3. Уравнение состояния реального газа. Определение коэф-та сверхсжимаемости газа.

Если газ реальный, то пользуются уравнением Клайперона, вводя в формулу для идеального газа поправку на сжатие и расширение газов при помощи коэф-та сжимаемости:z: Р/рg=z*RT. g –ускорение свободного падения, R=8,32*10³ Дж/град*кмоль- газовая постоянная, Т- абсолютная температура. Коэф-т сжимаемости z зависит от состава газа. Определяется по приведенному давлению и приведенной температуре. Р_прив=Р/Р_крит и Т_прив=Т/Т_крит. Р_крит и Т_крит определяется для каждого месторождения в лабораториях. Получив эти значения z определяют по графику приведенного в инструкции по исследованию скважин.

4. Законы фазовых равновесий (Дальтона, Рауля). Константы равновесия.

Константа равновесия характеризуется отношением мольной доли компонента в газовой фале у к мольной доле х этого же компонента в жидкости, находящейся и равновесном состоянии с газовой фазой, т. е.

y/x=K=f(p,T)

Для определения равно поеного состояния газожидкостных смесей обычно используются законы Рауля и Дальтона.

Согласно закону Дальтона, каждый из компонентов, входящих в газовую смесь, имеет свою упругость (давление), которая назы­вается парциальным давлением. Поэтому закон Дальтона можно сформулировать еще так: общее давление смеси газов равно сумме парциальных давлений компонентов, входящих в эту смесь, т. е. P=p_i, а мольная доля i-ro компонента в газовой фазе равна парциальному давлению этого компонента, деленному на общее давление газовой фазы: y_i=p_i/P

Согласно закону Рауля, парциальное давление i-гo компонента в нефти p_i равно давлению насыщенного пара (р_н.п.)_i - этого компонента, умноженному на его мольную долю в нефти x_i т. е. p_i=(p_н.п.)_ix_i.

Если газовая и нефтяная фазы находятся в равновесном состоя­нии, то на основании уравнений можно записать: y_iP=(p_н.п.)ixi, где К_i - константа равновесия i-гo компонента при известных температуре и давлении смеси.

5. Особенности конструкций газовых скважин

Конструкция газовой скважины определяется: числом, длиной и диаметром обсадных, промежуточных, технических колонн, конструкци­ей забоя скважины, высотой подъема цемента за колоннами, конструк­цией и типом колонной головки.

Выбор конструкции скважин производится в зависимости от ряда факторов: глубины залежи, пластовых давлений, пластовых температур, дебитов газа и конденсата, условий проводки скважины, свойств пласто­вого газа. При выборе конструкции скважин учитываются как начальные параметры залежи, так и их изменение в процессе эксплуатации место­рождения.

В отличие от нефтяных, водяных и нагнетательных к газовым сква­жинам предъявляются повышенные требования к герметичности, к прочности колонн.

В газовых скважинах давление в верхней части колонн (на устье) значительно ближе к забойному в связи с малой плотностью газа. При эксплуатации скважин высока вероятность утечек газа, его миграция в вышележащие пласты, грифонообразование и даже открытое фонтани­рование, в колоннах наблюдаются значительные дополнительные на­пряжения под воздействием давления и температуры газа. Температур­ные воздействия особенно велики в зоне многолетнемерзлых пород. При восстановлении естественной температуры в остановленных скважинах в зонах ММП возможны активные смятия колонн за счет расширения во­ды за колонной при переходе ее в лед. Чем больше диаметр колонны, тем больше вероятность смятия.

В газовых скважинах имеют место высокие скорости восходящего потока газа (до 10-20 м/сек). При наличии в газе мехпримесей (в Запад­ной Сибири это явление обычное) в фонтанных трубах, в скважинном оборудовании, в фонтанной арматуре могут наблюдаться явления эрози­онного разрушения, т.е. имеет место повышенный износ оборудования.

Экспериментально установлено, что при наличии в газе СО₂ H₂S или жирных кислот резко возрастает скорость коррозии

Следовательно, конструкция газовой скважины должна обеспечить ее безопасную эксплуатацию, возможность предупреждения и ликвида­цию выбросов или фонтанов как в процессе бурения, опробования, так и при ее длительной эксплуатации. Достигается это герметичностью, прочностью, применением труб соответствующих марок стали, смазкой резьбовых соединений специальными смазками, подъемом цемента на максимальную высоту (до устья), соответствующим оборудованием за­боя.

Вместе с тем диаметры эксплуатационных колонн газовых скважин применяются в более широких пределах, чем в нефтяных скважинах. Диаметры нефтяных скважин определяются стандартами насосного обо­рудования, а в газовых - пропускной способностью. Для контроля герме­тичности газовых скважин все обсадные трубы перед спуском должны спрессовываться при повышенных на 20 % давлениях по сравнению с обычными давлениями опрессовки водой.