Разработка газовых и газоконденсатных месторождений



страница1/8
Дата30.10.2016
Размер1.3 Mb.
  1   2   3   4   5   6   7   8

доцент ГРНМ НГФ ТПУ Квеско Б.Б.

РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ



РАЗРАБОТКА

ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

Томск 2003


ВВЕДЕНИЕ

Приоритетное развитие газовой промышленности, в частности в сибирском регионе, предъявляет повышенные требования к разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Важнейшим аспектом разработки является установление и обоснование технологического режима эксплуатации скважин. Недостаточно обоснованные технологические режимы эксплуатации скважин, приводящие к снижению их дебитов по сравнению с проектными значениями, приводят к завышению капитальных вложений и эксплуатационных расходов в процессе разработки.

В значительной степени правильность технологического режима эксплуатации скважин зависит от качества и количества исходной информации, получаемой газогидродинамическими методами исследования в процессах разведки и опытной эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений.

Важное значение имеют прогнозирование и своевременное изменение установленного технологического режима скважин. Поэтому знание современных газо-гидродинамических методов получения информации и научных основ установления оптимального технологического режима эксплуатации скважин необходимо для рационального освоения месторождений природного газа.



1.ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА

ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И КОНДЕНСАТА
1.1. Состав и классификация природных газов [1,2]
Состав природных газов. В состав природных газов входят:

а) Углеводороды  алканы CnH2n+2 и цикланы CnH2n.

б) Неуглеводороды  азот N2, углекислый газ СО2, сероводород Н2S, ртуть, меркаптаны RSH.

в) Инертные газы – гелий, аргон, криптон, ксенон.

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

Пропан (С2Н6), пропилен (С3Н6), изобутан (i=С4Н10), нормальный бутан-(n=С4Н10), бутилены (С4Н8) при атмосферных условиях находятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенных давлениях—в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжижаемых, сжиженных) углеводородных газов.

Углеводороды, начиная с изопентана (i= С5Н12) и более тяжелые

(17  n > 5) при атмосферных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции.

Углеводороды, в молекулу которых входит 18 и более атомов углерода (от С18Н28), расположенных в одну цепочку, при атмосферных условиях находятся в твердом состоянии.

Классификация природных газов. Природные газы подразделяют на три группы:

1. Газы, добываемые из чисто газовых месторождений. Они представляют собой сухой газ, практически свободный от тяжелых углеводородов.

2. Газы, добываемые вместе с нефтью. Это физическая смесь сухого газа, пропан-бутановой фракции (сжиженного газа) и газового бензина.

3. Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений. Они состоят из сухого газа и жидкого углеводородного конденсата. Углеводородный конденсат состоит из большого числа тяжелых углеводородов, из которых можно выделить бензиновые, лигроиновые, керосиновые, а иногда и более тяжелые масляные фракции. Кроме того, присутствуют N2, СО2, H2S, Не, Аг и др.

4. Искусственные газы получают из твердых топлив (горючие сланцы, бурый уголь) в газогенераторах, ретортах, тоннельных и прочих печах при высоких температурах, а иногда и при повышенных или высоких давлениях.

Изменение состава природного газа в процессе разработки. Во время эксплуатации газовых скважин метан  газообразный и находится при температуре выше критической, этан  на грани парообразного и газообразного состояния, а пропаны и бутаны  в паровом. С повышением давления и понижением температуры компоненты, входящие в состав природных газов чисто газовых месторождений, могут переходить в жидкое состояние. При эксплуатации газоконденсатных месторождений с понижением давления до определенного значения (давление максимальной конденсации) обычно наблюдается переход тяжелых углеводородов в жидкое состояние, при последующем уменьшении давления часть их переходит обратно в газообразное состояние.

Это приводит к тому, что состав газа, а также состав и количество конденсата в процессе разработки газоконденсатных месторождений без поддержания давления изменяются, что следует учитывать при проектировании заводов по переработке газа и конденсата. Если газоконденсатные месторождения разрабатывают с поддержанием давления путем закачки газа в пласт (сайклинг-процесс), состав конденсата практически не изменяется, а состав газа может изменяться при прорыве сухого газа в эксплуатационные скважины. Если для поддержания пластового давления закачивают в пласт воду, состав газа и конденсата в процессе разработки остаются неизменными.

Таким образом, физико-химические свойства газа и его состав необходимо знать как на стадии разведки, так и при эксплуатации месторождения.



1.2. Основные параметры [1,2]

1.2.1. Параметры газовых смесей
К средним параметрам относятся:

плотность газа в нормальных условиях

ст = М/22.41, кг/м3 ; (1.1)



относительная плотность - - плотность, отнесённая к плотности воздуха в при тех же значениях давления и температуры;

концентрации компонент - массовые gi = Gi /G; молярные yi = mi /m; объёмные xi = vi /v;

средние характеристики –

давление р = pi /xi ; объём v = vi /xi;

молекулярная масса М = (xi Мi)/100=100/ (gi /Mi); (1.2)

плотность = 100/ (gi /i) = 100M/ (xi Mi)/i = (xii).

При этом плотности воздуха 0 = 1,293кг/м3, 20 = 1,205кг/м3 (верхний индекс – температура в градусах Цельсия); концентрации связаны между собой соотношениями gi = xi Mi /M; yi = xi.
1.2.2. Критические и приведённые термодинамические параметры
Критическим состоянием называется такое состояние вещества, при котором плотность вещества и его насыщенного пара равны друг другу. Параметры, соответствующие этому состоянию, называются критическими параметрами.

Критической Ткр называется такая температура, выше которой газ под действием давления любого значения не может быть превращён в жидкость.

Критическое давление ркр,  зто давление, необходимое для сжижения газа при критической температуре.

Критическим объёмом vкр называют объём, равный объёму одного моля газа при критических значениях давления и температуры.

Для природных газов значения Ткр и ркр при известных параметрах компонент xi, pкрi, Ткрi определяются как среднекритические (псевдокритические):

pкр=(Pкрi xi) , Ткр = (Tкрi xi) при хС5+<10%. (1.3)

Если известна относительная плотность газа , то средние значения критических давления и температуры природного газа можно определить графически с введением соответствующих поправок при содержании в природном газе N2, СО2 или Н2S..

Если содержание N2, СО2 или Н2S превышает 15% об., то вместо графиков для определения Ткр и ркр следует пользоваться формулой (1.3).

Для приближенных расчетов при изменении относительной плотности  от 0,5 до 0,9 значения ркр и Ткр можно определить по формулам:

давление в кгс/см2 -

температура в К -

Часто в расчетах пользуются так называемыми приведенными давлениями и температурами.

Приведенным давлением рпр называется отношение давления газа р к его критическому давлению ркр : pпр=p/ pкр.

Приведенной температурой газа Тпр называется отношение абсолютной температуры газа Т к его критическому значению Ткр: Тпр=Т/Ткр.
1.3. Уравнения состояния природных газов [1,2,5]
Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между термодинамическими параметрами, описывающими поведение вещества. В качестве таких параметров используются давление р, температура Т и плотность.

Уравнение состояние совершенного газа

р= R T. (1.4)

Определение совершенного газа. Совершенный газ - это газ, в котором можно пренебречь объёмом молекул и взаимодействием их между собой.

Подходы в описании уравнений состояния реальных газов:


  • а) В уравнение совершенного газа вводится один коэффициент z, который учитывает отклонение данных газов от совершенного и называется коэффициентом сверхсжимаемости, а само модифицированное уравнение называют обобщённым газовым законом;

  • в) Получают эмпирические уравнения состояния с числом параметров большим двух.

1.3.1. Обобщённое уравнение состояния

р=z R T. (1.5)

Термодинамические параметры, определяющие коэффициент сверхсжимаемости. Коэффициент сверхсжимаемости z является функцией приведенных значений давления рпр, температуры Тпр и для тяжелых углеводородов С5+  ацентрического фактора .

Коэффициент сверхсжимаемости определяется графически или приближенно аналитически.

Ацентрический фактор  учитывает нецентричность сил притяжения и рассчитывается по формуле Эдмистера

= 3/7[ lg(pкр /pст)/(Tкр /Tкип-1)]-1, (1.6)

где отношение критической температуры к температуре кипения можно определить по формуле Гуревича (до С7, включительно)



(1.7)

для смесей газов = (yii), 0< i < 0,4 .



1.3.2. Многопараметрические зависимости
Зависимость - Редлиха Квонга

р = R Т/(v-b)-a/[T0.5 v (v+b)], (1.8)

где a = 0.4275 R2 T2,5кр кр; в = 0.08664 R Tкркр.

Область действия - сухие газы в докритической области.

Уравнение Пенга- Робинсона

p = RT/(v-b)-a(T)/[v(v+b)+b(v-b)]. (1.9)

Здесь: а(T) = akp (Tпр,); akp = 0.45724 R2 Tkp2/Pkp;



b = 0.0778 R Tkp /Pkp;  = {1+m (1-Tпр0.5)}2;

m = 0.37464+1.54226  -0.26992  2.

Для многокомпонентных смесей а = (yi ai); b = (yi bi).



Область действия - критическая область; для газоконденсатных смесей.
1.3.3. Расчетные методы определения

коэффициента сверхсжимаемости [5,6]
Из уравнения состояния Пенга-Робинсона

, (1.10)

где А=а(Т)р/(R2 T2); B=p b/(R T).



Область использования: р < 50МПа; хС 5+< 40моль%; пары воды.

Выбор z: z газовой фазы соответствует наименьший положительный корень уравнения, а z жидкой фазы - наибольший положительный корень.

Аппроксимация Платонова-Гуревича

, (1.11)

где ркр и Ткр вычисляются по формулам Хенкинсона, Томаса и Филлипса





Область использования р < 40МПа; хС 5+< 10моль%.

Погрешность формулы: меньше 1% при p < 25МПа;

3% при p = 25 35 МПа и 5% - от 35 до 40МПа.




2. ГАЗОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И

ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ ГАЗА
2.1. Методы определения типа залежи
2.1.1. По составу углеводородов и относительной плотности

а) Газовые  нет тяжелых углеводородов (метан  9598%; относительная плотность   0.56; при понижении температуры выделения жидких углеводородов не происходит).

б) Газонефтяные  сухой газ + жидкий газ (пропан  бутановая смесь) + газовый бензин С5+ ( метан = 35-40%, этан = 20%, жидкий газ = 26 30%, газовый бензин = 5%, не углеводороды = 8  13%,   1.1).

в) Газоконденсатные - сухой газ + конденсат (бензиновая, керосиновая, лигроиновая и, иногда, масляная фракции) (метан = 75  90%, этан = 5  9%, жидкий газ = 2  5%, газовый бензин = 2  6%, не углеводороды = 1  6%, 

  0.7  0.9).

г) Газогидратные - газ в твердом состоянии.



2.1.2. По Коратаеву (отношению содержаний

изо-бутана i-С4Н10 к нормальному бутану n-C4H10)

а) Газовые - i-С4Н10 / n-C4H10 =g>1.

б) Газоконденсатно-нефтяные, газонефтяные и попутный газ - g =0.5-0.8.

в) Газоконденсатные - g =0.9-1.1.


2.1.4. По фазовому состоянию пластовой смеси [4,5]
Для более обоснованного подразделения залежей углеводородов следует пользоваться характеристиками фазовых превращений, протекающих по разному в зависимости от состава углеводородов и условий в залежи. Типичная фазовая диаграмма многокомпонентной смеси (рис.2.1.) в координатах давление - температура имеет петлеобразный вид, т.е. отличается от соответствующей фазовой диаграммы чистого вещества, изображающейся в виде одной монотонно – возрастающей, вогнутой к оси температур кривой с одной конечной (критической) точкой. На диаграмме (рис.2.1) кривая точек кипения “a” - граница однофазного жидкого и двухфазного парожидкостного состояний, а кривая точек росы “ b - граница однофазного газообразного и двухфазного парожидкостного состояний. Эти кривые сходятся в критической точке К.

Критическая точка – максимальное значение кривой точек кипения по температуре, но не давления. Максимальному давлению этой кривой соответствует точка N , называемая криконденбарой. Для кривой точек росы – критическая точка максимальна по значению давления, но максимальному значению температуры соответствует точка М, которая называется крикондентермой. Таким образом, на фазовой диаграмме многокомпонентной смеси эти точки соответствуют максимальным значениям давления и температуры. Указанные точки в совокупности с критической ограничивают две особые области, в которых поведение смеси отличается от поведения чистого вещества. Это ретроградные области, которые носят названия обратной конденсации - ограничена кривой KDM и обратного испарения - ограничена кривой NHK.

Фазовая диаграмма (рис. 2.1.) со всеми её особенностями присуща любым многокомпо-нентным смесям, но ширина её петли и расположение критичес-кой точки, а следовательно, и ретроградных областей зависят от состава смеси.

Фазовое состояние пластовой углеводородной смеси и особенности их фазового поведения при разработке месторождений определяются пластовыми давлениями и температурами, а также составом смеси.

Если пластовое значение температуры смеси Тпл больше крикондентермы М (точка F) и в процессе разработки месторождения давление падает (линия FT4), то эта смесь будет всё время находиться в однофазном газообразном состоянии. Такие смеси образуют газовые месторождения.

Если пластовая температура находится между критической и крикондентермой, то такие смеси относят к газоконденсатным. В этом случае в зависимости от соотношения между начальным пластовым и давлением начала конденсации (точка В) возможно существование трёх типов газоконденсатных залежей: пластовое давление может быть выше (однофазное ненасыщенное), равно (однофазное насыщенное) или ниже (двухфазное) давления начала конденсации.

Если пластовая температура ниже критической температуры смеси, т.е. находится левее критической точки, то такие смеси характерны для нефтяных месторождений. В зависимости от начальных значений пластовых температуры и давления (расположения точки, соответствующей этим значениям, относительно кривой точек кипения) различают нефтяные месторождения с недо-насыщенными, насыщен-ными нефтями и месторождения с газовой шапкой.

Когда пластовая температура выше крикондентермы, то нефть содержит большое количество газообразных и легкокипящих углеводородов и обладает большей усадкой. Такие нефти называют лёгкими. Они отличаются высоким газонефтяным соотношением и плотностью, приближающейся к плотности газового конденсата.



2.2. Распределение давления в месторождениях и газовых скважинах
2.2.1.Определение пластовых давлений [7]
Горное давление и формула для его определения. Горным называется давление, создаваемое весом залегающих над газом пород

Ргор=0.1пL, (2.1)

где Ргор - горное давление в кгс/см2; п - средний удельный вес горных пород всех вышележащих пластов с учётом насыщающих их жидкостей в гс/см3 или тс/м3 ;



L - глубина, считая от поверхности земли до точки пласта, в которой определяется горное давление в м. При ориентировочных расчётах принимается п=2,5гс/см3.

Пластовое давление и методы его определения. Давление газа в газовой залежи (пластовое давление) всегда меньше горного. Определяют его по давлению на забое закрытой скважины. Учитывая, что углы наклона пластов незначительны, для большинства газовых месторождений можно считать, что начальное пластовое давление одинаково во всех точках залежи. При значительных этажах газоносности залежи значения этого давления могут значительно отличаться по различным скважинам при одинаковых давлениях на устье. На своде их значения будут меньше, чем на крыльях.

На практике пластовое давление рпл принимается равным гидростатическому, т.е. примерно глубине скважины L[м], умноженной на удельный вес воды в [кг м/ с2]. При этом учитывается возможное отклонение от данного значения с помощью введения коэффициента несоответствия , изменяющегося в пределах 0,8 - 1,2



рпл= в L/106 [МПа]. (2.2)

Причины аномальности пластового давления. Причины аномальности лежат в геологических особенностях сообщаемости горизонтов, величинах горного давления. Аномально высокие давления имеют замкнутые пласты без выходов на поверхность при высоких этажах газоносности и уплотнённых породах.
2.2.2. Определение забойного давления по давлению на устье

для остановленной скважины [1,2,7,8]
2.2.2.1. Барометрическая формула
Исходные уравнения:

Уравнение статического равновесия dp = g dL.

Уравнение состояния = p/z. R. T.

Формула барометрического нивелирования (Лапласа-Бабинэ) получается после интегрирования уравнения статического равновесия при замене плотности по уравнению состояния:

  1   2   3   4   5   6   7   8


База данных защищена авторским правом ©bezogr.ru 2016
обратиться к администрации

    Главная страница