Справочник мастера по подготовке газа

М.Л. Карнаухов
В.Ф. Кобычев







СПРАВОЧНИК МАСТЕРА ПО ПОДГОТОВКЕ ГАЗА




Учебно-практическое пособие











Инфра-Инженерия
Москва

2009

УДК 622.662 ББК 26,343 (я2)
     К24







СПРАВОЧНИК МАСТЕРА ПО ПОДГОТОВКЕ ГАЗА
  Под ред. М.Л. Карнаухова



























М.: «Инфра-Инженерия», 2009. - 256 с.








© Коллектив авторов, 2009
© Издательство «Инфра-Инженерия», 2009

ISBN 5-9729-0018-3

Справочник мастера по подготовке газа


           Коллектив авторов

   Карнаухов Михаил Львович, доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой "Разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений " (РЭГМ)Тю-менского государственного нефтегазового университета.
   Кобычев Владимир Федорович, заместитель начальника производственно-технического отдела НГДУ ООО «Газпром-добыча-Ямбург».

3

БИБЛИОТЕКА НЕФТЕГАЗОДОБЫТЧИКА И ЕГО ПОДРЯДЧИКОВ (SERVICE)

4

Справочник мастера по подготовке газа





           Введение

   В справочнике изложены основные знания, сведения, необходимые специалистам (операторам, мастерам и инженерно-техническим работникам) для работы в газовой промышленности при обслуживании скважин, газопроводов, газового оборудования, аппаратов и устройств. Основой являются курсы лекций Тюменского Государственного Нефтегазового Университета по предметам "Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений", "Нефтегазопромысловое оборудование", учебный план и программа для повышения квалификации рабочих по профессии "Оператор по добыче нефти и газа" 5-6 разряда. Данное пособие позволит обучиться основам современного производства, принятия технических и технологических решений при разработке и эксплуатации залежей газа и газоконденсата. Представленный материал позволит специалистам-газовикам получить необходимые знания для дальнейшего теоретического обучения и последующего за ним участия в работе предприятий топливно-энергетического комплекса. Справочник позволяет сформировать представление о полном цикле мероприятий, включающих способы и методы эксплуатации, обустройства месторождений газа и газоконденсата. В данной работе приведены сведения об этапах, косвенно касающихся вопросов разработки и эксплуатации месторождений газа и газоконденсата. Включение данного материала, на наш взгляд, является необходимым условием для формирования целостной картины газового производства, включающей в себя все разнообразие технологических процессов.
   Для понимания рассматриваемых вопросов достаточно иметь общетеоретические знания по таким профилирующим дисциплинам как физика, математика, общая химия, гидравлика, нефтепромысловая геология.

5

БИБЛИОТЕКА НЕФТЕГАЗОДОБЫТЧИКА И ЕГО ПОДРЯДЧИКОВ (SERVICE)


        ГЛАВА 1 ПЛАСТОВЫЕ ГАЗЫ, КОНДЕНСАТЫ, ГАЗОГИДРАТЫ

        1.1. ПЛАСТОВЫЕ ГАЗЫ


   Природные углеводородные газы представляют собой смесь предельных углеводородов (УВ) вида СпН₂п₊₂. Основным компонентом является метан СН4. Наряду с метаном в состав природных газов входят более тяжелые УВ, а также неуглеводородные компоненты: азот N, углекислый газ СО₂, сероводород H2S, гелий Не, аргон Аг.
   Природные газы подразделяют на следующие группы:
   1.   Газ чисто газовых месторождений, представляющий собой сухой газ, почти свободный от тяжелых УВ.
   2.   Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений, - смесь сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из С₅₊высш.
   3.   Газы, добываемые вместе с нефтью (растворенные газы). Это физические смеси сухого газа, пропанбутановой фракции (жирного газа) и газового бензина.
   Газ, в составе которого УВ - С₃ и С₄ - составляют не более 75 г/м³, называют сухим. При содержании более тяжелых УВ свыше 150 г/м³ газ называют жирным.
   Газовые смеси характеризуются массовыми или молярными концентрациями компонентов. Для характеристики газовой смеси необходимо знать ее среднюю молекулярную массу, среднюю плотность или относительную плотность по воздуху. Молекулярная масса природного газа


n
M = £ MiXi            (1.1)
i=1

6

Справочник мастера по подготовке газа

где Mi - молекулярная масса i-го компонента; Xi - объемное содержание i-го компонента, доли ед. Для реальных газов обычно М = 16 - 20. Плотность газа рг рассчитывается по формуле:

Рг = M/VM = M/24,05 ,   (1.2)

где 7м - объем 1 моля газа при стандартных условиях.
   Обычно значение рг находится в пределах 0,73- 1,0 кг/м³. Чаще пользуются относительной плотностью газа по воздуху ргв равной отношению плотности газа рг к плотности воздуха рв, взятых при одних и тех же значениях давления и температуры:

Рг.в. =Рг /Рв (1-³⁾

   Уравнения состояния газов используются для определения многих физических свойств природных газов. Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между давлением, объемом и температурой.
   Состояние газов в условиях высоких давления и температуры определяется уравнением Клапейрона - Менделеева:

pV = NRT, (1.4)

где р - давление; V- объем идеального газа; N - число киломолей газа; R - универсальная газовая постоянная; Т - температура.
   Эти уравнения применимы для идеальных газов.
   Идеальным называется газ, силами взаимодействия между молекулами которого пренебрегают. Реальные углеводородные газы не подчиняются законам идеальных газов. Принято для описания состояния реального газа применять то же уравнение Клапейрона - Менделеева с введением в него поправочного коэффициента Z.

pV = ZNRT, (1.5)

где поправочный коэффициент Z - это, так называемый, коэффициент сверхсжимаемости реальных газов, зависящий от давления, температуры и состава газа и характеризующий степень отклонения законов для реального газа от идеальных газов.


7

БИБЛИОТЕКА НЕФТЕГАЗОДОБЫТЧИКА И ЕГО ПОДРЯДЧИКОВ (SERVICE)

          Р, МПа

Удельный объем

Рис. 1.1 Диаграмма фазового состояния чистого этана

8

Справочник мастера по подготовке газа

   Коэффициент сверхсжимаемости реальных газов Z - это отношение объемов равного числа молей реального V и идеального Vи газов при одинаковых термобарических условиях (т.е. при одинаковых давлении и температуре):

Z = V/V   (1.6)

   Значения коэффициентов сверхсжимаемости наиболее надежно могут быть определены на основе лабораторных исследований пластовых проб газов. При отсутствии таких исследований прибегают к расчетному методу оценки Z по графику Г. Брауна. Для пользования графиком необходимо знать приведенные псевдокритические давление и температуру. Суть этих понятий состоит в следующем.
   Объем углеводородных газов меняется в зависимости от температуры и давления в соответствии с рис. 1.1. Каждая из кривых, соответствующая фазовым изменениям однокомпонентного газа при постоянной температуре, имеет три участка. Отрезок справа от пунктирной линии соответствует газовой фазе, участок под пунктирной линией - двухфазной газожидкостной области и отрезок слева от пунктирной линии -жидкой фазе. Отрезок пунктирной кривой вправо от максимума в точке С называется кривой точек конденсации (точек росы), а влево от максимума - кривой точек парообразования. Точка С называется критической. Значения давления и температуры, соответствующие критической точке С, также называются критическими. Другими словами, критической называется такая температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении. Критическим давлением называется давление, соответствующее критической точке перехода газа в жидкое состояние. С приближением значений давления и температуры к критическим свойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает и плотности их уравниваются. С появлением в системе двух и более компонентов в процессах фазовых изменений возникают особенности, отличающие их поведение от поведения однокомпонентного газа. При этом следует отметить, что критическая температура смеси находится между критическими температурами компонентов, а критическое давление смеси всегда выше, чем критическое давление любого компонента. Для определения коэффициента

9

БИБЛИОТЕКА НЕФТЕГАЗОДОБЫТЧИКА И ЕГО ПОДРЯДЧИКОВ (SERVICE)

сверхсжимаемости Z реальных газов, представляющих собой многокомпонентную смесь, находят средние из значений критических давлений и температур каждого компонента. Эти средние называются псевдокритическим давлением Рпкр и псев-докритической температурой Тпкр. Они определяются из соотношений:
n
Рпкр =Е РкрЛ,  (1.7)
i=1

где P и Тпкр - критические давление и температура i-го компонента; X. - доля i-го компонента в объеме смеси (в долях единицы).
   Приведенные псевдокритические давление и температура, необходимые для пользования графиком Брауна, представляют собой псевдокритические значения, приведенные к конкретным давлению и температуре (к пластовым, стандартным или каким-либо другим условиям):

РР :         .:   (1.8)

где Р и Т- конкретные давление и температура, для которых определяется Z.
   Коэффициент сверхсжимаемости Z используется при подсчете запасов газа, прогнозировании изменения давления в газовой залежи и решении всех задач, где присутствуют газовые смеси.
   Природные газы и газоконденсатные смеси контактируют с различными пластовыми водами, которые, как правило, содержат какое-то количество паров воды. Поэтому необходимо оценивать влагосодержание природных газов. Концентрация водяных паров в газе зависит от его состава, давления, температуры. Отношение количества водяных паров (в долях единиц или процентах), находящихся в газе, к максимально возможному содержанию водяных паров в том же газе и при тех же условиях называют относительной влажностью газа. Она характеризует степень насыщения газа водяным паром. Количество водяных паров, находящихся в единице объема или массы газа (в г/м³ или г/кг), называют абсолютной влажностью.
   Пары воды, присутствующие в газах и газоконденсатных смесях, влияют на фазовые превращения углеводородных

10