Разработка газовых и газоконденсатных месторождений (стр. 1 )

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 к оторых 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, добываем ые 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 паро вом. С повышением давления и понижением температуры ком поненты, входящие в состав природных газов чисто газовых месторождений, могут переходить в жидкое состояние. При эксплуата ции газоконденсатных месторожден ий с понижением давления до опр еделенного значения (давление максимально й конденсации) обычно наблюдается переход тяжелых углеводородо в в жидкое состояние, при последующем уменьшении давления часть их пер еходит обрат но в газообразно е состояние.

Это приводит к тому, что состав газа, а также состав и количест во конд енсата в процесс е разработки газоконденсатных месторождений без поддержания давления изменяются, что следует учитывать при про ектировании заводов по переработке газа и конденсата. Если газоконденсатные месторождения разрабатывают с поддержани ем давле ния путем закачки газа в пласт (сайклинг- про цесс), состав конденсата практическ и не изменяется, а состав газа может изменяться при прорыве сухого газа в экс плуатацио нные скважины. Если для поддержания пластового давления закачивают в пласт воду, состав газа и конде нсата в процесс е 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

ρст =  М/22.41, кг/м3 ;        (1.1)

относительная плотность --ρ - плотность, отнесённая к плотности воздуха ρв 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 ρ = 100/ ∑ (gi /ρi) = 100M/∑ (xi Mi)/ρi = ∑ (xiρi).        

При этом плотности воздуха ρ0  = 1,293кг/м3, ρ20 = 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 -ρ, 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 -ρ 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ρ.

Уравнение состояние совершенного газа

р=ρ 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 ρR 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 ω.

Коэффициент сверхсжимаемости определяется графически или приближенно аналитически.

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

ω = 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 ω=∑ (yiωi),  0< ωi < 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 /ркр;  в = 0.08664 R Tкр/ркр.

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 α(Tпр,ω); akp = 0.45724 R2 Tkp2/Pkp;