РОССИЙСКОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО “ГАЗПРОМ"

ВСЕРОССИЙСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И ГАЗОВЫХ ТЕХНОЛОГИЙ (ВНИИГАЗ)

МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО

ПО ГИДРОЕЕОХИМИЧЕСКОМУ КОНТРОЛЮ ЗА ОБВОДНЕНИЕМ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Москва

1995

УДК 622.279.5:556.3«

Систематические наблюдения за разработкой газовых и газоконденсатных месторождений позволили авторам создать унифицированное методическое руководство по гидрохимическому контролю за обводнением. Работа содержит проверенные рекомендации в области отбора, хранения и анализа проб жидкости, полноценной обработки подученной информации, гидрохимических наблюдений при газодинамических, коррозионных и других исследованиях и может быть рекомендована для использования в отраслевых лабораториях.

Ответственные исполнители: Гончаров В.С.,(Козлов B.Pj, Левшенхо Т.В.

© Всероссийский научно-исследовательский

институт природных газсв и газовых технологий (BH-liim;, 1995 г.

рые затем пересчитываются в абсолютную влажность. Применение психометрических влагомеров на газовых промыслах по ряду причин затруднительно.

Метод точки росы. Этим методом определяется температура, при которой на охлажденную металлическую отполированную поверхность (зеркальце) выпадают капельки воды из потока газа. Темпера тура точек росы соответствует абсолютной влажности газа, вычисли емой по таблицам и графикам.

При замерах влагосодеряания природного газа данным методом на зеркальце, кроме влаги, могут выпадать углеводородный конденсат, масло и механические примеси, искажающие замеры точек росы газа.

Учитывая это, для подобных газов был изобретен специальный прибор, в котором роль зеркала исполнял металлический стержень, неравномерно охлажденный по длине. Благодаря этому пары воды и конденсирующиеся углеводороды выпадают на стержне (зеркале) в разное время и на разных участках стержня, что дает возможность раздельно замерять точки росы газа по воде и углеводородам

Метод жидкостной сорбпии паров воды из газа, жидкости (диэтиленгликоль, серная кислота, иодпиридиновый раствор) поглощают пары воды из потока газа, проходящего через них. Количество воды, поглощенное жидкостью, определяется титрованием или замером изменения ее электропроводности. Затем оно относится к объему газа, прошедшему через жидкость и замеренному счетчиком. Недостатком приборов этого метода является искажение результатов замеров, если с газом поступают капельные жидкости или в нем содержатся компоненты, взаимодействующие с осушающими веществами. Один замер длится 2-3 часа и более, что ограничивает применение приборов.

Метод сорбции паров воды из газа твердыми веществами. Из потока газа водяные пары поглощаются хлористым кальцием, фосфорным ангидридом и т.д. Увеличение веса твердого вещества за счет поглощенного им водяного пара и время этого поглощения являются исходными параметрами для определения влагосодеряания газа. Приборы требуют тщательной очистки газа от капельных жидкостей и механических примесей. При плохой очистке влагосодержание завышается.

Метод вяагочувствитедьных пленок, сорбирующих воду из газа. В датчиках приборов этого метода применяются пластмассовые плен-

хя, тонкие слои хлористого литая или фосфорного ангидрида, а также используются металлы, имеющие поверхностные пленки из окиси алюминия, двуокиси олова, пористого диэлектрика и др. Датчики помещаются в поток газа и через них пропускается электрический ток, Приборами замеряется одна из следуютх величин: электропроводность пленки хлористого лития, сила тока электролиза воды в пленке фосфористого ангидрида, электрическое сопротивление окисной пленки и т.д. Эти замеры отвечают определенным значениям абсолютной влажности газа.

Рассмотренные методы и приборы для определения влажности природных газов, разработанные на их основе, имеют те или иные недостатки и ограничения. Универсальных приборов для определения влажности газа по всему диапазону давлений, температур и составов природного газа в настоящее время нет. Исследования, проведенные в самое последнее время (1994-1995 гг.), показали, что, несмотря на большое количество влагомеров различной конструкции отечественного и иностранного производства, ни один из приборов не показал надежной работы на газовых промыслах страны. Как это не парадоксально, газовая промышленность лишена в настоящее время надежного (штатного) влагомера /64/,

3 последние годы активно ведутся работы по созданию принципиально новых методов замера влажности газов. Одним из них является метод с использованием сверхвысоких (СВЧ) и крайне высоких (КВЧ) частот.

В конструкции СВЧ-влагомера (разработчик ВолгоУралНИПИгаз) использованы специальные волноводные ячейки, которые позволяют проводить дискретные и непрерывные измерения как в лабораторных условиях, так я на технологических штоках, в том числе газожидкостных сред. Принцип работы основан на измерении степени поглощения энергии электромагнитных волн сверхвысокой частоты водой у. контролирующим веществом. Конструкция СВЧ-влагомера исключает воздействие агрессивных компонентов контролируемой среды на измерительные элементы прибора. Прибор надежен в эксплуатации и прост в обслуживании.

Метод КВЧ-спектроскопии основан на том, что интенсивность спектральной линии поглощения воды в КВЧ-диапазоне является преобладающей по сравнению с интенсивностью спектральных линий примесей природного газа, а процесс измерения влажности проис-

2

ходит без непосредственного контакта газовой смеси с КВЧ-детек-тором.

КВЧ-влагомер градуируется эмпирически, причем для этой цели могут быть использованы неполярные газы, в которых диэлектрическая проницаемость пропорциональна плотности. Важнейшим источником погрешности НОТ-влагомера является температура. Для устранения температурной погрешности резонансная камера термо-статируется или изготавливается из инвара.

Кроме того, в работе / 64 / рассматриваются конструкции, принципы работы и технические характеристики влагомеров отечественного и зарубежного производства, даются заключения о применимости их на предприятиях РАО "Газпром”, а также приводится список предприятий (фирм)-изготовителей с указанием их адресов. Помимо этого рассматривается химический метод определения влажности газов, дается описание конструкции и принципа работы установки ЕНИИГАЗа по химическому связыванию водяного пара в газах и количественному определению его содержания в природных газах.

1.3. Приборы для отбора проб подземных вод

При гидрохимическом контроле исследователь имеет дело с двух- или трехфазным потоком.

Трехфазный поток (газ-жидкооть-твердое вещество) можно рассматривать как наиболее общий случай в практике гидрохимического контроля. Действительно, в газовых и газоконденсатных скважинах и наземных коммуникациях могут двигаться: газ, водный-углеводородный конденсат и твердая фаза (частицы породы, цементного камня или солей, выпавших в стволе скважины).

Двухфазный шток может быть двух типов: смесь газа и твердой фазы, смесь газа и жидкости. Для нас наибольший интерес представляют параметры газожидкостного потока. Примерами таких потоков могут служить потоки газоконденсата, газоводяных смесей и газированных нефтей. Из-за негомогенности компонентов смеси потока концентрация отдельных фаз меняется по длине ствола скважины и в наземных коммуникациях.

Структура двухфазного потока зависит от ряда факторов: скоростей потока, диаметра трубы (скважины), количественного соотношения фаз. Последнее обстоятельство особенно важно для характеристики газожидкостной смеси. Так, если концентрация жидкой

фазы (водный я углеводородный конденсат) мала, то образуется дисперсная структура, при которой кашей жидкости равномерно распределены в газе. Если же мала концентрация газовой фазы, то возникает пузырьковая структура, при которой пузырьки газа равномерно распределены в жидкости.

С ростом доли жидкой фазы начинается расслоение фаз и появляется раздельное их течение. В этом случае в стволе скважины жидкость располагается в виде кольцевого слоя вдоль стенок скважины, а в средней части трубы сохраняется дисперсно-капельная структура.

Следовательно, при отборе проб жидкости, выносимой газом, желательно учитывать характер газожидкостного потока. В большинстве случаев при гидрохимическом контроле мы сталкиваемся с дисперсной структурой газожидкостного потока, при которой капли жидкости равномерно распределены в газе, а количество жидкости несоизмеримо мало по сравнению с газом. Как известно, в составе жядкостей_fвыносимых газом, может присутствовать водный конденсат (конденсационная вода), пластовые воды, углеводородный конденсат, нефть и т.д. Естественно, для гидрохимического контроля, наибольший интерес представляет водная составляющая жидкой фазы.

Известно, что отбор проб воды, выносимой газом, можно проводить на групповых пунктах с помощью стационарных (контрольных) сепараторов. При этом количественные и качественные характеристики проб могут изменяться в широких пределах при неизменных условиях эксплуатации скважины. Колебания количества в качества выносимой воды могут быть вызваны несовершенством обвязки групповых пунктов, недостаточной герметичностью запорной аппаратуры, удаленностью скважин от групповых пунктов и сложным профилем плейфов. 3 пониженных участках последних может происходить периодическое накопление с последующими выбросами воды. Креме того, значительная протяженность газосборных линий может привести к дополнительной конденсации паровой влаги в системе шлейфов. Наконец, схемы обустройства некоторых газовых и газоконденсатных месторождений включают кустовую обвязку эксплуатационных скважин.

Становится очевидным, что лучше всего отбирать пробы воды на устье эксплуатационных скважин, а при невозможности этого - на ближайшем удалении от них. Естественно, для таких целей стационарные крупногабаритные сепараторы.малопригодны. Учитывая это, для отбора жидкости (в том числе воды), выносимой из скважин, были 14

разработаны различные малогабаритные сепарациояные установки.

Одна из них -малогабаритная сепарационкая установка МГСУ-I-IOO / 37/ .

Технические характеристики установки следующие:

максимальное рабочее давление - 150 кгс/см², максимальная рабочая температура +50°С, минимальная + 5-6°С, объем сепарируемого газа - 30-40 м³/ч, масса установки - 12 кг, габариты - 1000 х 500 мм.

Расход газа на установке фиксируется стандартным газовым счетчиком. Установка рассчитана на рабочее давление до 150 кгс/ см² и перед началом работы, а также периодически в процессе эксплуатации она опрессовывается давлением 200 кгс/см². В комплекте имеется система соединительных патрубков, обеспечивающих подсоединение установки на устье скважин. Детали установки выполнены из коррозионно-стойких материалов. Монтаж-демонтаж установки на скважине занимает не более 30 мин. Для проведения исследований на одной скважине требуется 1,5-2 ч.

В практике отбора проб жидкости на разрабатываемых месторождениях используются кашюотделители, коллектор "Надым-I" и "Надым-2" конструкции ТшенНИИГидрогаз. Последний, в частности, исключает выпуск газа в атмосферу. Кроме того, существуют многочисленные модификации малогабаритных сеперат оров, сконструированные и изготовленные в самих газодобывающих организациях.

2. ТРЕБОВАНИЯ К УСЛОВИЯМ ОТБОРА ПРОБ ПОДЗЕМНЫХ ВОД ПРИ ПРОВЕДЕНИИ ГИДРОХИМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ

2.1. Виды проб

Гидрохимический контроль за обводнением и солеобразова-нием (солеотложением) в конечном итоге, можно свести к сравнению (сопоставлению) эталонных (фоновых) проб (анализов) подземных (гравитационных, остаточных, конденсационных) вод с пробами (анализами) вод, отобранными при эксплуатации газовых скважин и представляющими собой в большинстве случаев смесь различных типов подземных вод с техническими жидкостями.

15

С.

ВВЕДЕНИЕ................................................. 6

1.    МЕТОДЫ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЛАГОСОДЕРЖАНИЯ ПРИРОД НЫХ ГАЗОВ И

СПОСОБЫ ОТБОРА ПРОБ ПОДЗЕМНЫХ ВОД ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВАЖИН........................................... 8

1.1.    Вдагосодержание природных газов.,................ 8

1.2.    Методы определения влагосодержания природных газов.............................................. 10

1.3.    Приборы для-отбора проб подземных вод............

2.    ТРЕБОВАНИЯ К УСЛОВИЯМ ОТБОРА ПРОБ ПОДЗЕМНЫХ ВОД ПРИ

ПРОВЕДЕНИИ ГИДРОХИМИЧЕСКОГО КОНТРОЛЯ.................. 15

2.1.    Виды проб........................................ 15

2.2.    Периодичность отбора проб.......... 18

3.    РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ХРАНЕНИЮ И ОБРАБОТКЕ ПРОБ ПОДЗЕМНЫХ

ВОД................................................... 22

3.1.    Сосуда для отбора и хранения проб................ 23

3.2.    Очистка сосудов.................................. 24

3.3.    Обработка проб................................... 24

3.4.    Документация проб................................ 27

4.    ХИМИКО-АНАЛИТИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ..................... 28

4.1.    Внутрилабораторный контроль качества анализов.... 28

4.2.    Систематическая погрешность измерения............ 28

4.3.    Случайная погрешность измерений.................. 31

4.4.    Лабораторные методы анализа природных вод........ 33

5.    ФОНОВЫЙ СОСТАВ ПОДЗЕМНЫХ ВОД РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ................................................. 36

5.1.    Источники поступления подземных вод в газовую (газоконденсатную) залехь при разработке............ 36

5.2.    Типы вод. выносимых газом при эксплуатации газовых

и газоконденсатных месторождений.................    39

5.3.    Фоновый состав пластовых вод газопродуктивных отложений............................. 41

5.4.    Фоновый состав остаточных вод газопродуктивных

отложений........................................ 42

5.5.    Фоновый состав конденсационных вод гаэопродук-

тивкых отложений................................ ⁴⁵

5.6.    Фоновый состав пластовых вод отложений. подсти

лающих и перекрывающих газодродуктивные отложения................ 45

5.7.    Начало поступления пластовых вод в залежь....... 48

6.    ВОДНОРАСТВОРЕННЫЕ ГАЗЫ ГАЗОПРОДУКГИВШХ (ШКЛЕКИЙ.....    50

6.1.    Фоновый состав, содержание в упругооть воднораст-

воренных газов газопродуктивных отложений......... 50

6.2.    Учет влияния разгазирования пластовых вод на обводнение залежи и изменение состава свободного

газа............................................. 51

7.    ВЛИЯНИЕ ТЕШЧЕСШ ПРОЦЕССОВ НА СОСТАВ ПОДЗЕМНЫХ ВОД

ПРИ ЖШАТАт ШЛОРСЖДВШ........................ 53

7.1.    Технические растворы, применяемые на месторождении,и их влияние на состав жидкостей, выносимых

из эксплуатационных скважин...................... 53

7.2.    Проверка технических жидкостей на совместимость

с пластовыми водами.............................. 53

7.3.    Отбраковка и пересчет анализов вод повышенной ми

нерализации, выносящих примесь технических растворов.............................................. 54

8.    ГЩПШШЧЕСКИЕ КРИТЕРИИ ОЦЕНКИ ПРОИСХОЖДЕНИЯ ВОД. ВЫ-

НОСШШ. ИЗ ЖШАТАЩСНШ    СШХШ................... 58

8.1.    Критерии выделения"чисть1х“конденсацнонных вод....    58

8.2.    Критерии выделения примеси пластовых вод продуктивных горизонтов................................ 59

8.3.    "Привязка" различных видов пластовых вод к источникам поступления............... 59

8.4.    Растворенные газы как гидрохимический критерий

обводаеаия....................................... 60

8.5.    Гидрохимические критерии выделения пластовых вод нефтяных, газоконденсатных и газовых объектов

э кспяуагации................................. 60

8.6.    Гидрохимические критерии установления процессов

солеотлажения........................ 61

с.

8.7. Использование показателя pH....................... 63

9.    ПЛАСТ ОВНЕ ВОДУ РАЗРАБАТЫВАЕМЫХ МЕСТОРОЖДЕНИИ - ИСТОЧНИК

ПОПУТНОЙ ДОЕНЧИ микроэшентов......................... 65

10.    АНАЛИЗ СОДЕРЖАНИЯ ТОКСИЧНЫХ КОМПОНЕНТОВ В ПОДОШВ ВОДАХ - НЕОБХОДИМОЕ УСЛОВИЕ ИХ КОШШЕКСНОГО ИЗУЧЕНИЯ.. 65

ЗАКЛПЧЕНИЕ................................................ 69

ПРИЛОЖЕНИЯ

1.    Гидрохимические наблюдения при газодинамических исследованиях газовых и газоконденсатных скважин......... 71

2.    Гидрохимические наблюдения при специальных исследованиях на газоконденсатно сть............................72

3.    Химические и гидрохимические наблюдения при коррозии.... 73

3.1.    Коррозия металлов.................................. 73

3.2.    Определение коррозионной активности подземных вод.. 74

3.3.    Коррозионная активность подземных вод по отношению

к цементному камню................................. 76

3.4.    Контроль эффективности коррозионной защиты......... 78

3.5.    Контроль эффективности ингибиторной коррозионной

защиты............................. 80

4.    Гидрохимические наблюдения при подземной закачке промстоков (ГОП)......... 85

ЛИТЕРАТУРА.................................................85

ВВЕДЕНИЕ

Гидрохимический контроль за обводнением газовых а газоконденсатных месторождений в той или ином объеме проводится практически повсеместно и сводится к прогнозу обводнения на ту или иную перспективу. Объектом изучения при этом являются конденсационные воды и их смеси с пластовыми водами и техническими жидкостями. Зачастую эти смеси при низкой минерализации имеют довольно сложный состав, что требует применения высокочувствительных методов и методик анализа. Кроме того, усложнение объектов и технологии эксплуатации вызывает необходимость введения в практику исследования новых коррелятивов и расширение круга задач, решаемых гидрохимическими методами. Естественно, решение поставленных задач невозможно без совершенствования и унификации методик отбора, хранения и анализов подземных вод.

С учетом сказанного в настоящей работе приводятся общие сведения по влагосодержаняю природных газов и методам его определения, отбору проб жидкостей и химико-аналитическим исследованиям подземных вод, определению фонового состава пластовых и конденсационных вод, влиянию технических жидкостей на состав подземных вод, диагностике вод, выносимых газом из скважин, гидрохимическим критериям процессов солеобразования и солеотложения, содержанию микрокомпонентов в подземных водах и др.

Необходимо отметить, что нами изучались подземные воды газовых и газоконденсатных месторождений с терригенным типом природного резервуара. В честности, исследовались воды продуктивных отложений сеномана, неокома на севере Тюменской области (месторождения Медвежье, Уренгойское, Яыбургское) и готерива (шатлыкский горизонт) на юге Туркмении (Советабадское ГКМ). Это позволило изучить состав и гидрохимические коррелятивы вод с минерализацией 3-130 г/л, находящихся в разнообразных термобарических и физико-химвческих условиях. Ранее проведенные работы показали, что основные соложения, изложенные в данной работе, справедливы и для месторождений с карбонатным типом коллектора.

В качестве приложения в методическое руководство включены разделы со гидрохимическим наблюдениям при газодинамических и специализированных газоконденсатных исследованиях газовых и газоконденсатных скважин, гидрохимическим наблюдениям при подземной

закачке промстоков, коррозионной активности подземных вод. Эти разделы не имеют, на первый взгляд, непосредственного отношения к гидрохимическому контролю за обводнением и солеотложением. Вместе с тем, гидрохимическая информация, получаемая, например, при газодинамических я газоконденсатных исследованиях.является весьма полезной для гидрохимического контроля, так как предшествует систематическим гидрохимическим наблюдениям за жидкостью, выносимой газом из эксплуатационных скважин. Кроме того, если эксплуатационные скважины работают при одном дебите, давления и температуре, т.е. одном режиме, то газодинамические (газоконденсатные) исследования обычно проводятся при нескольких режимах, что расширяет объем и представительность исходной гидрохимической информации.

Необходимость включения в данное руководство раздела но изучению коррозионной активности подземных вод обусловлена там, что вода и растворенные в ней вещества активно взаимодействуют не только с железом и цементом скважин, но и техническими жидкостями, применяемыми для борьбы с коррозией. Это приводит к существенным изменениям состава исходной воды, без учета которых гидрохимический контроль в ряде случаев становится невозможным, что же касается контроля за солеотложением, то он базируется на изучении указанных изменений.

Кроме того, практика поисков, разведки и разработки газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что исследователь, изучающий гидрогеологическую характеристику залежи,должен четко представлять объем гидрохимической информации , необходимой не только для подсчета запасов и разработки залежи, но и мероприятий, ее сопровождающих (подземное захоронение промстоков, борьба с коррозией, предупреждение солеобразованяя и солеотложения, попутные пояски и т.д.).

Методическое руководство было составлено по заданию РАО "Газпром" в 1992 г., а затем разослано на экспертизу в производственные и научные организации отрасли. После этого текст руководства был переработан о учетом замечаний и пожеланий, высказанных в отзывах Ю.Н.Васильева (ВНИИГАВ), А.Ф.Ильина (ПО "Аотра-ханьгазпроц"), А.Н.Каменева (ТшенНШГинрогаа), Р.Г,Иухтарова (ВолгоУралНИПИГА?), Г.И.Облехоза (ПО "Надымгазпром"), Е„Д.Кар-линского (ЕНШШГаздобыча), А.И.Свечаикова (ПО "Уренгойгазпром").

7

I. МЕТОШ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ВЕАГОСОДЕРЖАНИЯ ПРИРОДЯЬК ГАЗОВ И СПОСОБЫ ОТБОРА ПРОБ ПОДЗЗШХ ВОД ИЗ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ СКВА2ИН

1.1. Ечагосодержание природных газов

Известно, что любой газ или смесь их, соприкасавшийся с водой, содержит пары ее, а в контактирующей воде присутствует растворенный газ. В связи с освоением ресурсов свободных газов в XX веке возникла необходимость в изучении парообразной влаги свободных газов, так как конденсация водяного пара сопровождалась негативными явлениями (коррозией, гидратообразованаом, солевыпа-дением и т.д.), затруцняхадими добычу газа. 3 частности, было проведено большое количество экспериментов по определению содержания парообразной влаги в системах:индивидуальный газ (СН^, CgHg,

CjjHg и т.д.) - вода. Кроме того, опыты по изучению водяного пара проводились и на более сложных системах: искусственная смесь различных газов - вода, природных газ - вода. Одновременно с этим изучалось влияние на паровую влагу не только чистых, но и минерализованных вод (растворы J/aCl, искусственные смеси различных растзоров. природане во у).

:1а базе теоретических разработок, результатов экспериментов были выведены формулы, составлены таблицы и построены номограммы для определения содержания паровой влаги в индивидуальных газах и их смесях для различных термсбарических условий. Было установлено, что рост давления при постоянной температуре сопровождается сн::лек'.!ем содержания паровой влаги, тогда как рост температуры при постоянном давлении увеличивает содержание паровой влаги в газах. Кроив того, на содержание водяного пара в газе влияет минерализация (соленость) воды, состав и молекулярный вес (плотность газа), причем содержание паровой влаги уменьшается с увеличением минерализации пластовой вода и молекулярного зеса (масса) газа. Это вызывает необходимость введения соответствующих поправок на минерализацию (соленость) и молекулярный вес (плотность) газа.

Обычно пик изучении паровой влаги свободных газов пользуются понятиями абсолютной влажности, относительной влажности, влагоемкое?:) п влагосодер:кания. .

Абсолютной зладаостью (W ) называется содержание паров

воды в единице объема газа, выраженное в г/м³ или кг/1000 м³.

Влагоеыкоеть (равновесная влагоемкость) - количество водяных паров в единице объема газа при полном насыщении газа влагой при данных термобарических условиях.

Относительная влажность (IV ) - это отношение фактического содержания паров воды в единице объема газа при определенных термобарических условиях и его влагоемкости при тех же условиях,измеряемое в % или датах единицы.

Модно полагать, что вяагосодержанием или водосодержанием(the V/aiez content о/ h.cctu.xa.t    )    природных    газов    назы

вается количество влаги, содержащееся в газе при определенных термобарических условиях, отнесенное к единице объема сухого газа.

Для определения влагосодержания природных газов расчетным путем обычно пользуется формулой Р.Бюкачека: W ^ж -р- +В , где W - влагосодержание газа, А - влагосодержание идеального газа, р - давление газа, В - разность влагосодержаний природного и идеального газов. Значения коэффициента А были рассчитаны Р.Бока-чеком с помощью "Международных таблиц критических величин", а значение коэффициента В - при обработке литературных и экспериментальных данных. По этому уравнению для температур (-40 + + 200°С) и давлений (I - 500 кгс/см²)были рассчитаны таблицы влагосодержания природных газов относительно плотности 0,6, находящихся в равновесии с пресной водой. При большей плотности газа и минерализованных водах в формулу Р.Бюкачека вводятся поправочные коэффициенты на плотность газа и минерализацию воды и она принимает вид W    В    )Cv    £$    •    где Су- поправочный коэффициент на мо

лекулярную! массу, плотность газа; С$ - поправочный коэффициент на минерализацию (соленость) пластовых вод.

Следует отметить, что влияние молекулярной массы на влагосодержание газов увеличивается с ростом температуры. Однако ввиду того, что природные газы от метана до газов с плотностью 1,0 имеют молекулярную массу 16 и 30, молекулярный вес не изменяет влагосодержания природных газов более чем на 3-5 %. Необходимо подчеркнуть, что поправочный коэффициент Су учитывает лишь молекулярный вес углеводородных газов, тогда как влияние таких газов, как СО2, H^S г    ^не    учитывается.    Вместе    с    тем

известно, что присутствие в газе COg и ^3 увеличивает, а на-

9

личне // 2 уменьшает влагосодериание природных газов.

Таким образом, влагосодержание природных газов монет быть установлено как расчетным путем, так и с помощью многочисленных номограмм, которые приводятся в ряде опубликованных работ.

Вместе с тем следует отметить, что,кроме расчетных в графических методов, существуют экспериментальные методы определения влагосодержания природных газов, на которых мы остановимся ниже.

До начала разработки газовой залежи газ полностью насыщен парами води в соответствии с пластовыми условиями его залегения, так как миграция газа и формирование газовых залежей происходит в водонасыщенных породах.

В процессе разработки при падении пластового давления газ в пласте изотермически расширяется, что должно было бы привести к нарушении термодинамического равновесия в системе природный газ - вода в переходу газа в недонасыщенное парами состояние. Вместе с тем расчетами показано, что в пластовых условиях природный газ вновь за доли секунды насыщается водяными парами, поступающими в него в основном из рыхлосвязанной воды, непосредственно в порах пласта через стенки капилляров,образованных наружными слоями этой воды /46/. Давление и температура природного газа постепенно снижается при движении от забоев скважин к потребителю.

Падение давления сопровождается повышением влагосодержания, тогда как уменьшение температуры, наоборот, приводит к снижению влагосодержания. В практике разработки превалирует процесс снижения влагосодержания природных газов, что приводит к конденсации водяного пара, в результате чего появляются конденсационные воды.

1.2. Методы определения влагосодержания природных газов

Методы определения влагосодержания природных газов и соответствующие им приборы можно объединить в пять групп.

Психометрический метол. Приборы, основанные на атом методе, замеряют температурный перепад между влажным и сухим термометрами, установленными в потоке газа. По температурному перепаду определяют упругость паров газа или относительную влажность, кото-10