коротаєва – Г. Степанової - відношення етану до пропану С₂Н₆ / C₃Н₈ :

Щодо газів нафтових покладів він складає 0,3 – 1,5,

нафтогазоконденсатних покладів 1 – 3;

газоконденсатних 2 – 6;

газових більше 5.

Коефіцієнт ізомерізації бутанів, або відношення вмісту ізобутану до вмісту нормального бутану

(i–C₄H₁₀) / ( n–C₄H₁₀). В газових покладах без нафтової облямівки коефіцієнт менший від 0,75; у покладах з облямівкою більший за 0,75.

Застосування в прогнозуванні лише одного показника малонадійне. Тому прагнуть використати кілька показників. Наприклад, обгрунтовано комплексний коефіціент прогнозу фазового стану і виділення типів покладів В.І. Старосельського.

При цьому оперують чотирма показниками:

- А) сумарний вміст важких вуглеводнів;

- Б) відношення С2/С3;

- В) відношення 100´С2 / ( С3 + С4 );

- Г) 100 ´ (С2 + вищі) / С1 = Коефіцієнт жирності КЖ.

Класифікаційна діаграма Старосельського наведена на рисунку

Таблиця 3.10 – Приклад використання діаграми Старосельського.

Приклад використання діаграми наведено в таблиці 3.10. Підставляємо в діаграму Старосельського значения чотирьох одержаних коефіцієнтів і зносимо точки на діагональну лінію. Положення точок на діагональній лінії дає можливість встановити тип покладів:

Родовище 1 – ГК, родовище 2 – Г ( за трьома показниками), родовище 3 – НГК. Перевіряємо по Атласу родовищ [2].

В цілому, за вмістом компонентів і їх відношеннями газові скупчення мають більш виразні відмінності, ніж нафтові поклади за груповим та індивідуальним складом.

Голіцинське газоконденсатне (пласт П-XI), Південноголицинське газове, Бориславське нафтогазоконденсатне родовища [2].

Родовище	Вихідні дані
СН₄	С₂Н₆	С₃Н₈	С₄Н₁₀	С₅Н₁₂	N₂
Голiцинське, горизонт П-11	92,31	4,26	1,37	0,66	0,10	0,89
Південноголiцинське	98,89	0,12	0,04	немає даних	0,57
				i-С₄Н₁₀	n-С₄Н₁₀
Бориславське	80,90	8,60	5,80	1,75	0,92	0,31	0,69
Розраховуємо коефіцієнти:	сума ТВВ	етанізації	100×С2/(СЗ+С4)	КЖ
Голiцинське, горизонт П-11		6,39	3,11 ГК	209,9	6,92
Південноголiцинське		0,16	3,00 ГК-НГК	299,3	0,16
Бориславське		17,38	1,48 НГК	101,5	21,00

11. Класифікація родовищ нафти і газу за запасами. Динаміка відкриття родовищ різної розмірності, закон Парето. Приклади НГБ. Розподіл розвіданих запасів по стратиграфічних комплексах.

Далее ⇒