Разработка газовых и газоконденсатных месторождений (стр. 2 )

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

m = 0.37464+1.54226 ω -0.26992 ω 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  -ρ ≈ 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%, -ρ  ≈ 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%, - 

ρ  ≈ 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=0.1γпL,         (2.1)

где Ргор - горное давление в кгс/см2; γп - 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 γп=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 γв [кг м/ с2]. При этом учитывается возможное отклонение от данного значения с помощью введения коэффициента несоответствия α, изменяющегося в пределах 0,8 - 1,2

рпл=α γв 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 ρ dL.

  Уравнение состояния ρ = p/z. R. T.

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

рпл = рз = ру e s        (2.3)

где

s = 0.03415-ρL / (Тср. zср);        (2.4)

рз, ру - забойное и устьевое давления, МПа; zср - коэффициент сверхсжимаемости, определяемый при средних значениях Тср и р ср, ρ - относительная плотность газа.

Алгоритм расчета пластового давления. Так как коэффициент сверхсжимаемости является функцией давления и температуры, то вычисление рпл  осуществляется методом последовательных приближений.

При этом определение рпл  осуществляется при постоянном составе газа вдоль ствола скважины.

2.2.2.2. Пластовое давление в газоконденсатных скважинах

Пластовое давление в газоконденсатных скважинах с большим содержанием конденсата (более 40 – 50 см3/м3) необходимо определять с помощью скважинных манометров либо рассчитывать по приближенным формулам. Например, если в барометрической формуле заменить относительную плотность газа относительной плотностью газоконденсатной смеси.

2.2.3. Определение забойного давления

в работающей скважине [1,2,5,7,8]

2.2.3.1. Газовая скважина

Причины невозможности использования формулы барометрического нивелирования:

1) Скважина эксплуатируется по фонтанным трубам и затрубному пространству одновременно.

2) Скважина не имеет фонтанных труб.

3) Скважина оборудована пакером.

Исходное уравнение количества движения. Формула расчета давления в работающей скважине получаем после интегрирования общего уравнения движения

dp/dL+ρ.g.(dz/dL)+2.λρw2/DT = 0 .

Здесь L - длина трубы в м (берётся обычно от устья до середины вскрытого интервала; для наклонных скважин определяется по вертикали h=L cosβн); w - скорость газа в м/с; g - ускорение силы тяжести в м/с2; λ - коэффициент гидравлического трения; ρ - плотность газа в кг/м3 ; DT - диаметр трубы в м.