Разработка газовых и газоконденсатных месторождений

программа профессиональной переподготовки «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» дисциплина РАЗРАБОТКА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ Составил: к.т.н., доцент кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» Тюменского индустриального университета Саранча Алексей Васильевич Тюмень 2021 1 Стр. Содержание курса ОСНОВНЫЕ ПОНЯТИЯ, ТЕРМИНЫ И СОКРАЩЕНИЯ 3 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРИРОДНОМ ГАЗЕ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ 6 2. АГРЕГАТНЫЕ СОСТОЯНИЯ ПАРАФИНОВ 28 3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ, НЕОБХОДИМЫХ ПРИ ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ 58 Упражнение 1 63 Упражнение 2 87 4. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ (ПЛОТНОСТЬ, ВЯЗКОСТЬ, СЖИМАЕМОСТЬ, ПАРЦИАЛЬНОЕ ДАВЛЕНИЕ И ОБЪЕМ, ДРОССЕЛИРОВАНИЕ) 90 Упражнение 3 96 Упражнение 4 97 Упражнение 5 103 Упражнение 6 105 Упражнение 7 109 Упражнение 8 111 Упражнение 9 114 5. ОСВОЕНИЕ И ПЕРИОДЫ (СТАДИИ) РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ 115 6. ПЛАСТОВЫЕ РЕЖИМЫ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ 126 7. СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖАХ 131 8. КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА 142 148 Упражнение 10 СПИСОК ТИУ ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ Саранча А.В. 156 Сокращения ГДИ – гидродинамические исследования (скважин и пластов) ГИС – геофизические исследования скважин ГКЗ – государственная комиссия по запасам полезных ископаемых ЦКР – центральная комиссия по разработке ГРП – гидравлический разрыв пласта ГВК – газоводяной контакт КИГ - коэффициент извлечения газа КИК – коэффициент извлечения конденсата ЦГМ – цифровая геологическая модель ЦФМ – цифровая фильтрационная модель ЧДД – чистый дисконтированный доход УВС – углеводородное сырье ОПР – опытно-промышленная разработка ЯНАО – Ямало-Ненецкий Автономный Округ УКПГ – Установка комплексной подготовки газа ТИУ Саранча А.В. 3 Основные понятия и термины Разработка нефтяных и газовых месторождений – это комплекс мер и мероприятий, направленных на извлечение из залежи максимально возможного количества углеводородов и содержащихся в них сопутствующих компонентов при выполнении условий экономической целесообразности для пользователя недр и государства. Достигается этот комплекс мер и мероприятий за счет реализации определенной системы разработки. Под системой разработки газовых и газоконденсатных залежей понимают размещение на продуктивной площади газоносности и структуре необходимого числа добывающих, нагнетательных, наблюдательных, пьезометрических скважин, порядок ввода их в эксплуатацию и поддержание определенных, допустимых технологических режимов эксплуатации скважин. ТИУ Саранча А.В. 4 Основные понятия Под системой обустройства промысла понимается завод для переработки добываемой продукции, а также дожимную компрессорную станцию для компримирования и подачи газа потребителю или в магистральный газопровод. Завод для переработки добываемой продукции предназначен для отделения от газа воды, конденсата и ценных компонентов, их очистки от механических примесей и включает поверхностное оборудование для их сбора. При разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления система обустройства дополняется технологическими линиями для закачки в пласт сухого газа (сайклинг-процесс) или воды. В целом газовый (газоконденсатный) промысел представляет собой технологический комплекс, состоящий из скважин, трубопроводов и установок различного назначения, с помощью которых на месторождении осуществляется извлечение пластового газа, газового конденсата и сопутствующих компонентов из недр, их сбор и подготовку к транспорту. ТИУ Саранча А.В. 5 1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ О ПРИРОДНОМ ГАЗЕ И ГАЗОВЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ ТИУ Саранча А.В. 6 Природный газ в пластах коллекторах Природные газы, добываемые на углеводородных месторождениях, представляют собой многокомпонентные смеси углеводородных и неуглеводородных компонентов, которые в пластовых условиях могут находиться в свободном газовом состоянии (в виде отдельных скоплений газовых залежей или газовых шапок, газонефтяных и нефтегазовых месторождений) либо в растворенном виде (в нефти или воде). Газовая залежь массивного типа, водоплавающая. Газоводяной контакт (ГВК) имеется на всей площади газоностности ТИУ Газовая залежь пластово-сводового типа. В залежах такого типа имеются участки не контактирующие с водой Саранча А.В. 7 Природный газ в пластах коллекторах Нефтегазовая залежь с нефтяной оторочкой, где объем газовой шапки превышает объем нефтенасыщенной части залежи Газонефтяная залежь - основная часть залежи нефтяная, а газовая шапка не превышает по объему нефтенасыщенную часть залежи Газ чисто газовых залежей называют природным или свободным газом. Газ газовых шапок газонефтяных и нефтегазовых залежей, так и называют газом газовых шапок. Газ растворенный в нефти или воде называют растворенным или попутным газом. ТИУ Саранча А.В. 8 Природный газ в пластах коллекторах Также природный газ в пластовых условиях, при определенных термобарических условиях может находящийся в газогидратном (твердом) состоянии. ТИУ http://www.youtube.com/watch?v=SDSzJD0fnJM Саранча А.В. 9 Природный газ в пластах коллекторах Также в последнее время набрала популярность добыча сланцевого газа и метана угольных пластов. ТИУ 10 http://www.youtube.com/watch?v=G39ph6uIysA Саранча А.В. Состав природных газов Природный газ состоит, в основном из смеси предельных углеводородов метанового ряда с общей формулой СnН2n+2, а также в газе могут содержаться неуглеводородные компоненты - азот (N2), углекислый газ (диоксид углерода) (СО2), сероводород (Н2S), водяной пар (Н2О), и реже редкие или инертные газы, такие как гелий (He), аргон (Ar), криптон (Кr) и др. Пары воды в смеси природного газа присутствуют всегда. ТИУ 11 Саранча А.В. Состав природных газов Метановый ряд также называют алканами или парафинами, представляющие собой предельные полностью насыщенные соединения, линейного или разветвленного строения, и начинающиеся с метана (СН4), на который, по разным газовым месторождениям Тюменской области, может приходиться от 80 до 99 % от общего объемного состава природного газа. ТИУ Молекула метана состоит из одного атома углерода и четырех водорода 12 Саранча А.В. Состав природных газов Также в состав природных газов, входят и другие более тяжелые углеводородные компоненты из ряда алканов, такие как: этан (С2H6) пропан (С3H8) бутан (С4H10) ТИУ 13 Саранча А.В. Состав природных газов и в незначительных количествах могут содержаться, пентан (С5H12), гексан (С6Н14), гептан (С7Н16) и более тяжелые по числу атомов углерода и водорода. На долю этана, пропана, бутана и пентана, в составе природных газов, может приходиться от 1 до 20 % и более. Обычно состав природных газов определяется не полностью, а до бутана (С4Н10) включительно, а все остальные компоненты объединяются в остаток и обозначают С5+ или С5Н12+. ТИУ 14 Саранча А.В. Инертные компоненты природного газа Неуглеводородные компоненты входящие в состав природных газов, которые не горят называют инертными. К наиболее распространённым инертным компонентам относят:  Водяной пар;  Углекислый газ (CO2), не имеет цвета и запаха. Может использоваться для повышения нефтеотдачи на истощенных нефтяных месторождениях, путем закачки его в пласт;  Азот (N2), также бесцветный и без запаха. Может использоваться для закачки в пласт.  Гелий (Не), также без цвета, вкуса и запаха. Легче воздуха. ТИУ 15 Саранча А.В. Сероводород Сероводород (Н2S), также достаточно часто присутствует в составе добываемого природного газа. Не относится к инертным газам. Огнеопасен. Является очень ядовитым и смертоносным даже в очень незначительных концентрациях. Представляет собой бесцветный газ со сладковатым вкусом, имеющий запах протухших куриных яиц. Обладает высокими коррозионными свойствами. ТИУ 16 Саранча А.В. Изомерия Алканы, начиная с бутана – имеют изомеры, которыми называются вещества с одинаковым составом, но различающиеся в химическом строении. Начиная с бутана, алканы могут формировать как длинную без ответвлений цепь (nСnН2n+2), так и создавать ответвления от нее, образуя изомеры. С увеличением числа атомов углерода в молекулах резко возрастает число изомеров парафиновых углеводородов, например бутан, может иметь две вариации в строении структурной цепи, длинную без ответвлений цепь n-С4H10 (слева) и одну ответвленную цепь i-С4Н10 (справа). нормальный бутан n-C4H10 ТИУ изобутан i-C4H10 17 Саранча А.В. Изомерия Пентан имеет три вариации, длинную без ответвлений цепь nС5H12, и две ответвленные цепи i-С5H12 и neo-С5H12. Гексан С6Н14 имеет пять вариаций в строении структурной цепи, гептан С7Н16 – девять, октан С8Н18 – восемнадцать, нонан С9Н20 – тридцать пять, декан С10Н22 – семьдесят пять. Структура нормального пентана, с формулой СН3(СН2)3СН3 Изопентан (i-С5H12), с формулой СН3СН2СН(СН3)2 Неопентан (neoС5H12), с формулой (СН3)4С Гексан С6Н14 имеет пять вариаций в строении структурной цепи, гептан С7Н16 – девять, октан С8Н18 – восемнадцать, нонан С9Н20 – тридцать пять, декан С10Н22 – семьдесят пять и так далее. ТИУ 18 Саранча А.В. Состав природных газов чисто газовых месторождений Состав природных газов на чисто газовых залежах месторождений Западной Сибири СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12+ СО2 N2 1 Чисто газовые залежи Месторождений Березовское Компонентный состав, % объемные 94,61 0,95 0,16 0,03 — 1,04 3,20 2 Бованенковское 96,44 1,44 0,17 0,14 0,06 0,18 1,61 3 Губкинское 96,95 0,47 0,07 — — 0,53 1,98 4 Заполярное 98,80 0,07 0,01 0,004 0,01 0,13 0,976 5 Комсомольское 96,37 0,22 0,03 0,01 — 0,49 2,88 6 Ямсовейское 95,0 0,08 0,006 0,01 — 0,3 4,6 7 Ямбургское 98,2 0,04 0,006 0,001 0,1 0,3 1,353 8 Уренгойское 99,05 0,06 0,01 – – 0,08 0,80 Как видно из таблицы процентное содержание компонентов различно по месторождениям, но содержание метана на чисто газовых залежах имеет преобладающее значение. Также из таблицы видно, что на чисто газовых месторождения содержание С5Н12+ очень незначительное. ТИУ 19 Саранча А.В. Газоконденсат Газоконденсат при пластовых давлениях и температурах находится в газообразном состоянии, а при снижении температуры и давления ниже давления конденсации углеводороды С5 и выше конденсируются. Такие жидкие углеводороды называются газовым конденсатом или газоконденсатом. В таблице ниже представлено сравнение газовых и газоконденсатных залежей по компонентному составу. Компонентный состав, % объемные Месторождения СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12+ СО2 N2 Чисто газовые залежи (сеноман) Заполярное 98,8 0,07 0,01 0,004 0,01 0,13 0,976 Ямбургское 98,2 0,04 0,006 0,001 0,1 0,3 1,353 Газоконденсатные залежи ТИУ Юбилейное 79,47 9,06 4,43 1,64 4,38 0,54 0,48 Надымское 68,45 10,99 5,66 1,65 10,72 0,88 1,66 20 Саранча А.В. Газоконденсат Конденсаты различных месторождений заметно отличаются по фракционному и химическому составам. Различают нестабильный и стабильный конденсаты. Нестабильный конденсат представляет собой жидкие углеводороды (С5Н12 + высшие) с растворенными в них газообразными компонентами. Стабильный конденсат при нормальных условиях содержит только жидкие тяжелые углеводороды (С5Н12 + высшие). Отношение объема стабильного конденсата к объему нестабильного называют коэффициентом усадки Ку. Важной характеристикой газоконденсатных залежей является конденсатногазовый фактор, показывающий содержание нестабильного конденсата (см3) в 1 м3 отсепарированного газа. По содержанию C5+ выделяются следующие группы газоконденсатных залежей: 1) низкоконденсатные - с содержанием конденсата менее 25 г/м3; 2) среднеконденсатные - с содержанием конденсата от 25 до 100 г/м3; 3) высококонденсатные - с содержанием конденсата от 100 до 500 г/м3; 4) уникальноконденсатные - с содержанием конденсата более 500 г/м3. На практике используется также характеристика, которая называется газоконденсатным фактором, — это количество газа (м3), из которого добывается 1 м3 конденсата. Значение газоконденсатного фактора колеблется для разных месторождений от 1500 до 25 000 м3/м3. 21 ТИУ Саранча А.В. МЕСТОРОЖДЕНИЯ ЯНАО На территории Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) было открыто большое количество месторождений природного газа. Чисто газовые залежи в основном сосредоточены в отложениях верхнего мела, а именно в разрезе сеноманского яруса. Самое первое открытое месторождение на территории Западной Сибири, было газовое – это Березовское, расположенное в Березовском районе Ханты-Мансийского автономного округа. Это месторождение было открыто 21 сентября 1953 года. Далее в этом районе следует еще череда открытий купных газовых месторождений - Пунгинское, Похромское, Игримское, Дёминское, Чуанельское, а всего на Березовской площади было открыто более 20 газовых месторождений. Следующим важным историческим пунктом открытий газовых месторождений в Западной Сибири явился 1967 год, когда геологами Надымской нефтегазоразведочной экспедиции на Медвежьем месторождении была пробурена и испытана первая скважина с полученным дебитом около 800 тыс.м3 газа. Медвежье месторождение находится на Надымского района Ямало-Ненецкого автономного округа, в 120 километрах от города Новый Уренгой. Ввод месторождения в промышленную разработку состоялся в 1972 году ТИУ 22 Саранча А.В. СЕНОМАНСКИЙ ЯРУС Сеноманский ярус (сеноман) — самый нижний ярус верхнего мела. Обозначение ПК1. Включает породы, образовавшиеся в течение сеноманского века. Этот век продолжался от 100,5 до 93,9 млн лет назад (всего 6,6 млн лет), наступил вслед за альбским веком и сменился туронским [8]. В Западной Сибири сеноманский ярус содержит уникальные месторождения природного газа, из которых в настоящее время производится большая часть добычи российского газа. Содержит газ, состоящий почти исключительно из метана и наиболее дешевый [8]. ТИУ 23 Саранча А.В. ОСОБЕННОСТИ ГЕОЛОГИЧЕСКОГО СТРОЕНИЯ СЕНОМАНСКИХ ПРОДУКТИВНЫХ ОТЛОЖЕНИЙ Сеноманский газоносный комплекс, перекрывается мощной толщей глин туронолигоценового возраста. Его продуктивность подтверждается на огромной территории Западной Сибири, ограниченной на западе Уральским хребтом, на востоке – административной границей Тюменской области, на севере – морским побережьем и на юге – широтой, проходящей примерно по северному окончанию Сургутского свода [7]. Сеноманские газовые залежи являются массивные, водоплавающие. Газонасыщенные толщины могут достигать 250 метров. Коллекторами для газа являются пески и алевролиты в различной степени глинистые. Залежи залегают на сравнительно небольших глубинах (450 – 1300 м). На Уренгойском, Медвежьем и Ямбургском глубина составляет 1100 – 1250 м. Пористость 22 – 44 %. Проницаемость от 1 до 7000 мДа. Газонасыщенность от 47 до 93 %. Газ Сеноманских залежей в основном сухой и на 98 % состоит из метана. Геологический разрез пласта ПК1 Медвежьего месторождения ТИУ 24 Саранча А.В. ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ ВЫРАБОТКИ ЗАПАСОВ СЕНОМАНСКОГО ГАЗА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЯНАО В таблице представлены данные на начало 2011 года ТИУ Месторождения Начальные запасы газа, млрд.м3 Накопленный отбор газа на начало 2011 года, млрд.м3 Текущий коэффициент газоотдачи, % Вынгапуровское 395 333 84,3 Остаточные запасы ННГ при КИГ=0,85, млрд.м3 59,25 Медвежье 2347 1855 79,0 352,05 Ямбургское 3933 3081 78,3 589,95 Уренгойское 5366 4172 77,7 804,9 Ен-Яхинское 1263 858 67,9 189,45 Комсомольское 778 502 64,5 116,7 Западно-Таркосалинское 325 195,65 60,2 48,75 Юбилейное 522 286 54,8 78,3 Северо-Уренгойское 586 311 53,1 87,9 Ямсовейское 560 276 49,3 84 Губкинское 399 166 41,6 59,85 Восточно-Таркосалинское 295 103 34,9 44,25 Вынгапуровское 122 36 29,5 18,3 Заполярное 2825 786 27,8 423,75 Еты-Пуровское 315 85 27,0 47,25 Песцовое 825 132 16,0 123,75 Южно-Русское 673 65 9,7 100,95 Юрхаровское 119 4,1 3,4 17,85 Новогоднее 9,3 0,2 2,2 1,395 Муравленковское 54,4 1,1 2,0 8,16 Всего 21316,7 12915,05 60,6 3197,505 25 Саранча А.В. ОБЩАЯ ДИНАМИКА ДОБЫЧИ СЕНОМАНСКОГО ГАЗА НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЯНАО ТИУ 26 Саранча А.В. ДОБЫЧА ГАЗА В 2019 ГОДУ В РФ 2019 году «Газпром» добыл: 500,1 млрд куб. м природного и попутного газа; 16,7 млн т газового конденсата; 40,8 млн т нефти. Крупнейшая независимая газовая компания - "НОВАТЭК" - произвела 70,05 млрд куб. м. Из вертикально интегрированных нефтяных компаний наибольшие объемы "голубого топлива" в 2019 году добыли НК "Роснефть" - 44 млрд куб. м, "Газпром нефть" - 20,7 млрд куб. м, "ЛУКОЙЛ" - 20,5 млрд куб. м, "Сургутнефтегаз" - 9,63 млрд куб. м, "РуссНефть" - 2,36 млрд куб. м, "Славнефть" - 956,7 млн куб. м, "Татнефть" - 967,75 млн куб. м, "Башнефть" - 656,79 млн куб. м За 2019 год всеми производителями газа в России было добыто 738 млрд куб. м ТИУ 27 Саранча А.В. 2. АГРЕГАТНЫЕ СОСТОЯНИЯ ПАРАФИНОВ ТИУ 28 Саранча А.В. АГРЕГАТНЫЕ СОСТОЯНИЯ В зависимости от температуры и давления, парафины могут быть в газообразном, жидком или твердом состоянии. При нормальных физических условиях (Pатм=0,1013 МПа и Т=273 К), метан (СН4), этан (С2Н6), пропан (С3Н8), изобутан (i-С4Н10), нормальный бутан (n-C4Н10) – газы, начиная с пентана (С5Н12) и до тетрадекана (С14Н30) – жидкости, последующие находятся в твердом состоянии. ТИУ 29 Саранча А.В. ДИАГРАММА ДАВЛЕНИЕ – ТЕМПЕРАТУРА ДЛЯ ОДНОКОМПОНЕНТНОГО ФЛЮИДА Смотрим рисунок и зарисовываем его в конспект  Линия ВСкр – граница жидкого и парообразного состояния или ее еще называют кривой упругости насыщенного пара, заканчивается в критической точке Скр, которая соответствует критической температуре и давлению, где различия между жидкостью и газом исчезают, поскольку свойства обеих фаз становятся идентичными.  Пунктирная красная линия соответствует критической температуре, при больших значениях температуры вещество будет только в газообразном состоянии и никаким повышением давления оно не превратится в жидкость.  Синяя штрихпунктирная линия соответствует критическому давлению, выше которого для однокомпонентного флюида, одновременное существование двухфазного состояния невозможно.  АВ – граница твердого состояния и пара (линия сублимации).  ВD – граница твердого и жидкого состояния (линия плавления).  Точка В – тройная точка. ТИУ 30 Саранча А.В. ДИАГРАММА ДАВЛЕНИЕ – ТЕМПЕРАТУРА ДЛЯ ОДНОКОМПОНЕНТНОГО ФЛЮИДА Для лучшего понимания фазовых переходов рассмотрим следующий эксперимент. Если над индивидуальным углеводородным компонентом находящемся в точке П, (парообразное состояние), повышать давление при постоянной температуре до точки Ж1, то при достижении давления в точке В1 (равного упругости насыщенного пара) этот компонент, конденсируется и переходит в жидкое состояние. Процесс перехода из парообразного состояния в жидкое, называется конденсацией. ТИУ 31 Саранча А.В. ДИАГРАММА ДАВЛЕНИЕ – ТЕМПЕРАТУРА ДЛЯ ОДНОКОМПОНЕНТНОГО ФЛЮИДА Далее при постоянном давлении, повышение температуры от точки Ж1 до точки Г1, приводит к тому, что компонент, переходит в точке В2 обратно в парообразное состояние (испарение). ТИУ 32 Саранча А.В. ДИАГРАММА ДАВЛЕНИЕ – ТЕМПЕРАТУРА ДЛЯ ОДНОКОМПОНЕНТНОГО ФЛЮИДА Точка В3 соответствует критической температуре данного вещества. В этой точке никаких процессов не происходит, так как парообразное и газообразное одно и тоже агрегатное состояние (газообразное). Область под кривой АСкр, называют парообразным состоянием потому, что из этого состояния при постоянной температуре, путем повышения давления можно перевести вещество в жидкое состояние, а из газообразного состояния нельзя. Повышение давления при постоянной температуре от точек Г1 до Г2 не приводит ни к каким переводным процессам. Понижение температуры от точек Г2 до Ж2, при постоянстве давления приводит к тому, что в точке В4 вещество непрерывно переходит в жидкое состояние, минуя двухфазное состояние. ТИУ 33 Саранча А.В. ДИАГРАММА ДАВЛЕНИЕ – ТЕМПЕРАТУРА ДЛЯ ОДНОКОМПОНЕНТНОГО ФЛЮИДА Рассмотрим другой процесс, когда над веществом находящимся в точке Т (твердое состояние), повышается температура при постоянном давлении (допустим что, это давление будет равно атмосферному) до точки П (парообразное состояние), то в точке Т1, начнется процесс плавления, то есть переход из твердого состояния в жидкое, а в точке П1, процесс кипения (испарения), то есть переход из жидкого состояния в парообразное. Температура в точке Т1, будет называться температурой плавления данного вещества при атмосферном давлении. Температура в точке П1, будет называться температурой кипения данного вещества при атмосферном давлении. Видно, что температура плавления и кипения не постоянны, а зависят от давления. ТИУ 34 Саранча А.В. ТЕМПЕРАТУРЫ ПЛАВЛЕНИЯ И КИПЕНИЯ АЛКАНОВ Температура кипения tкип, ºС при 0,1013 МПа СН4 С2Н6 С3Н8 n-С4Н10 i-С4Н10 n-С5Н12 i-С5Н12 neo-С5Н12 n-С6Н14 n-С7Н16 n-С8Н18 n-С9Н20 n-С10Н22 n-С11Н24 n-С12Н26 n-С13Н28 n-С14Н30 n-С15Н32 n-С16Н34 n-С17Н36 n-С18Н38 n-С19Н40 n-С20Н42 -182,5 -182,8 -187,7 -138,4 -159,6 -129,7 -159,9 -16,5 -95,3 -90,6 -56,8 -53,5 -29,6 -25,6 -9,7 -6,0 5,5 9,9 18,2 22 28,2 32,1 36,8 -161,5 -88,6 -42,1 -0,5 -11,8 36,1 27,4 9,5 68,7 98,4 125,7 150,8 174,1 195,9 216,3 235,4 253,7 270,6 286,8 301,9 316,1 329,7 342,7 Агрегатное состояние при (н.у.) Ратм=0,1МПа и t = 0 ºС Газы Метан Этан Пропан n-Бутан Изобутан n-Пентан Изопентан Неопентан n-Гексан n-Гептан n-Октан n-Нонан n-Декан n-Ундекан n-Додекан n-Тридекан n-Тетрадекан n-Пентадекан n-Гексадекан n-Гептадекан n-Октадекан n-Нонадекан n-Экозан Температура плавления tпл, ºС при 0,1013 МПа Жидкости 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 Формула Твердые вещества Вещество Из таблицы видно, что для перевода метана в жидкое состояние, или этот процесс еще называется сжижением, необходимо при атмосферном давлении понизить его температуру до минус 163 ºС. 35 ТИУ Саранча А.В. ДИАГРАММЫ ДЛЯ ОДНОКОМПОНЕНТНЫХ ФЛЮИДОВ Далее рассмотрим диаграмму давление-температура совместно с диаграммой давление-объем (смотрите ниже). Диаграмма давление-объем (слева), содержит несколько кривых, называемых изотермами (линии равной температуры), обозначенными как Т1, T2, Ткр, Т3 и Т4. Каждая изотерма характеризует зависимость между давлением и объемом при постоянной температуре. ТИУ Диаграммы однокомпонентного флюида: а) давление-объем; б) давление-температура 36 Саранча А.В. ДИАГРАММЫ ДЛЯ ОДНОКОМПОНЕНТНЫХ ФЛЮИДОВ Рассмотрим процесс изотермического расширения (понижение давления при постоянной температуре). Обратимся к участку G-b-d-D изотермы Т3. С уменьшением давления от G до b происходит некоторое увеличение объема до значения V1, который полностью заполнен жидкой фазой. При дальнейшем расширении до объема V2 в точке d, доля объема заполненного жидкостью сокращается, а доля объема заполненного паром, увеличивается. Расширение жидкости от V1 до V2 на участке b d происходит при постоянном давлении, и сопровождается ее переходом полностью в парообразное состояние в точке d. Следовательно, на участке b d одновременно имеются и жидкость, и газ, разделенные границей являющейся поверхностью жидкости. ТИУ Диаграммы однокомпонентного флюида: а) давление-объем; б) давление-температура 37 Саранча А.В. ДИАГРАММЫ ДЛЯ ОДНОКОМПОНЕНТНЫХ ФЛЮИДОВ Давление в красной точке b – называют давлением насыщения, так как при предшествующем снижении давления, начинается процесс испарения (или кипения), то есть превращение жидкости в пар, а отрезок синей кривой АСкр – называют кривой точек кипения (парообразования или испарения). Давление в синей точке d – это давление точки росы, так как при предшествующем повышении давления, начинается процесс конденсации или превращения пара в жидкость, а красная кривая СкрВ – называется кривой точек росы (конденсации). ТИУ Диаграммы однокомпонентного флюида: а) давление-объем; б) давление-температура 38 Саранча А.В. КРИВЫЕ УПРУГОСТИ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ Упругостью насыщенного пара называют линию на графике давлениетемпература для однокомпонентных смесей, на которой происходит переход из парообразного состояния в жидкое или обратно, в зависимости от повышения или понижения давления или температуры. На нижнем рисунке представлены кривые упругости насыщенных паров углеводородных газов, парафинового ряда в интервале температур от минус 50 до плюс 200 ºС. В данный интервал температур не попадает метан, так как обладает критической температурой минус 83 ºС. ТИУ 39 Саранча А.В. КРИВЫЕ УПРУГОСТИ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ температура 20 ºС и атмосферное давление (0,1 МПа) Линии упругости насыщенных паров метана, этана, пропана и бутана находятся выше красной точки (см. рис.), которая соответствует температуре 20 ºС и атмосферному давлению (0,1 МПа), поэтому они находятся в газообразном состоянии при данных термобарических условиях и называются газами. Компоненты начиная с пентана и более тяжелые до тетрадекана (n-С14Н30) в этих условиях являются жидкостями. 40 ТИУ Саранча А.В. КРИВЫЕ УПРУГОСТИ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ 1. 2. 3. ТИУ Ответьте на вопросы: В каком агрегатном состоянии будет находится этан при температуре 0 °С и давлении 3 МПа? В каком агрегатном состоянии будет находится метан при температуре 0 °С и давлении 3 МПа? В каком агрегатном состоянии будет находится бутан при температуре 100 °С и давлении 1,6 МПа? 41 Саранча А.В. КРИВЫЕ УПРУГОСТИ НАСЫЩЕННЫХ ПАРОВ Использование кривых упругости паров, представленных на рисунке предыдущего слайда, вызывает некоторое затруднение, так как интерполяция из-за кривизны линий не может быть надежной. Для устранения этого неудобства применяется полулогарифмическая шкала координат, на которой упругости насыщенных паров некоторых углеводородов, имеют вид прямых линий. В отечественной литературе, довольно часто, кривые упругости насыщенных паров чистых углеводородов парафинового ряда, демонстрируются в виде рисунка представленного на данном слайде, на котором в полулогарифмических координатах эти кривые действительно имеют вид прямых линий. ТИУ Кривые упругости насыщенных паров чистых углеводородов парафинового ряда [5]: 1 – метан; 2 – этан; 3 – пропан; 4 – i-бутан; 5 – n-бутан; 6 – i -пентан; 7 – n-пентан; 8 – i-гексан; 9 – n-гексан; 10 – i-гептан; 42 11 – n-гептан; 12 – октан; 13 – нонан; 14 – Саранча декан А.В. СХЕМЫ ФАЗОВЫХ ПЕРЕХОДОВ ДВУХКОМПОНЕНТНЫХ ФЛЮИДОВ Термодинамические диаграммы, на которых по осям координат откладываются давление, температура, молярный объем и наносятся кривые фазового равновесия, называются фазовыми диаграммами. Для многокомпонентных смесей по осям ординат может откладываться и состав. Кривыми фазового равновесия называются линии на фазовой диаграмме, соответствующие состоянию равновесно сосуществующих фаз. Рисунок занести в конспект. ТИУ Диаграммы двухкомпонентной смеси: а) давление-объем; б) давление-температура 43 Саранча А.В. СХЕМЫ ФАЗОВЫХ ПЕРЕХОДОВ ДВУХКОМПОНЕНТНЫХ ФЛЮИДОВ На рисунке изображены фазовые диаграммы для гипотетической бинарной смеси в координатах давление-объем и давление температура. Бинарная смесь состоит из двух гипотетических компонентов: более летучего и менее летучего компонента. Допустим, что в смеси на 85 мол. % преобладает легкий компонент, соответственно тяжелый компонент представлен 15 мол. %. Первое, что необходимо отметить, критическая точка уже не располагается на вершине двухфазной области, а в нашем примере смещена немного влево и обозначена красной точкой b. ТИУ Диаграммы двухкомпонентной смеси: а) давление-объем; б) давление-температура 44 Саранча А.В. СХЕМЫ ФАЗОВЫХ ПЕРЕХОДОВ ДВУХКОМПОНЕНТНЫХ ФЛЮИДОВ Критическое давление больше не соответствует максимальному давлению насыщения, которое теперь находится в точке с, или эту точку еще называют криконденбарой – максимальное давление, при котором для смеси заданного состава возможно существование парожидкостного равновесия. На правом рисунке, криконденбаре соответствует температура Т2, а критическая температура соответствует температуре Т1, и как видно в нашем примере, температура криконденбары выше критической температуры, т.е. Т2>Т1. Смещение критической точки влево от криконденбары вызвано преобладанием в смеси более летучего компонента, такой вид фазовой диаграммы очень схож с газоконденсатными системами. ТИУ Диаграммы двухкомпонентной смеси: а) давление-объем; б) давление-температура 45 Саранча А.В. СХЕМЫ ФАЗОВЫХ ПЕРЕХОДОВ ДВУХКОМПОНЕНТНЫХ ФЛЮИДОВ Критическая температура также больше не является максимальной температурой насыщения, которая в нашем примере обозначена красной точкой е, соответствует температуре Т4 и называется крикондентерма – максимальная температура, при которой для смеси заданного состава возможно существование парожидкостного равновесия. ТИУ Диаграммы двухкомпонентной смеси: а) давление-объем; б) давление-температура 46 Саранча А.В. СХЕМЫ ФАЗОВЫХ ПЕРЕХОДОВ ДВУХКОМПОНЕНТНЫХ ФЛЮИДОВ Синяя линия а b, называется линией точек кипения, а зеленая линия b i, включающая точки n c d e f o и h, называется линией точек росы. ТИУ Диаграммы двухкомпонентной смеси: а) давление-объем; б) давление-температура 47 Саранча А.В. СХЕМЫ ФАЗОВЫХ ПЕРЕХОДОВ ДВУХКОМПОНЕНТНЫХ ФЛЮИДОВ При этом желтая линия b e, включающая точки n c d, называется линией ретроградных точек росы, а светло-синяя линия e i, включающая точки f g o h, называется линией прямых точек росы. ТИУ Диаграммы двухкомпонентной смеси: а) давление-объем; б) давление-температура 48 Саранча А.В. СХЕМЫ ФАЗОВЫХ ПЕРЕХОДОВ ДВУХКОМПОНЕНТНЫХ ФЛЮИДОВ Рассмотрим процесс изотермического снижения давления, т.к. именно этот процесс происходит с газоконденсатными смесями в пластах при их разработке. Допустим пластовое давление находится в красной точке k, в которой как видно из правого рисунка, смесь будет в однофазном газовом состоянии. При изотерическом снижении давления, в синей точке n смесь становится насыщенной, из нее выделяется первая капля жидкости. ТИУ Диаграммы двухкомпонентной смеси: а) давление-объем; б) давление-температура 49 Саранча А.В. СХЕМЫ ФАЗОВЫХ ПЕРЕХОДОВ ДВУХКОМПОНЕНТНЫХ ФЛЮИДОВ При дальнейшем снижении давления происходит ретроградный процесс – конденсация при снижении давления. В зеленой точке m количество конденсирующееся жидкой фазы достигает максимума. Зеленая точка m зависит от концентрации компонентов смеси, для разных консистенций она может быть выше или ниже на отрезке n o. При дальнейшем снижении давления от точки m к черной точке o, процесс становится прямым, так как сконденсированная жидкость с понижением давления начинает испаряться, как это происходит с однокомпонентными флюидами и в точке о исчезает. ТИУ Диаграммы двухкомпонентной смеси: а) давление-объем; б) давление-температура 50 Саранча А.В. СХЕМЫ ФАЗОВЫХ ПЕРЕХОДОВ ДВУХКОМПОНЕНТНЫХ ФЛЮИДОВ Итак, на отрезке n m при снижении давления (синяя стрелка) происходит процесс ретроградной конденсации (ретроградная конденсация – это процесс конденсации тяжелых углеводородных компонентов находящихся в смеси газоконденсатов при снижении давления ниже давления конденсации). При повышении давления на этом отрезке (желтая стрелка) происходит ретроградное испарение жидкой фазы (ретроградное испарение – это процесс испарение легких углеводородных компонентов находящихся в смеси жидкой фазы при повышении давления в области ретроградных явлений). ТИУ Диаграммы двухкомпонентной смеси: а) давление-объем; б) давление-температура 51 Саранча А.В. СХЕМЫ ФАЗОВЫХ ПЕРЕХОДОВ ДВУХКОМПОНЕНТНЫХ ФЛЮИДОВ Область ретроградных явлений, наблюдающихся при изотермическом изменении давления, ограниченна замкнутой синий кривой b n c d e m b. Желтая линия b m e называется кривой максимальной конденсации. ТИУ Диаграммы двухкомпонентной смеси: а) давление-объем; б) давление-температура 52 Саранча А.В. диаграмма «давление – температура» для сухого газа Месторождение Медвежье (Россия) тип тип флюида газовое сухой газ Молекул- Состав газа, % объемные лярная CH4 С2Н6 C3H8 С4Н10 С5H12+ СО2 N2 масса высши е 16,27 98,56 0,17 0,01 0,02 0,02 0,22 1,0 В случае сухого газа, смесь легких углеводородов находится в пластовых условиях полностью в газовой фазе, и снижение давление по мере выработки коллектора, а также снижение температуры при подъеме газа в скважине и дальнейшему пути по газосборочным шлейфам, не приводит к образованию жидких углеводородов (теоретический случай). ТИУ 53 Саранча А.В. диаграмма «давление – температура» для сухого газа Месторождение Медвежье (Россия) тип тип флюида газовое сухой газ Молекул- Состав газа, % объемные лярная CH4 С2Н6 C3H8 С4Н10 С5H12+ СО2 N2 масса высши е 16,27 98,56 0,17 0,01 0,02 0,02 0,22 1,0 Флюиды газовых коллекторов относятся к группе «Влажный газ», потому как всегда содержат в своем составе воду находящуюся в парообразном состоянии при пластовом давлении и температуре, но переходящих в капельное жидкое состояние при снижении температуры. ТИУ 54 Саранча А.В. диаграмма «давление – температура» для жирного газа Месторождение Новопортовское (Россия) тип газовое Молекул- Состав газа, % объемные тип флюида лярная CH4 С2Н6 C3H8 С4Н10 С5H12+ СО2 N2 масса высш ие жирный газ 18,60 88,1 6,6 2,2 0,94 0,52 0,4 1,5 Для жирного газа в условиях сепаратора будет происходить конденсация содержащихся в его составе конденсатных С5H12+ и жирных С4 - С2 газовых фракций. На рисунке видно вхождение коричневой линии (термобарические изменения, происходящие с газом на его пути из пласта к сепаратору) в область двухфазного состояния вещества. 55 ТИУ Саранча А.В. диаграмма «давление – температура» для газоконденсата Месторождение Юбилейное (Россия) Молекул- Состав газа, % объемные тип тип флюида лярная CH4 С2Н6 C3H8 С4Н10 С5H12+ СО2 N2 масса высш ие газоконден- конденсат 21,91 79,47 9,06 4,43 1,64 4,38 0,54 0,48 сатное сухого газа Точка крикондетермы Газоконденсатная или ретроградная система представляет собой случай, когда температура пластовой смеси находится между критической температурой и точкой крикондетермы (точка максимальной температуры сосуществования жидкой и газовой фаз). ТИУ 56 Саранча А.В. диаграмма «давление – температура» для газоконденсата Месторождение тип тип флюида Юбилейное (Россия) газоконденсатное конденсат сухого газа Молекул- Состав газа, % объемные лярная CH4 С2Н6 C3H8 С4Н10 С5H12+ СО2 N2 масса высши е 21,91 79,47 9,06 4,43 1,64 4,38 0,54 0,48 Точка крикондетермы После снижения давления до линии точек конденсации (росы), начинается рост доли жидкой фазы, т.е. происходит конденсация тяжелых углеводородных компонентов находящихся в составе газоконденсатной смеси при снижении давления. Такое явление – конденсации при снижении давления называется ретроградной конденсацией. Явление ретроградной конденсации может происходить только с двух и многокомпонентными смесями, и называется ретроградным потому, что происходит именно при понижении давления, а не наоборот, как это происходит у 57 однокомпонентных флюидов (рисунок с права). ТИУ Саранча А.В. 3. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ, НЕОБХОДИМЫХ ПРИ ПОДСЧЕТЕ ЗАПАСОВ ТИУ 58 Саранча А.В. Молекулярная масса газовой смеси Одним из основных показателей, определяющих тип пластового флюида, является его молекулярная масса, она напрямую связана с его физическими свойствами, и по ней можно охарактеризовать состав природного газа, чем она больше, тем выше в нем концентрация углеводородов с большими молекулярными массами. Молекулярная масса жирного газа, газоконденсата, в пластовых условиях обычно больше, чем при нормальных поверхностных условиях, что связано с выпадением конденсирующихся, более высокомолекулярных углеводородов в пласте. В таблице ниже приведены диапазоны молекулярных масс классифицирующих углеводородные пластовые флюиды как сухие и жирные газы, газоконденсаты сухого и жирного газа, летучие нефти, нефти с высокой степенью усадки, нелетучие нефти и тяжелые нефти. Данные интервалы являются приблизительными, так как существуют некоторые исключения. показатели Жирный и сухой газ Молекулярная масса Цвет не более 20 бесцветный Доля С7+ ТИУ 0-1 Газоконденсаты Сухого Газа 20-25 Конденсаты жирного газа 25-40 Летучие нефти от желтоватого до прозрачного от оранжевого до желтого 1-6 6-12 от зеленоватого до оранжевого 10-30 30-60 Нефть с высокой степенью усадки 50-90 Нелетучая нефть Тяжелая Нефть и гудроны 75-150 от коричневатого до светлозеленого от коричневого до темно-зеленоватого 30-50 более 150 черный 25-35 Более 50 59 Саранча А.В. Молекулярная масса газовой смеси В таблице приведены значения молекулярной массы смеси углеводородов и составы пластовых флюидов некоторых чисто газовых, газоконденсатных и нефтяных месторождений. Видно, что молекулярная масса больше у составов с преобладанием более тяжелых углеводородных компонентов. Месторождение тип Медвежье (Россия) Новопорто-вское (Россия) Юбилейное (Россия) Надымское (Россия) Ромашкинское (Россия) Рэли (США) Месторожде-ние Западного Техаса (США) Каннерли (Калифорния США) ТИУ тип флюида Молекуллярная CH4 масса 16,27 98,56 газовое сухой газ газовое жирный газ 18,60 газоконденсатное газоконденсатное нефтяное конденсат сухого газа конденсат жирного газа летучая нефть нефтяное нефть с высокой степенью усадки тяжелая нефть нефтяное нефтяное битуминозная нефть Состав газа, % объемные С2Н6 C3H8 С4Н10 С5H12+ СО2 N2 высшие 0,17 0,01 0,02 0,02 0,22 1,0 88,1 6,6 2,2 0,94 0,52 0,4 1,5 21,91 79,47 9,06 4,43 1,64 4,38 0,54 0,48 26,32 68,45 10,99 5,66 1,65 10,72 0,88 1,66 32,27 38,8 19,1 17,8 8 76,0 45,21 7,09 4,61 4,5 35,16 1,19 0,51 108,9 15,93 10,47 10,69 9,41 53,69 0,01 0,13 268,6 22,62 1,69 0,81 0,89 73,99 6,8 1,5 8 60 Саранча А.В. Молекулярная масса газовой смеси В таблице ниже представлены молекулярные массы алканов, которые также могут быть определены по формуле: (3.1) М  12,011а  1,00794b где а – число атомов углерода; b – число атомов водорода. Молекулярная масса алканов Метан СН4 16,043 Химическая формула Молекулярная масса Этан С2Н6 30,070 Пропан С3Н8 44,097 Бутан С4Н10 58,124 Пентан С5Н12 72,151 Гексан С6Н14 86,178 Гептан С7Н16 100,20 Молекулярные массы неуглеводородных компонентов Химическая формула Молекулярная масса Углекислый газ СО2 44,010 Азот Сероводород Водяной пар N2 28,013 H2 S 34,082 H2 O 18,015 Если известен молярный состав смеси в процентах, то среднюю молекулярную массу можно определить по формуле: n М см  M y i 1 i 100 i у М  у2 М 2  ...  уn M n  1 1 100 (3.2) где у1, y2, …, уn – молярные (объемные) доли компонентов, %; М1, М2, …, Мn – молекулярные массы компонентов. 61 ТИУ Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА Одним из Пример расчета молекулярной массы. Определить молекулярную массу смеси на Медвежьем месторождении. Компонентный состав газовой смеси сеноманского продуктивного горизонта Медвежьего месторождения Месторождение Продуктивный горизонт Медвежье сеноманский СН4 С2 Н 6 98,56 0,17 Состав газа, % объемные С3 Н 8 С4Н10 С5Н12+ 0,01 0,02 0,02 СО2 N2 0,22 1 Решение. Для определения молекулярной массы смеси используем формулу (3.2): 16,043  98,56  30,07  0,17  44,097  0,01  58,124  0,02  72,151 0,02  44,011 0,22  28,016 1  100  16,27. М см  ТИУ 62 Саранча А.В. Молекулярная масса газовой смеси Упражнение 1. Определить молекулярную массу смеси газовых месторождений, представленных в таблице. Пример решения на предыдущем слайде. Месторождение Продуктивный горизонт Состав газа, % объемные СН4 С2Н6 С3Н8 С4Н10 С5Н12+ СО2 N2 1 Березовское П(юрский) 94,61 0,95 0,16 0,03 — 1,04 3,20 2 Бованенковское Сеноманский 96,44 1,44 0,17 0,14 0,06 0,18 1,61 3 Нурминское ТП21-26 92,40 1,72 0,62 0,11 0,07 0,99 4,09 4 Губкинское Сеноманский 96,95 0,47 0,07 — — 0,53 1,98 5 Заполярное Сеноманский 98,80 0,07 0,01 0,004 0,01 6 Комсомольское Сеноманский 96,37 0,22 0,03 0,01 — 0,49 2,88 7 Ямсовейское Сеноманский 95,0 0,08 0,006 0,01 — 0,3 4,6 8 Тазовское Сеноманский 98,68 0,06 0,003 0,01 — 0,39 0,86 9 Ямбургское Сеноманский 98,2 0,04 0,006 0,001 0,1 0,3 1,353 10 Уренгойское Сеноманский 99,05 0,06 0,01 – – 0,08 0,80 ТИУ 0,13 0,976 63 Саранча А.В. Молекулярная масса газовой смеси Газовые смеси можно охарактеризовать не только молярными, но и массовыми концентрациями компонентов. Молярный и объемный составы газовых смесей примерно совпадают друг с другом, так как объемы 1 кмоля идеальных газов при одинаковых нормальных физических условиях (P=0,1013 МПа и Т=273 К) по закону Авогадро составляют 22,41 м3. Более точные значения молярных объемов алканов и неуглеводородных компонентов входящих в состав природных газов представлены в таблицах ниже. Молекулярный объем алканов Химическая формула Молекулярный объем 1 кмоля, м3 Метан СН4 22,36 Этан С 2 Н6 22,19 Пропан С3Н8 21,941 Бутан С4Н10 21,455 Пентан С5Н12 20,576 Гексан С6Н14 19,944 Гептан С7Н16 19,029 Молекулярный объем неуглеводородных компонентов Химическая формула Молекулярный объем 1 кмоля, м3 ТИУ Углекислый газ СО2 22,264 Азот Сероводород Водяной пар N2 22,403 H2S 22,190 H2O 20,845 64 Саранча А.В. Молекулярная масса газовой смеси Пересчет молярных (объемных) концентраций компонентов газовой смеси в массовые и наоборот производится при помощи следующих формул: yM (3.3) gi  n i i - в массовых долях;  yi M i i 1 gi  yi M i  100 - в массовых процентах; n  yi M i (3.4) i 1 yi  yi  gi n g Mi  i i 1 M i gi 100 n g Mi  i i 1 M i - в молярных долях; (3.5) - в молярных процентах, (3.6) где gi – массовая доля i-го компонента; Мi – молярная масса i-го компонента. ТИУ 65 Саранча А.В. ПРИМЕР ПЕРЕВОДА ИЗ ОБЪЕМНЫХ В МАССОВЫЕ ДОЛИ Пример расчета. Пересчитать объемные процентные в массовые проценты на Медвежьем месторождении. Исходные данные представлены в примере расчета 1.1. Решение. Для определения массовой доли метана используем формулу (3.3): 98,56 16,043  98,56 16,043  0,17  30,07  0,01  44,097  0,02  58,124  0,02  72,151  0,22  44,011  1  28,016  0,9718  97,18% g метан  Таким образом, рассчитываются массовые доли всех входящих компонентов, значения которых представлены в таблице. Молярная доля, % Массовая доля, % ТИУ С1 С2 98,56 97,18 С3 С4 С5+ СО2 N2 0,17 0,01 0,02 0,02 0,22 1 0,31 0,02 0,07 0,08 0,59 1,72 66 Саранча А.В. Уравнение состояния для идеального газа Для определения многих физических свойств природных газов используют уравнение состояния – аналитическую зависимость между основными параметрами состояния газа (объем, давление и температура). Уравнением состояния идеальных газов называют уравнение Менделеева-Клапейрона или Клапейрона-Менделеева, которое впервые было получено Клапейроном, однако более удобный, усовершенствованный вид ему придал Менделеев, записав его в следующем виде: m PV  nRT  RT M (3.7) где Р – абсолютное давление, Па; V – объем занимающий газом, м3; n – число киломолей газа; m – масса вещества; М – молекулярная масса; Т – абсолютная температура, К; R – универсальная газовая постоянная, 8314,3 Дж/(кмоль∙К). Универсальная газовая постоянная – это работа расширения одного моля газа при нагревании на один градус при постоянном давлении. В системе СИ измеряется Дж/(моль·К) и равняется 8,3143, однако в формуле выше используется значение 8314,3, так как n измеряется в киломолях а не в молях. ТИУ 67 Саранча А.В. Критические параметры газа В прошлой лекции «Агрегатные состояния парафинов» уже давалось подробное объяснение критической температуры и давления, здесь только повторим определения. Критической называется такая температура, выше которой, при любом давлении, газ не может быть переведен в жидкое состояние. Давление, необходимое для сжижения газа при критической температуре, называется критическим. Критические параметры углеводородных (алканов) и неуглеводородных компонентов входящих в состав природных газов ТИУ 68 Саранча А.В. Критические параметры газа При известном составе газа, в котором содержание метана более 95 % критические параметры газовой смеси можно определить по правилу аддитивности: n Tкр  Т i 1 крi yi 100  Т кр1  y1  Т кр 2  y2  ...  Tкрn  yn 100 , [K] (3.8) n Pкр  P i 1 крi 100 yi  Pкр1  y1  Pкр 2  y2  ...  Pкрn  yn 100 , [МПа] (3.9) где у1, y2, …, уn – молярные (объемные) доли компонентов, %; Ткрi и Ркрi - критические температура и давление i – х компонентов смеси, К и МПа. При решении практических задач, не требующих высокой точности, псевдокритические параметры Ркр и Ткр с приемлемой погрешностью могут быть определены по формулам: Ркр = 4,892 – 0,013979Мсм, [МПа]; Ткр = 94,717+5,8997Мсм, [К], где Мсм – молекулярная масса газовой смеси, определяется по формуле 3.2. 69 ТИУ Саранча А.В. Приведенные параметры газа Приведенными параметрами называют безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа (давление, температура, плотность, удельный объем) больше или меньше критических: Т пр.см ТИУ Т  , Т кр Рпр.см Р  . Ркр (3.10) 70 Саранча А.В. Коэффициент сверхсжимаемости газа m PV  nRT  RT M Уравнение Менделеева-Клайперона (уравнение состояния для идеальных газов) широко используется для решения многих практических задач, но для описания поведения природных газов во время добычи, переработки и транспортировки, при давлениях, намного выше атмосферного, в данное уравнение вводится коэффициент сверхсжимаемости газа Z, который учитывает отклонение реального газа от законов идеального: PV  ZnRT (3.11) где Z – безразмерный коэффициент сверхсжимаемости газа, который вводится в уравнение состояния идеального газа (уравнение Менделеева-Клапейрона), для того чтобы учитывать отклонение реального газа от законов идеального. Коэффициент сверхсжимаемости (зависит от давления, температуры и состава природного газа) может быть определен в лабораторных условиях, на пробах оторванных из скважин или, как это чаще бывает, получен расчетным путем с использованием корреляционных зависимостей. ТИУ 71 Саранча А.В. Определение коэффициента сверхсжимаемости графически по двум параметрам Методика определения коэффициента сверхсжимаемости газа по двум параметрам, является наиболее простой, и заключается в графическом определении Z по двум приведенным параметрам Рпр.см и Тпр.см. Эту методику можно использовать, когда природные газы содержат не более 2 % мольных высококипящих углеводородов С5+. Порядок определения Z следующий: 1) Находят критические параметры газовой смеси (Ркр и Ткр); 2) Рассчитывают приведенные параметры газовой смеси (Рпр.см и Тпр.см); 3) По графику Брауна-Катца представленному на рисунке справа определяют для рассчитанных Рпр.см и Тпр.см коэффициент сверсжимаемости газа Z. ТИУ Приведенное давление 72 Саранча А.В. Коэффициента сверхсжимаемости 0,85-0,87 Коэффициента сверхсжимаемости газа для сеноманских чисто газовых залежей с высоким содержанием метана более 95 %, в пластовых условиях (при пластовых давления около 10 МПа и температурах около 30 °С) равен значению в диапазоне от 0,85 до 0,87. При атмосферном давлении и температуре 20 °С равен единице. Соответственно, коэффициент Z для сеноманского газа изменяется от 0,85 до 1, в зависимости от давления и температуры при которых он находится. ТИУ 73 Саранча А.В. Определение коэффициента сверхсжимаемости расчетным путем Рассчитать коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении P и температуре T можно по формуле: 1−𝐴 𝐷 𝑧 = 𝐴 + exp(𝐵) + 𝐶 ∙ 𝑃пр , (3.11.1) где параметры A, B, C и D определены по формулам 𝐴 = 1,39 ∙ 𝑇пр − 0,92 − 0,36 ∙ 𝑇пр − 0,101 𝐵 = 0,62 − 0,23 ∙ 𝑇пр ∙ 𝑃пр + 𝐶 = 0,132 − 0,32 ∙ lg 𝑇пр , −1 2 + 0,32 ∙ 𝑃 6 /109∙𝑇пр , 0,037 ∙ 𝑃пр пр (3.11.3) (3.11.4) 2 𝐷 = 100,3106−0,49∙𝑇пр+0,1824∙𝑇пр . ТИУ 0,066 − 𝑇пр −0,86 (3.11.2) (3.11.5) 74 Саранча А.В. КОЭФФИЦИЕНТ РАСШИРЕНИЯ И ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ГАЗА В практике разработки месторождений используется уравнение состояния реальных газов для определения соотношений между объемами углеводородов в пластовых и поверхностных условиях. При подсчете запасов газа, геологи сначала оценивают его объем в пластовых условиях, а потом перечитывают какой объем он будет занимать на поверхности при стандартных условиях, этот объем и будет ставится на баланс государства. Для того чтобы сделать перерасчет используют коэффициент расширения газа Е или объемный коэффициент газа Вг. Эти коэффициенты между собой связаны следующим соотношением: E 1 ТИУ Вг . (3.12) 75 Саранча А.В. КОЭФФИЦИЕНТ РАСШИРЕНИЯ И ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ГАЗА Коэффициент расширения газа Е – это безразмерный параметр, показывающий во сколько раз объем газа при стандартных условиях Vcт (Ратм=101325 Па и Тст=293 К) больше объема, который занимает этот газ в пластовых условиях Vпл. Vст объем n киломолей газа в стандартных условиях E  Vпл объем n киломолей газа в пластовых условиях Используя уравнение состояния реального газа, для стандартных условий (Ратм=101325 Па, Тст=293 К, Zcт=1), коэффициент расширения газа Е можно представить следующим образом: Vст Р  Т cт  Z ст P E   0,002892 . Vпл Ратм  Т  Z Z T ТИУ (3.13) 76 Саранча А.В. КОЭФФИЦИЕНТ РАСШИРЕНИЯ И ОБЪЕМНЫЙ КОЭФФИЦИЕНТ ГАЗА Коэффициент расширения и объемный коэффициент газа используется при подсчете запасов газовых месторождений приведенных к поверхностным стандартным условиям. Для этого используется следующее уравнение: Vг . з.г  Vг .ч. з  mот  (1  S в )  Ен.д  Vг .ч. з  mот  (1  S в ) / Вг , (3.14)  Ен.д – коэффициент расширения газа при начальном давлении и температуре на приведенной глубине залежи, которая соответствует горизонтальному сечению пласта, делящему массу газа, содержащемуся в этом пласте, пополам;  Vг.з.г – запасы газа в залежи, приведенные к стандартным условиям на поверхности Земли, м3;  Vг.ч.з – объем газонасыщенной части залежи, м3;  Vг.ч.з= F∙hэф= произведению площади газонасыщенной части залежи F на эффективную газонасыщенную толщину (мощность) hэф  mот – коэффициент открытой пористости, доли единиц;  Sв – коэффициент остаточной водонасыщенности, доли единиц На следующих слайдах, более подробно рассмотрим каждый из этих параметров и источники их получения ТИУ 77 Саранча А.В. ПЛОЩАДЬ ГАЗОНОСТНОСТИ Для определения площади газоносности F необходимы данные сейсморазведки (информация о глубинном строении осадочных толщ) и каротажные исследования разрезов скважин в около скважинном пространстве (информация о свойствах разбуренных пород, выявление продуктивных и перспективных на газ интервалов пород и оценки содержащихся в них запасов углеводородов или же водонасыщенных интервалов). Полученная информация дает представление о глубинном строении осадочных толщ, горизонтальном положении контактов ГВК и соответственно о контурах (площади F) газоностности, что позволяет составлять структурные карты и подсчетные планы, которые представляют собой карты глубин залегания кровли продуктивных пластов в абсолютных отметках. ГВК – газоводяной контакт ТИУ 78 Саранча А.В. ОЦЕНКА ОБЪЕМА ГАЗОНАСЫЩЕННОЙ ЧАСТИ На рисунке черным цветом представлен продуктивный газонасыщенный пропласток, коричневым непроницаемая кровля, синим законтурная вода. Красные линии – скважины, в которых в результате геофизических исследований были определены эффективная мощность и положение ГВК, а также геометрическая форма залежи, что позволяет дать приблизительную оценку какой объем имеет сама газонасыщенная часть залежи. ТИУ 79 Саранча А.В. СЕЙСМОРАЗВЕДКА . ОСНОВНЫЕ ТЕРМИНЫ И ПОНЯТИЯ Сейсморазведка – позволяет определить структуру залегания пород (геометрические формы) и местонахождения предполагаемых ловушек углеводородов путем «просвечивания» подземного пространства звуковыми волнами. Сейсморазведка не позволяет определить наличие углеводородов в предполагаемой ловушке. Наличие углеводородов может быть подтверждено только путем бурения поисковых скважин. Источником сейсмического сигнала на суше, излучающим в землю сейсмические волны служит «Вибросейс», представляющий собой большой гидравлический пресс-вибратор, смонтированный на грузовике таким образом, чтобы он мог производить колебания почвы заданной частоты и амплитуды. Приемниками сейсмического сигнала служат устройства регистрирующие сейсмические волны. На суше используют геофон – детектор, регистрирующий вибрации почвы в виде сейсмограммы, графика смещения поверхности от времени. Виды поверхностной сейсморазведки  Профильные 2D – источники и сейсмоприемники располагаются вдоль одной линии;  3D – источники и сейсмоприемники покрывают некоторую площадь;  4D – регистрируются различия в сейсмограммах нескольких 3D (или 2D) сейсмических исследований, проводимых на одной и той же площади (вдоль одного и того же профиля), но в разное время, с целью суждения о процессах и изменениях, произошедших за время между сейсмическими исследованиями. 80 ТИУ Саранча А.В. ГЕОФИЗИЧЕСКИЕ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН Открытием месторождения считается, когда в поисковой скважине получен промышленный приток нефти и/или газа. После чего начинается разведочный этап. Составляется «Проект разведочного бурения», с целью разведки и уточнения геологического строения пластов месторождения, определения абсолютных отметок ВНК, ГВК, ГНК, а также оконтуривания углеводородных залежей. Для этих целей в пробуренных поисково-разведочных скважинах проводятся комплекс геофизических исследований скважин (ГИС), позволяющий определять положение контактов нефть вода, газ - вода, газ- нефть, т.е. нефте, газо или водонасыщенности, выявления коллекторов, количественного определения фильтрационно-емкостных свойств, а также эффективных нефте или газонасыщенных толщин продуктивных горизонтов. ТИУ 81 Саранча А.В. ЭФФЕКТИВНАЯ ТОЛЩИНА ПЛАСТА Эффективная толщина пласта (hэф) – это суммарная толщина всех продуктивных нефте или газонасыщенных слоев вскрываемых скважиной. Источник данного параметра каротажные диаграммы (данные ГИС). hэф = h1 + h2 +…+ hn Коэффициент песчанистости – отношение суммарной толщины песчаников hэф к общей толщи пород, слагающих Kпес = hэф/h продуктивный горизонт h. Измеряется в долях ед. Расчлененность представляет собой отношение суммарного числа песчаных пластов и пропластков, вскрытых скважинами, к общему числу пробуренных скважин. Измеряется в единицах. 82 ТИУ Саранча А.В. КОЭФФИЦИЕНТ ОТКРЫТОЙ ПОРИСТОСТИ Под пористостью горной породы понимают наличие в ней пустот, которые являются результатом того, что песчаные зерна и частицы карбонатного материала, слагающие песчаниковые и известняковые коллекторы, никогда не прилегают идеально плотно друг к другу. Пустотное пространство, всегда существует в горных породах между слагающими зернами и называется поровым или межзерновым пространством, которое в свою очередь заполнено флюидами (жидкостями и/или газами). Поровое пространство характеризуется коэффициентом пористости, который выражаются в долях единицах или его можно перевести в проценты путем умножения на 100. В расчетах всегда используется в долях единиц. Пористость важнейший емкостной параметр горных нефте или газосодержащих пород, так как используется при подсчете запасов углеводородных месторождений. ТИУ 83 Саранча А.В. КОЭФФИЦИЕНТ ОТКРЫТОЙ ПОРИСТОСТИ Открытая пористость – это объем открытых связанных поровых каналов. Коэффициент открытой пористости mот равен отношению суммарного объема открытых пор Vоп к объему образца породы Vобр. mот Vоп  . Vобр Источники данных пористости По данным керна Пористость горных пород измеряется в лабораторных условиях на небольших образцах горных пород цилиндрической формы, более или менее равномерно выпиливаемых из керна. По данным ГИС Если определение пористости по кернам называют прямыми методами оценки, то к косвенным можно отнести интерпретацию каротажных диаграмм полученных в результате различных геофизических исследований скважин (ГИС), которые в свою очередь калибруются на данные керна и позволяют иметь представление об изменении пористости в разрезе скважин. ТИУ 84 Саранча А.В. НАСЫЩЕННОСТЬ ОСТАТОЧНОЙ ВОДОЙ В нефтегазонасыщенных залежах помимо нефти или газа, всегда содержится некоторое количество воды, которая называется остаточной (связаной или реликтовой). Природа связанной воды Вода может находиться не только в подошвенной части залежи или ее законтурных областях. Некоторое количество воды, может содержаться в любой точке коллектора, насыщенного углеводородами и даже в значительном удалении выше от водонефтяного (ВНК) или газоводного (ГВК) контакта. Связано это с тем, что поровая структура осадочного материала во время его отложения и литификации, первоначально была пропитана морской водой, но на последующих этапах погружения породы и формирования определенной структуры ловушки, происходит накопление углеводородов, и вытеснение воды в пониженные части залежи. При этом не вся вода может быть вытеснена при этих процессах из нефте или газонасыщенных коллекторов, и поэтому в продуктивных пластах также всегда содержится некоторое количество воды, которая и называется остаточной. ТИУ 85 Саранча А.В. НАСЫЩЕННОСТЬ ОСТАТОЧНОЙ ВОДОЙ Источники данных насыщенности По данным керна Насыщенность флюидом может определятся по данным керна или путем измерения количества флюидов, экстрагируемых из образца керна, или за счет замеров капиллярного давления. По данным ГИС Водонасыщенность можно измерить косвенно в пластовых условиях при помощи 2-х типов каратажных приборов, а именно каротажа сопротивлений и импульсного нейтронного каротажа. ТИУ 86 Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ № 2 Упражнение 2. Подсчитайте запасы газового месторождения. Исходные данные в таблице ниже. Пример решения задачи представлен на следующем слайде. Вари ант 1 2 Месторождение Березовское Комсомольское CH4 95,1 96,37 3 Тазовское 98,68 0,06 0,003 0,01 4 Верхнекондинское 94,4 1,2 0,35 0,2 5 Горное 96,39 1,36 0,84 6 Геофизическое 89,75 5,03 1,39 7 Заполярное (сеноман) 98,8 0,07 8 Бованенковское (сеноман) Уренгойское (сеноман) Ямбургское (сеноман) 96,44 99,05 9 10 ТИУ 98,2 Компонентный состав газа, % объемные С2Н6 C3H8 С4Н10 С5H12+ СО2 1,1 0,3 0,07 0,03 0,4 0,22 0,03 0,01 0,49 N2 3 2,88 Рпл, МПа 11 12,3 0,39 0,86 0,01 1 0,39 0,25 0,38 0,01 1,44 0,06 0,04 Тпл, К 306 Vг.ч.з, м3 309,9 43∙109 56∙109 mот, % 16 16 Sв, % 10 10 10,4 304,2 34∙109 16 10 2,84 13,5 313,5 47∙109 16 10 0,56 0,21 12,4 310,2 24∙109 16 10 2,78 0,42 0,25 11,7 37∙109 16 10 0,004 0,01 0,13 0,976 13,4 308,1 313,2 125∙109 16 10 0,17 0,14 0,06 0,18 1,61 12,6 310,8 204∙109 16 10 0,01 0,08 0,8 12,8 311,4 395∙109 16 10 0,001 0,1 0,3 1,353 12,3 309,9 270∙109 16 10 0,006 87 Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ № 2 Пример расчета. Оценить запасы Медвежьего газового месторождения, при пластовом давлении 13 МПа и пластовой температуре 313 К на приведенной глубине. Объем газонасыщенной части залежи равен 72658470000 м3, коэффициент открытой пористости mот = 16 %, коэффициент остаточной водонасыщенности Sв = 10 %. Не забывайте что в формулы значения в процентах не ставятся, нужно перевести их в доли единицы путем деления на сто. Решение. Определяем коэффициент сверхсжимаемости Z графически из рисунка справа по двум приведенным параметрам, которые при пластовых давлении 13 МПа и температуре 313 К, составили Рпр.см=2,83 и Тпр.см=1,65. Z=0,671. Далее по формуле 3.13 определяем коэффициент расширения газа: E  0,002892 Z=0,85 Тпр.см=1,65 13000000  141 0,85  313 Определяем объем запасов Медвежьего газового месторождения приведенных к стандартным условиям по формуле 3.14. Vг . з.г  72658470000  0,16  (1  0,1) 141   1475257574880 м 3  1,475 трл. м 3 ТИУ Приведенное давление Рпр.см=2,83 88 Саранча А.В. ВСЕ НЕОБХОДИМОЕ ДЛЯ РАСЧЕТА ЗАДАЧИ № 2 Компонент Формула Метан Этан Пропан n-Бутан i-Бутан n-Пентан Углекислый газ Азот Сероводород Водяной пар СН4 С2Н6 С3Н8 n-С4Н10 i-С4Н10 n-С5Н12 СО2 N2 Н2S Н2О Критическая температура Ткр, К tкр, ºС Критическое давление Ркр, МПа 190,5 305,8 369,8 425,1 408,1 469,7 304,2 126,2 373,2 647,1 -82,65 32,65 96,65 151,95 134,95 196,55 31,05 -146,95 100,05 373,95 4,60 4,88 4,25 3,78 3,65 3,36 7,39 3,39 8,94 22,06 n Tкр  Т i 1 крi yi 100  Т кр1  y1  Т кр 2  y2  ...  Tкрn  yn 100 , n Pкр  P i 1 крi 100 Т пр.см  E yi  Pкр1  y1  Pкр 2  y2  ...  Pкрn  yn Т , Т кр 100 Рпр.см  , Р . Ркр Vст P  0,002892 пл . Vпл Z  Tпл Vг. з.г  Vг.ч. з  mот  (1  Sв )  Ен.д Приведенное давление 89 4. ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ (ПЛОТНОСТЬ, ВЯЗКОСТЬ, СЖИМАЕМОСТЬ, ПАРЦИАЛЬНОЕ ДАВЛЕНИЕ И ОБЪЕМ, ДРОССЕЛИРОВАНИЕ) ТИУ 90 Саранча А.В. Плотность природного газа Плотность – это отношение массы вещества к его объему, является одним из основных параметров характеризующих газ, в системе СИ измеряется кг/м3. Величина, обратная плотности, называется удельным объемом. Используя уравнение состояния реального газа, можно рассчитать плотность и относительную плотность природного газа по воздуху. m PV  ZnRT  Z RT , M  см ( Р ,Т ) m M см P   , V ZRT (4.1) где ρсм(Р,Т) – плотность газовой смеси, кг/м3; Мсм – молекулярная масса газовой смеси, определяется по формуле n M y у1М 1  у2 М 2  ...  уn M n 100 100 Z – коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении P, Па и температуре Т, К; М см  i 1 i i  R – универсальная газовая постоянная, 8314,3 Дж/(кмоль∙К). ТИУ 91 Саранча А.В. Плотность природного газа Также плотность можно определить, используя следующее уравнение  см ( Р ,T )  2,694 10   см 3 Р , ZT (4.2) где ρсм – плотность газовой смеси при нормальных физических условиях (Р=0,101325 МПа и Т=273 К), определяется по правилу аддитивности: n  см  y у1 1  у2  2  ...  уn  n   , 100 100 i 1 i i (4.3) где ρi – плотность i – го компонента при нормальных физических условиях, входящего в состав природного газа. ТИУ 92 Саранча А.В. Плотность природного газа Плотность индивидуальных компонентов при нормальных физических условиях • Нормальные физические условия (P=0,1013 МПа и Т=273 К или 0 ºС) • Стандартные условия (P=0,1013 МПа и Т=293 К или 20 ºС) Для идеальных газов, молекулярный объем 1 кмоля которых при нормальных физических условиях по закону Авогадро составляет 22,41 м3, плотность определяется по формуле: ТИУ Mi   , 22,41 (4.4) 93 Саранча А.В. ПЛОТНОСТЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА Моль есть количество вещества системы, содержащей столько же структурных элементов, сколько содержится атомов в углероде-12 массой 0,012 кг. При применении моля структурные элементы должны быть специфицированы и могут быть атомами, молекулами, ионами, электронами и другими частицами или специфицированными группами частиц [Википедия]. Идеальный газ — математическая модель газа, в которой предполагается, что: 1) потенциальной энергией взаимодействия молекул можно пренебречь по сравнению с их кинетической энергией; 2) суммарный объем молекул газа пренебрежимо мал. Между молекулами не действуют силы притяжения или отталкивания, соударения частиц между собой и со стенками сосуда абсолютно упруги, а время взаимодействия между молекулами пренебрежимо мало по сравнению со средним временем между столкновениями. В расширенной модели идеального газа частицы, из которого он состоит, имеют также форму в виде упругих сфер или эллипсоидов, что позволяет учитывать энергию не только поступательного, но и вращательно-колебательного движения, а также не только центральные, но и нецентральные столкновения частиц и др [Википедия]. ТИУ 94 Саранча А.В. Плотность природного газа Относительная плотность природного газа В практике часто пользуются понятием относительной плотности по воздуху ∆ при нормальных физических условиях, которая представляет собой отношение плотности данного газа ρсм к плотности воздуха ρв (1,293 кг/м3). Если относительная плотность газа по воздуху меньше единицы, то газ легче воздуха и будет улетучиваться. Если наоборот, относительная плотность газа (смеси) больше единицы, тогда газ (смесь) тяжелее воздуха и будет в случае утечки скапливаться в пониженных частях.  М   1,293 28,96  см  см М см  cм     в 1,293 28,96 ТИУ (4.5) (4.6) 95 Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ газа №3 Плотность природного Упражнение 3. Рассчитать плотность индивидуальных компонентов входящих в состав природного газа (формула 4.4), представленных в таблице, а также их относительную плотность (формула 4.6), полученные данные занести в нижнюю таблицу. ТИУ Компонент Формула Молекулярная масса Метан Этан Пропан n-Бутан i-Бутан n-Пентан Углекислый газ Азот Сероводород Водяной пар СН4 С2Н6 С3Н8 n-С4Н10 i-С4Н10 n-С5Н12 СО2 N2 Н2S Н2О 16,043 30,070 44,097 58,123 58,123 72,150 44,010 28,013 34,082 18,015 Плотность компонентов при норм. физ. условиях, кг/м3 0,72 1,34 1,97 2,59 2,59 3,22 1,96 1,25 1,52 0,80 Относительная плотность 0,55 1,04 1,52 2,01 2,01 2,49 1,52 0,97 1,18 0,62 96 Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ газа №4 Плотность природного     Упражнение 4. Рассчитать для газовой смеси вашего месторождения. а) плотность при нормальных физических условиях; б) относительную плотность; в) плотность газовой смеси при давлениях 2, 6 и 10 МПа и при неизменной температуре 313 К (использовать формулу 4.1 или 4.2). Полученные значения нанести на график зависимости плотности от давления. Обратите внимание, что происходит с плотностью при понижении давления; г) плотность газовой смеси при температурах 313, 303 и 293 К и при неизменном давлении 12 МПа (использовать формулу 4.1 или 4.2). Полученные значения нанести на график зависимости плотности от температуры. Обратите внимание, что происходит с плотностью при понижении температуры. Вари ант 1 2 Месторождение Березовское Комсомольское CH4 95,1 96,37 3 Тазовское 98,68 0,06 0,003 0,01 4 Верхнекондинское 94,4 1,2 0,35 0,2 5 Горное 96,39 1,36 0,84 6 Геофизическое 89,75 5,03 1,39 7 Заполярное (сеноман) Бованенковское (сеноман) Уренгойское (сеноман) Ямбургское (сеноман) 98,8 0,07 96,44 99,05 8 9 10 ТИУ 98,2 Компонентный состав газа, % объемные С2Н6 C3H8 С4Н10 С5H12+ СО2 1,1 0,3 0,07 0,03 0,4 0,22 0,03 0,01 0,49 N2 3 2,88 Рпл, МПа 11 12,3 309,9 0,39 0,86 10,4 304,2 0,01 1 2,84 13,5 313,5 0,39 0,25 0,56 0,21 12,4 310,2 0,38 2,78 0,42 0,25 11,7 0,01 0,004 0,01 0,13 0,976 13,4 308,1 313,2 1,44 0,17 0,14 0,06 0,18 1,61 12,6 310,8 0,06 0,01 0,08 0,8 12,8 311,4 0,001 0,1 0,3 1,353 12,3 309,9 0,04 0,006 Тпл, К 306 97 Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ газа №4 Плотность природного Пример расчета. Для газовой смеси Медвежьего месторождения: а) плотность газовой смеси при нормальных физических условиях определяется по формуле (4.3):  см  98,56  0,717  0,17 1,355  0,01 2,009  0,02  2,709  0,02  3,506  0,22 1,976  11,25  0,73 кг 3 м 100 б) относительная плотность газовой смеси определяется по формуле (4.6): 0,73  cм   0,57 1,293  см ( 2,372)  11,267 кг м3  см ( 4,372)  23,618 кг м3  см ( 6,372)  36,804 кг м3  см (8,372)  50,475 кг м3  см (10,372)  64,570 кг м3  см (12,372)  79,200 кг ТИУ Плотность, кг/м3 в) влияние понижения давления на плотность газовой смеси при постоянной температуре. Определяем плотность газовой смеси при постоянной температуре 372 К для следующих значений давлений 2, 4, 6, 8, 10 и 12 МПа по формуле (4.2). Ркр=4,59; Ткр=230,23; Z(2,372) = 0,98 – коэффициент сверхсжимаемости газа при давлении 2 МПа и температуре 372 К; Z(4,372) = 0,935; Z(6,372) = 0,9; Z(8,372) = 0,875; Z(10,372) = 0,855; Z(12,372) = 0,8365. 110 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 При снижении давления плотность газа уменьшается, при этом также стоит отметить, что если плотность газовой смеси при атмосферном давлении равна 0,73 кг/м3, то при пластовом давлении равном 15 МПа, плотность составит 100 кг/м3, что в 137 раз больше. м3 2 4 6 8 10 12 14 16 Давление, МПа 98 Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ № 4 г) влияние понижения температуры на плотность газовой смеси при постоянном давлении. Определяем плотность газовой смеси при постоянном давлении 12 МПа для следующих значений температур 372, 362, 352, 342 и 332 К по формуле (4.2). Ркр=4,59; Ткр=230,23; Z(12,372) = 0,836 – коэффициент сверсжимаемости газа при давлении 12 МПа и температуре 372 К; Z(12,362) = 0,812; Z(12,352) = 0,788; Z(12,342) = 0,764; Z(12,332) = 0,740. м3  см (12,342)  94,30 кг м3  см (12,352)  88,82 кг м3  см (12,362)  83,80 кг м3  см (12,372)  79,20 кг м 105 100 Плотность, кг/м3  см (12,332)  100,31 кг 95 90 85 80 3 75 330 340 350 360 370 380 Температура, К При снижении температуры плотность газа увеличивается. ТИУ 99 Саранча А.В. НЕОБХОДИМОЕ ДЛЯ РАСЧЕТА ЗАДАЧИ № 4 n  см   cм   y i i 1 i 100  у1 1  у2  2  ...  уn  n , 100  см   см  в 1,293  см ( Р ,T )  2,694 10 3   см n Pкр  P крi i 1 yi 100  Т крi yi  Pкр1  y1  Pкр 2  y2  ...  Pкрn  yn 100 n Tкр  i 1 100 Т пр.см  Т , Т кр Компонент Метан Этан Пропан n-Бутан i-Бутан n-Пентан Углекислый газ Азот Сероводород Водяной пар ТИУ  , Т кр1  y1  Т кр 2  y2  ...  Tкрn  yn 100 Рпр.см  Формула Р , ZT , Р . Ркр Критическая температура Ткр, К tкр, ºС СН4 С2Н6 С3Н8 n-С4Н10 i-С4Н10 n-С5Н12 СО2 190,5 305,8 369,8 425,1 408,1 469,7 304,2 N2 Н2S Н2О 126,2 373,2 647,1 -82,65 32,65 96,65 151,95 134,95 196,55 31,05 -146,95 100,05 373,95 Критическое давление Ркр, МПа 4,60 4,88 4,25 3,78 3,65 3,36 7,39 3,39 8,94 22,06 Приведенное давление 100 Саранча А.В. Вязкость природного газа Вязкость – это динамическое свойство жидкости или газа сопротивляться перемещению одних частиц относительно других, в системе СИ измеряется в Па∙с. Количественно вязкость характеризуется коэффициентом динамической вязкости μ, который зависит от температуры, давления и состава газа. Знание коэффициента динамической вязкости при различных давлениях и температурах, необходимо для расчетов при фильтрации газа в пласте, при движении в скважине, поверхностных газопроводах и оборудовании, а также процессах теплопередачи, сепарации газа и нефти, очистки газа от твердой взвеси и др. На следующих слайдах будут представлены, по мнению автора, наиболее простые графические методики расчета динамической вязкости при атмосферном и больших давлениях. ТИУ 101 Саранча А.В. Определение вязкости природного газа при атмосферном давлении графическим способом Вязкость при атмосферном давлении, мПа*с Относительная плотность газовой смеси по воздуху, Δсм cм  0,57 0,0114 мПа*с Мсм=16,27 ТИУ Молекулярная масса газовой смеси, Мсм При молекулярной массе смеси 16,27 и относительной плотности 102 0,57, температуре 311 К (38°) вязкость газа составит 0,0114 мПа*сСаранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ № 5 Вязкость при атмосферном давлении, мПа*с Относительная плотность газовой смеси по воздуху, Δсм Молекулярная масса газовой смеси, Мсм Упражнение 5. Определите вязкость природного газа графическим способом по вариантам из упражнения 4, при атмосферном давлении для температур 311, 300 и 290 К. Ответьте на вопрос: что происходит с вязкостью природного газа при атмосферном давлении при понижении температуры? 103 ТИУ Саранча А.В. 103 Вязкость, мПа*с ВЯЗКОСТЬ ПРИРОРОДНОГО ГАЗА Зависимость коэффициента динамической вязкости метана от давления и температуры На графике видно, что при давлениях приблизительно до 10 МПа, при снижении температуры динамическая вязкость метана снижается, однако при более высоких давлениях наблюдается обратный процесс. ТИУ 104 Саранча А.В. Для расчета вязкости газовой смеси при заданных давлении Р и температуре T, для начала необходимо определить вязкость газовой смеси μат при атмосферном давлении и температуре Т (упражнение 5). Далее определяются критические параметры газовой смеси Ркр.см. и Ткр.см, а также приведенные параметры Pпр.см. и Тпр.см. После чего, по графику, представленному на рисунке справа, для найденных Pпр.см. и Тпр.см определяется безразмерный коэффициент приведенной динамической вязкости μпр. И в заключении, по известным μат и μпр рассчитать вязкость по следующей формуле: Приведенная вязкость, μпр Определение вязкости природного газа при пластовом давлении графическим способом μ= μпр∙ μат Упражнение 6. Рассчитать вязкость природного газа при пластовом давлении 20 МПа для температур Т2=333 К. ТИУ Приведенное давление, Рпр Приведенное давление, Рпр 105 Саранча А.В. 1) Определяем вязкость газовой смеси Медвежьего месторождения при температуре 30° и атмосферном давлении μат=0,0114мПа*с (слайд 13); 2) Находим критические параметры газовой смеси Ркр.см. и Ткр.см; 3) Рассчитываем приведенные параметры Pпр.см.=2,83 и Тпр.см=1,65; 4) по графику справа, для найденных Pпр.см. и Тпр.см определяется безразмерный коэффициент приведенной динамической вязкости μпр=1,3; 5) По известным μат и μпр рассчитываем вязкость: Приведенная вязкость, μпр ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ 6 μ= μпр∙μат= =1,3*0,0114=0,01482 мПа*с Тпр.см=1,65 1,3 Приведенное давление, Рпр ТИУ Pпр.см.=2,83 106 Приведенное давление, Рпр Саранча А.В. Определение вязкости природного газа расчетным способом Расчет вязкости по корреляции Ли1 𝜇г = 𝐴 ∙ 10−4 ∙ exp 𝐵 ∙ 10−3 ∙ 𝜌см(𝑃,𝑇) 𝐶 , (4.6.1) параметры A, B и C определяются по формулам 𝐴 = (22,7 + 0,0483 ∙ 𝑀см ) ∙ (𝑡 + 273,15)1,5 Τ(209 + 19 ∙ 𝑀см + 1,8 ∙ (𝑡 + 273,15)), 𝐵 = 3,5 + 0,01 ∙ 𝑀см + 547,8 , 𝑡+273,15 𝐶 = 2,4 − 0,2 ∙ 𝐵, (4.6.2) (4.6.3) (4.6.4) где 𝜌см(𝑃,𝑇) - плотность газовой смеси, кг/м3; 𝑀см - молекулярная массf газовой смеси; 𝑡- температура в градусах Цельсия. ТИУ 107 [Брилл Дж. П., Мукерджи Х., Многофазный поток в скважинах. Институт компьютерных исследований, 2006 г., 384 с] Саранча А.В. СЖИМАЕМОСТЬ ПРИРОДНОГО ГАЗА Сжимаемость газа (не путать со сверхсжимаемостью) – это относительное изменение объема занимаемого газом, деленное на единичное изменение давления. Сжимаемость природного газа, как нефти и воды может быть получена путем лабораторных измерений PVT-данных, либо изотермическую сжимаемость газа (т.е. при постоянстве температуры), можно определить, используя следующие уравнение: г  Р, МПа 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 ТИУ Рпр, МПа 0,436 0,871 1,307 1,743 2,179 2,614 3,05 3,486 3,921 4,357 Z 0,98 0,935 0,9 0,875 0,855 0,836 0,824 0,819 0,819 0,825 1/Р-(1/Z)·(∂Z/∂P) 0,271 0,183 0,138 0,111 0,093 0,077 0,064 0,054 1/P 0,500 0,250 0,167 0,125 0,100 0,083 0,071 0,063 0,056 0,050 1 1 Z 1   . P Z P Р (4.7) Пример расчета изотермической сжимаемости. Построим графическую зависимость изотермической сжимаемости газа от давления для газовой смеси Медвежьего месторождения. Критические параметры имеют следующие значения Ркр = 4,59 МПа и Ткр = 230,23 К. Пластовая температура 303 К. Для расчета изотермической сжимаемости будет использована формула (4.7). Коэффициент сверхсжимаемости газа определен по двум приведенным параметрам по графику Стендинга-Катца. Приведенная температура неизменна и равна Тпр=1,615. В таблице и на рисунке слева представлены результаты расчета. Саранча А.В.108 РЕШИТЬ ЗАДАЧУ 7 Р, МПа 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 Рпр, МПа 0,436 0,871 1,307 1,743 2,179 2,614 3,05 3,486 3,921 4,357 Z 0,98 0,935 0,9 0,875 0,855 0,836 0,824 0,819 0,819 0,825 1/Р-(1/Z)·(∂Z/∂P) 0,271 0,183 0,138 0,111 0,093 0,077 0,064 0,054 1/P 0,500 0,250 0,167 0,125 0,100 0,083 0,071 0,063 0,056 0,050 1 1 Z   P Z P 1 1 (0,935  0,875)    6 0,9 (4  8)  0,183. г  Упражнение 7. Построить графическую зависимость изотермической сжимаемости газа от давления для газовой смеси вашего месторождения по вариантам представленным в таблице ниже. Результаты оформить в виде таблицы (см.выше) и графически в виде рисунка. Не забывайте, что Excel значительно упрощает расчеты и построение графических рисунков (см. на предыдущем слайде). Исходные данные к упражнению 7 ТИУ Вари Месторождение Компонентный состав газа, % объемные ант CH4 С2Н6 C3H8 С4Н10 С5H12+ СО2 N2 1 Березовское 95,1 1,1 0,3 0,07 0,03 0,4 3 2 Комсомольское 96,37 0,22 0,03 0,01 0,49 2,88 3 Тазовское 98,68 0,06 0,003 0,01 0,39 0,86 4 Верхнекондинское 94,4 1,2 0,35 0,2 0,01 1 2,84 5 Горное 96,39 1,36 0,84 0,39 0,25 0,56 0,21 6 Геофизическое 89,75 5,03 1,39 0,38 2,78 0,42 0,25 7 Заполярное 98,8 0,07 0,01 0,004 0,01 0,13 0,976 (сеноман) 8 Бованенковское 96,44 1,44 0,17 0,14 0,06 0,18 1,61 (сеноман) 9 Уренгойское 99,05 0,06 0,01 0,08 0,8 (сеноман) 10 Ямбургское 98,2 0,04 0,006 0,001 0,1 0,3 1,353 (сеноман) Рпл, МПа 11 12,3 10,4 13,5 12,4 11,7 13,4 12,6 12,8 12,3 109 Саранча А.В. ПАРЦИАЛЬНОЕ ДАВЛЕНИЕ И ОБЪЕМ КОМПОНЕНТА В СМЕСИ ИДЕАЛЬНЫХ ГАЗОВ Парциальное давление газа – это давление создаваемое компонентом, входящим в состав газовой смеси занимающей какой-то объем, которое он оказывал бы, если бы в данном объеме при неизменной температуре он был бы один. Согласно закону Дальтона давление газовой смеси равно сумме давлений, производимых каждым компонентом в отдельности, т.е. P   Pi  P1  P2  ...  Pn , (4.8) где Р – общее давление смеси газов; Рi – парциальное давление i – го компонента в смеси, которое равно: Pi  yi P , 100 (4.9) Парциальный объем газа – это объем занимаемый компонентом, входящим в состав газовой смеси, который он бы и занимал, если бы был один, при том же давлении и температуре. Согласно закону Амага, сумма парциальных объемов равна общему объему: V  Vi  V1  V2  ...  Vn , (4.10) где V – общий объем смеси газов; Vi – парциальный объем i – го компонента в смеси, которое равно: yiV Vi  ТИУ 100 , (4.11) 110 Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ 8 Упражнение 8. Предположим что природный газ, месторождения по вариантам представленным в таблице ниже, закачали в подземный резервуар для хранения, где он будет храниться под давлением Рпл. Определить парциальное давление всех компонентов входящих в состав данного газа. Вари Месторождение Компонентный состав газа, % объемные ант CH4 С2Н6 C3H8 С4Н10 С5H12+ СО2 N2 1 Березовское 95,1 1,1 0,3 0,07 0,03 0,4 3 2 Комсомольское 96,37 0,22 0,03 0,01 0,49 2,88 3 Тазовское 98,68 0,06 0,003 0,01 0,39 0,86 4 Верхнекондинское 94,4 1,2 0,35 0,2 0,01 1 2,84 5 Горное 96,39 1,36 0,84 0,39 0,25 0,56 0,21 6 Геофизическое 89,75 5,03 1,39 0,38 2,78 0,42 0,25 7 Заполярное 98,8 0,07 0,01 0,004 0,01 0,13 0,976 (сеноман) 8 Бованенковское 96,44 1,44 0,17 0,14 0,06 0,18 1,61 (сеноман) 9 Уренгойское 99,05 0,06 0,01 0,08 0,8 (сеноман) 10 Ямбургское 98,2 0,04 0,006 0,001 0,1 0,3 1,353 (сеноман) ТИУ Рпл, МПа 11 12,3 10,4 13,5 12,4 11,7 13,4 12,6 12,8 12,3 111 Саранча А.В. ДРОССЕЛИРОВАНИЕ ГАЗА. КОЭФФИЦИЕНТ ДЖОУЛЯ-ТОМСОНА Дросселирование – расширение газа при прохождении через дроссель – местное гидравлическое сопротивление (вентиль, сужение трубопровода и т.д.), сопровождающееся изменением температуры. В процессе дросселирования реального газа его температура уменьшается. Отношение изменения температуры к изменению давления называется коэффициентом Джоуля-Томсона и определяется формулой: Di  T Pi . Коэффициент Джоуля-Томсона зависит от состава газа, давления и температуры, изменяется в широких пределах и может иметь положительный или отрицательный знак. Для природных газов при температурах и давлениях, встречаемых на практике, коэффициент Джоуля-Томсона всегда имеет положительный знак, а дросселирование сопровождается охлаждением газа. ТИУ https://www.youtube.com/watch?v=j5M8dRhu3mQ&index=4 &list=PL_QCOTUIndSGQ6ljhL2p41Oak3TKi5hCb Саранча А.В.112 ДРОССЕЛИРОВАНИЕ ГАЗА. КОЭФФИЦИЕНТ ДЖОУЛЯ-ТОМСОНА Для определения изменения температуры в результате дросселирования газа можно пользоваться номограммой (см. ниже), построенной для метана. Рассмотрим пример определения температуры газа после дросселирования. Допустим, что температура газа до дросселирования была Т1=50ºС, а давление Р1=13 МПа (см. красную линию). Проводим от этой точки параллельно ближайшей изоэнтальпийной кривой линию (см. синюю линию) до заданного дросселирования давления Р2=6 МПа и определяем температуру Т2 равную 28ºС (см. зеленую линию). Средний коэффициент Джоуля-Томсона при использовании изоэнтальпийных диаграмм определяется по формуле: Di  Т / Р   (50  28) /(13  6)   3,14 град / МПа. ТИУ [А.И.Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов / Руководство по исследованию скважин. – М.:Наука, 1995. – 523 с.] 113 Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ 9 Упражнение 9. Определить температуру газа после дросселирования от 20 до 10 МПа с начальной температурой 335 К и рассчитать средний коэффициент Джоуля-Томсона. Состав газа чисто метановый. ТИУ [А.И.Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов / Руководство по исследованию скважин. – М.:Наука, 1995. – 523 с.] 114 Саранча А.В. 5. ОСВОЕНИЕ И ПЕРИОДЫ (СТАДИИ) РАЗРАБОТКИ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ТИУ Саранча А.В. 115 Основные работы при подготовке месторождения к разработке Целью подготовки месторождения (объекта разработки, залежи) к разработке является уточнение запасов и условий промышленного освоения с полнотой, достаточной для достоверного проектирования разработки и обустройства месторождения. Должны быть определены форма и размеры месторождения, характеристики пород-коллекторов, свойства газа, газового конденсата, нефти и содержащихся в них компонентов, добывные возможности, гидрогеологические, геокриологические, экологические и другие условия. Материалы для подготовки к разработке месторождений (залежей) получают в результате геологического изучения недр, разведки (доразведки) месторождений и пробной эксплуатации поисковых и разведочных скважин. Объектом проведения работ является месторождение в целом. Этими работами должен быть охвачен весь лицензионный участок недр, все залежи месторождения. Работы по разведке месторождений проводят в соответствии с проектом разведки, определяющим объем разведочных работ и методы исследований. Проект разведки, составляемый недропользователем собственными силами либо с привлечением соисполнителей, согласовывают и утверждают в установленном порядке. В проекте разведки могут быть предусмотрены специальные исследования пород разреза, в том числе многолетнемерзлых, для обоснования оптимальных конструкций скважин, рецептуры буровых и тампонажных растворов в целях нахождения наилучших условий вскрытия пласта и крепления ствола скважин. ТИУ 116 [МЕСТОРОЖДЕНИЯ ГАЗОВЫЕ, ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ, НЕФТЕГАЗОВЫЕ И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ, Правила разработки, 2014] Саранча А.В. Основные работы при подготовке месторождения к разработке На этапе подготовки (освоения) месторождения к разработке решают следующие задачи: - геометризацию формы и размеров залежей, определение положения контактов «газвода», «газ- нефть-вода» и контуров залежей; - определение дебитов газа, конденсата, нефти, воды, установление пластового давления, давления начала конденсации (давления насыщения) и коэффициентов фильтрационных сопротивлений (продуктивности) скважин: - исследование активности водонапорного бассейна и гидродинамической связи залежей с законтурной областью: - определение физико-химических свойств пластовых флюидов и их изменения по площади и разрезу залежи: - определение емкостных и фильтрационных характеристик пород-коллекторов, их изменчивости по площади и разрезу; - изучение условий вытеснения газа (конденсата, нефти) из продуктивных пластов водой либо другими рабочими агентами, и определяющих выбор методов воздействия на пласт (залежь) и призабойную зону в целях повышения степени извлечения углеводородов; - наличие нефтяной оторочки и определение ее промышленного значения; - установление взаимосвязи газовой и нефтяной частей залежи. ТИУ 117 [МЕСТОРОЖДЕНИЯ ГАЗОВЫЕ, ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ, НЕФТЕГАЗОВЫЕ И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ, Правила разработки, 2014] Саранча А.В. Основные работы при подготовке месторождения к разработке - - - - По результатам разведки устанавливают: литолого-стратиграфический разрез, положение в этом разрезе газонефтенасыщенных продуктивных пластов и непроницаемых разделов, основные закономерности в литологической изменчивости продуктивных горизонтов месторождения по площади и по разрезу; стратиграфическое и тектоническое строение месторождения; тип залежей, их глубину залегания и размеры. гипсометрическое положение контактов «газ-вода», в разных частях залежей; общую, эффективную газонасыщенную толщины продуктивных пластов, их изменения в пределах контуров газоносности; тип, минеральный и гранулометрический состав, пористость, трещиноватость (кавернозность), проницаемость, карбонатность и глинистость пород продуктивных пластов; упругость и пластичность пород продуктивных пластов и покрышек для оценки условий образования трещин (напряжение, модуль Юнга, коэффициент Пуассона); вещественный состав и пористость пород-покрышек; начальные значения газонасыщенности пород-коллекторов, характер их изменения по площади и разрезу продуктивных пластов; значения начальных пластовых давлений и температур всех продуктивных пластов; гидрогеологические условия по разрезу, режимы залежей, геокриологические условия месторождения и прилегающих районов (при разведке в районах распространения многолетнемерзлых пород); физико-химические свойства газа в пластовых и стандартных условиях (компонентный состав, включая наличие и содержание сероводорода и двуокиси углерода, плотность по воздуху, сжимаемость); физико-химические свойства конденсата (давление начала конденсации, усадку сырого конденсата, пластовые изотермы конденсации, зависимость выхода сырого и стабильного конденсата от давления, давление максимальной конденсации, потенциальное содержание конденсата в пластовом газе, плотность, молекулярную массу, начало и конец кипения стабильного конденсата, компонентный и фракционный составы, содержание парафинов, серы, смол); 118 ТИУ [МЕСТОРОЖДЕНИЯ ГАЗОВЫЕ, ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ, НЕФТЕГАЗОВЫЕ И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ, Правила разработки, 2014] Саранча А.В. Основные работы при подготовке месторождения к разработке - - Продолжение По результатам разведки устанавливают: фазовое поведение пластовых систем; физико-химические свойства пластовых вод (плотность, вязкость, ионный состав, количество и состав растворенного в воде газа); дебиты газа, конденсата, нефти и воды в зависимости от забойных давлений, коэффициенты фильтрационных сопротивлений и продуктивности скважин: смачиваемость пород-коллекторов продуктивных пластов, значения насыщенности связанной водой, остаточной газо- конденсатонасыщениости при вытеснении пластового флюида, соответствующие им значения относительных фазовых проницаемостей для газа, конденсата и воды: зависимости относительных фазовых проницаемостей и капиллярного давления от водонасыщенности пород-коллекторов продуктивных пластов; запасы природного газа, конденсата, сопутствующих ценных компонентов; зависимость остаточной газо- конденсатонасыщенности от градиента давления и начальных насыщенностей; зависимость пористости и проницаемости от снижения пластового давления. ТИУ 119 [МЕСТОРОЖДЕНИЯ ГАЗОВЫЕ, ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ, НЕФТЕГАЗОВЫЕ И НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ, Правила разработки, 2014] Саранча А.В. Характерные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений За освоением газового/газоконденсатного месторождения следует опытно-промышленная эксплуатация и период промышленной разработки. В период опытно-промышленной эксплуатации газ подается потребителю и одновременно происходит доразведка месторождения, подсчет запасов и подготовка исходных данных для составления проекта разработки месторождения. Для крупных газовых и газоконденсатных месторождений (объектов разработки), недостаточно разведанных и/или со сложным строением, на начальной стадии разработки рекомендуется проведение опытно-промышленной разработки в целях обоснования технологических и технических решений на срок дальнейшей разработки. ТИУ 120 Саранча А.В. Характерные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений В теории и практике разработки месторождений природных газов выделяют три периода - нарастающей, постоянной и падающей добычи. 1 – период нарастающей добычи (в данный период происходит разбуревание месторождения, обустройство промысла и вывод месторождения на постоянную добычу, продолжительность от 1 до 7 лет). Характеризуется высокими рисками, связанными с недостаточностью информации о геологическом строении, запасах месторождения и добывных возможностях скважин. Месторождение разбуривают и вводят в разработку по утвержденной технологической схеме разработки, базирующейся на данных разведки и при необходимости пробной эксплуатации разведочных скважин. Крупные, многопластовые, сложнопостроенные месторождения могут быть введены в разработку по утвержденному проекту пробной эксплуатации (разработки) отдельных залежей или участков со сроком действия 3 года либо по технологической схеме опытно-промышленной разработки со сроком действия 5 лет. В дальнейшем наращивание добычи осуществляют в соответствии с технологической схемой разработки месторождения (объекта разработки); 100 Уровни годовой добычи газа Годовая добыча Пластовое давление 9 8 80 7 70 6 60 5 50 4 40 3 30 2 20 1 10 ТИУ 90 1 2 3 4 5 6 период нарастающей Пластовое давление 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 Годы разработки период постоянной добычи период падающей добычи количество скважин Количество скважин 10 121 Саранча А.В. Характерные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений В теории и практике разработки месторождений природных газов выделяют периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи. 2 – период постоянной добычи (данный период продолжаются до экономической нецелесообразности добуревания скважин и наращивания мощностей дожимных компрессорных станций, добываются основные запасы газа месторождения, порядка 60 % запасов и более); Начало данной стадии разработки соответствует вводу в эксплуатацию большей части проектного фонда скважин и запроектированных промысловых объектов (УКПГ), обеспечивающих выход добывающего предприятия на проектные мощности по добыче углеводородного сырья в период постоянной добычи. С начала данной стадии разработку проводят в соответствии с технологическим проектом разработки, который основан на материалах реализации технологической схемы и анализа разработки. 100 Уровни годовой добычи газа Годовая добыча Пластовое давление 9 8 80 7 70 6 60 5 50 4 40 3 30 2 20 1 10 ТИУ 90 1 2 3 4 5 6 период нарастающей Пластовое давление 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 Годы разработки период постоянной добычи период падающей добычи количество скважин Количество скважин 10 122 Саранча А.В. Характерные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений В теории и практике разработки природных газов выделяют периоды постоянной и падающей добычи. месторождений нарастающей, 3 – период падающей добычи ( характеризуется постепенным снижением 10 100 9 90 8 80 7 70 6 60 5 50 4 40 3 30 2 20 1 10 Количество скважин Годовая добыча Пластовое давление уровня годовой добычи, неизменным в случае газового режима числом эксплуатационных скважин или его сокращением вследствие обводенения при водонапорном режиме залежи). Уровни годовой добычи газа 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 Годы разработки ТИУ период нарастающей период постоянной добычи Пластовое давление количество скважин период падающей добычи 123 Саранча А.В. Характерные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений При разработке месторождений природных газов различают также периоды бескомпрессорной и компрессорной эксплуатации. Эти периоды, как правило, характерны для месторождений, служащих источником дальнего газоснабжения, потому как, газ поступающий с промысла необходимо подавать в магистральный газопровод, с давлением 5,5 или 7,4 или даже 11,8 МПа. Снижение пластового давления с определенного момента приводит к необходимости ввода в эксплуатацию дожимных компрессорных станций (ДКС). 124 ТИУ Саранча А.В. Характерные периоды разработки газовых и газоконденсатных месторождений При разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления закачкой сухого газа в пласт выделяют период консервации запасов газа. В период консервации, который обычно наступает когда пластовое давление снижается до давления конденсации, сухой метановый газ выделяемый из добываемой газоконденсатной продукции и закачивают обратно в пласт для поддержания пластового давления выше давления конденсации, во избежание выпадения конденсата в пласте. Процесс закачки сухого газа в пласт для поддержания пластового давления на газоконденсатных месторождениях называется «сайклинг процессом». Экономически эффективной обратная закачка газа оказывается при значениях конденсатногазового фактора (КГФ) свыше 250 – 300 г/м.куб., хотя в зависимости от сложившихся экономических условий и конъюнктуры рынка она применялась и при небольших содержаниях конденсата в газе – до 150 – 180 г/м.куб.[1]. ТИУ 125 Саранча А.В. 6. ПЛАСТОВЫЕ РЕЖИМЫ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ТИУ 126 Саранча А.В. ПЛАСТОВЫЕ РЕЖИМЫ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Под режимом газовой залежи понимается проявление движущих сил в пласте, обусловливающих приток газа к забоям скважин. Существуют два режима эксплуатации газовых залежей: газовый и водонапорный. В литературе часто используется термин упруговодонапорный режим, будем считать его синонимом с водонапорным. • При газовом режиме приток газа к забоям скважин обуславливается упругой энергией сжатого газа. Газовой режим характеризуется тем, что в процессе разработки контурная или подошвенная вода практически не поступает в газовую залежь или отсутствует. • При водонапорном режиме в процессе разработки в газовую залежь поступает контурная или подошвенная вода. С течением времени это приводит к уменьшению газонасыщенного объема порового пространства газовой залежи. Следовательно, при водонапорном режиме приток газа к забоям скважин обуславливается как упругой энергией сжатого газа, так и напором продвигающейся в газовую залежь контурной или подошвенной воды. Продвижение воды в газовую залежь приводит к замедлению темпа падения пластового давления. ТИУ 127 А.В. [С.Н. Закиров. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. 1998Саранча г.] ПЛАСТОВЫЕ РЕЖИМЫ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ В отличие от нефтяных газовые залежи разрабатываются без воздействия на пласты с использованием природной энергии. В связи с этим отбор газа из залежей на протяжении всего периода разработки обычно сопровождается снижением среднего пластового давления — более значительными темпами при газовом режиме и менее значительными при упруговодонапорном. ТИУ 128 [Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. 2002. - 880с] Саранча А.В. ПЛАСТОВЫЕ РЕЖИМЫ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ На практике режим газовой залежи устанавливается по результатам промысловых данных об изменении среднего пластового давления Рср(t) и по количеству добытого газа Qдоб(t), и обрабатываются в координатах Рср(t) / Z(Pср) от Qдоб(t). Рисунок справа. Где Z(Pср) – коэффициент сверхсжимаемости газа при среднем пластовом давлении и температуре; Qдоб(t) – количество суммарно добытого газа к моменту времени t, приведенное к атмосферному давлению и стандартной температуре. Если в указанных координатах отмеченные промысловые данные ложатся на прямую, это указывает на проявление газового режима. Если с какого-то момента времени темп падения приведенного среднего давления Рср(t) / Z(Pср) начинает замедляться, это может свидетельствовать о начале заметного поступления воды в залежь. ТИУ 129 [Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. 2002. - 880с] Саранча А.В. ПЛАСТОВЫЕ РЕЖИМЫ ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖЕЙ Источником дополнительной, независимой информации о режиме газовой залежи может быть: • Данные об изменении давлений (уровней) в пьезометрических скважинах, расположенных за внешним контуром газоностности, показывающие реакцию водного бассейна на процесс разработки газовой залежи; падения давлений (уровней) в системе пьезометрических скважин часто свидетельствует о поступлении воды в залежь; • Данные геофизических исследований скважин, по которым можно проследить за продвижением границы раздела газ-вода в различные моменты, т.е. судить о режиме месторождения. Следующие линии на картах означают: – ∙ – внешний контур нефтеностности; – ∙∙ – внутренний контур нефтеностности; – х – внешний контур газоностности; – хх – внутренний контур газоностности. ТИУ 130 [Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. 2002. - 880с] Саранча А.В. 7. СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ ВЕРТИКАЛЬНЫХ СКВАЖИН НА ГАЗОВЫХ ЗАЛЕЖАХ ТИУ 131 Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН В теории и практике разработки месторождений природных газов широкое распространение получили следующие системы размещения скважин. 1. Равномерное размещение по квадратной или треугольной сетке. В случае равномерного размещения Квадратная треугольная скважины бурят в вершинах правильных треугольников или углах квадратов. Во время эксплуатации залежи удельные площади дренирования скважин в однородных по геолого-физическим параметрам газонасыщенных коллекторах одинаковы при одинаковых дебитах скважин. Равномерная сетка скважин обеспечивает равномерное падение пластового давления. Недостаток равномерной системы расположения скважин увеличение протяженности промысловых коммуникаций и газосборных сетей. Схемы размещения скважин по равномерной сетке ТИУ [С.Н. Закиров. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. 1998 г.] 132 Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН В теории и практике разработки месторождений природных газов широкое распространение получили следующие системы размещения скважин. 1. Равномерное размещение по квадратной или треугольной сетке. Равномерное размещение скважин Квадратная треугольная на площади газоносности приводит к лучшей геологической изученности месторождения, меньшей интерференции скважин при их совместной работе, более быстрому извлечению газа из залежи при одном и том же числе скважин и одинаковых условиях отбора газа на забое скважины. Схемы размещения скважин по равномерной сетке ТИУ [С.Н. Закиров. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. 1998 г.] 133 Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН В теории и практике разработки месторождений природных газов широкое распространение получили следующие системы размещения скважин. 2. Размещение скважин в виде кольцевых батарей или цепочек скважин. В виде В виде цепочки кольцевых батарей Системы размещения скважин по площади газоносности в виде кольцевых или линейных батарей широко применяют при разработке газоконденсатных месторождений с поддержанием пластового давления путем осуществления сайклинг-процесса (закачка газа) или закачки в пласт воды. На месторождениях природного газа, имеющих значительную площадь газоносности, батарейное размещение эксплуатационных скважин может быть обусловлено желанием обеспечить заданный температурный режим системы пласт-скважин-промысловые газосборные сети, например, в связи с возможным образованием гидратов природного газа. ТИУ [С.Н. Закиров. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. 1998 г.] 134 Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН В теории и практике разработки месторождений природных газов широкое распространение получили следующие системы размещения скважин. 2. Размещение скважин в виде кольцевых батарей или цепочек скважин. В виде В виде цепочки кольцевых батарей При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии, что значительно сокращает период бескомпрессорной эксплуатации месторождения и срок использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарации газа. С другой стороны, в этом случае сокращается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций. Линейное расположение скважин по площади газоносности обусловливается, как правило, геометрией залежи. Оно обладает теми же преимуществами и недостатками, что и батарейное. ТИУ [С.Н. Закиров. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. 1998 г.] 135 Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН В теории и практике разработки месторождений природных газов широкое распространение получили следующие системы размещения скважин. 3. Размещение скважин в центральной (сводовой) части залежи Размещение скважин в сводовой части залежи может быть рекомендовано в случае, если газовая (газоконденсатная) залежь обладает водонапорным режимом и приурочена к однородному по коллекторским свойствам пласту. ТИУ [С.Н. Закиров. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. 1998 г.] 136 Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН В теории и практике разработки месторождений природных газов широкое распространение получили следующие системы размещения скважин. 4. Размещение скважин по неравномерной сетке На практике газовые и газоконденсатные залежи разрабатываются, как правило, при неравномерном расположении скважин по площади газоносности. Это обстоятельство обусловлено рядом организационнотехнических и экономических причин. При разведке газовых и газоконденсатных месторождений для изучения их геологического строения бурятся некоторое число разведочных скважин, которые могут быть использованы в последующем как добывающие. Следовательно, размещение разведочных скважин может значительно повлиять на систему размещения добывающих скважин. Поэтому на практике наиболее распространена схема неравномерного размещения скважин на площади газоностности. ТИУ [С.Н. Закиров. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. 1998 г.] 137 Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН В теории и практике разработки месторождений природных газов широкое распространение получили следующие системы размещения скважин. 4. Размещение скважин по неравномерной сетке При неравномерном размещении скважин на площади газоносности темпы изменения средневзвешенного приведенного давления в удельных объемах дренирования скважин и всей залежи различны. В этом случае возможно образование глубоких депрессионных воронок давления в отдельных объемах залежи. Преимущество неравномерного размещения скважин на площади газоносности по сравнению с равномерным уменьшение капитальных вложений в строительство скважин, сроков строительства скважин, общей протяженности промысловых дорог, сборных газо-и конденсатопроводов, ингибиторо-проводов, водопроводов, линий связи и электропередач. ТИУ [С.Н. Закиров. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. 1998 г.] 138 Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН Пример размещения скважин на сеноманской залежи (пласт ПК1) Медвежьего месторождения. Прослеживается неравномерность, с более плотным размещением в наиболее продуктивных зонах, с большими эффективными газонасыщенными толщинами частях залежи. ТИУ 139 Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН 409 453 414 415 1045 1044 1093 1046 1072 1074 1113 445 1066 1075 1091 1094 434 1071 1081 1073 1065 1042 1041 1064 1043 1062 1095 1092 1082 430 1084 1063 1051 2N 1N 1105 448 1052 1026 1083 1032 1085 455 1023 1025 1055 1061 1053 404 1054 1024 1033 1011 1031 1012 433 435 418 406 427 447 467 444 431 441 Условные обозначения: внешний контур газоносности 416 433 466 внутренний контур газоносности БУ 1 номер скважины 8 8 8 1 категории фонда скважин эксплуатационные скважины I объекта транзитные скважины линии глинизации пласта БУ БУ изолинии равных эффективных газонасыщенных толщин 1 2 предлагаемые геологотехнические мероприятия зарезка бокового ствола водоизоляция 440 ТИУ Карта эффективных газонасыщенных толщин с расположением скважин пласта БУ81 Северо-Уренгойского месторождения Масштаб 1:100 000 140 Саранча А.В. СИСТЕМЫ РАЗМЕЩЕНИЯ СКВАЖИН ТИУ Карта эффективных газонасыщенных толщин с расположением кустов и скважин пласта ПК1 в границах запасов категории А на Заполярном месторождении 141 Саранча А.В. 8. КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА ТИУ 142 Саранча А.В. КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА Коэффициент извлечения газа (КИГ) – это показатель газоотдачи месторождения, выражающийся числом от нуля до единицы и характеризующий часть объема газа в залежи, приведенного к поверхностным условиям, который может быть экономически рентабельно извлечен на поверхность: Vизв КИГ  . Vгзг где Vгзг – геологические запасы газа, находящиеся в недрах Земли, приведенные к поверхностным условиям; Vизв – объем извлекаемых запасов газа, который можно добыть из пласта за период рентабельной разработки месторождения. ТИУ Также есть понятие потенциальной газоотдачи, представляющей собой величину суммарной добычи газа из пласта за весь срок разработки месторождения в течение которого, пластовое давление снижается от начального до давления забрасывания. За давление забрасывания принимается давление на устье скважин, равное одной абсолютной атмосфере, либо давление при котором была остановлена эксплуатация добывающих скважин ввиду невозможности их дальнейшего функционирования по технологическим причинам (например, вследствие обводнения). В первом случае потенциальную газоотдачу можно именовать, как потенциально возможную, во втором – как технологически достижимую. 143 Саранча А.В. КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА На основе анализа результатов эксплуатации более ста месторождений и самостоятельно разрабатываемых залежей, законченных разработкой или находящихся на ее заключительной стадии, авторами статьи [ссылка внизу страницы] была составлена таблица предельных значений фактических коэффициентов конечной газоотдачи в зависимости от ряда природных факторов. ТИУ [Основные факторы, влияющие на коэффициент конечной газоотдачи. Васильев Ю.Н., 144 Саранча А.В. Ильницкая В.Г. Научно-технический сборник – Вести газовой науки № 3 (19), 2014, с. 116-120.] КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА Рассмотрим расчет коэффициента извлечения газа с позиции уравнения материального баланса газовой залежи в условиях газового режима без притока воды. Поровый объем занимаемый углеводородами, будет равен: Vпор. зан. угл. Vг . з.г .  Vг .ч. з.  mот  (1  S в )  , Е н .д . (8.1) где Vг.ч.з – объем газонасыщенной части залежи, м3; mот – коэффициент открытой пористости, доли единиц; Sв – коэффициент остаточной водонасыщенности, доли единиц; Ен.д – коэффициент расширения газа при начальном давлении; Vг.з.г – запасы газа в залежи, приведенные к стандартным условиям на поверхности Земли, м3. ТИУ 145 Саранча А.В. КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА Материальный баланс для накопленной добычи газа Q, на какой-то определенной стадии, когда среднее пластовое давление снизится с Рнач до Р, будет иметь следующий вид: Q  Vг . з.г  Vпор. зан. угл  Е( p )  Vг . з.г    Е( Р ) ,  Vг . з.г    Е н .д  (8.2) где Е(Р) – коэффициент расширения газа, когда среднее пластовое давление снизится до значения Р. Таким образом, выражение (8.2) означает, что накопленная добыча газа равна разности между начальными геологическими запасами газа, приведенными к поверхностным условиям и объемом газа, оставшегося в залежи, также приведенного к поверхностным условия. ТИУ 146 Саранча А.В. КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА Разделив обе части уравнения на Vг.з.г, получим Е( Р ) Q  1 , Vг . з.г Е н .д (8.3) используя уравнение 3.13, получим E  0,002892 Р  Z нач Q  1  КИГ Vг . з.г Z  Рнач P Z T (8.4) Отношение Q/Vг.з.г накопленной добычи к начальным геологическим запасам газа в залежи, приведенным к поверхностным условиям в условиях газового режима, есть не что иное как текущий КИГ. Если речь идет о конечном среднем пластовом давлении в конце разработки и соответствующем коэффициенте сверхсжимаемости, то тогда это отношение Q/Vг.з.г представляет собой конечный коэффициент извлечения газа. ТИУ 147 Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ №10 Все исходные данные к упражнению по вариантам будут представлены в таблице 8.1 (следующий слайд), а пример расчета будет представлен далее. 1. Подсчитать начальные запасы газовой залежи, если известно, что плотность пластовой воды 1020 кг/м3, величина отклонения от нормального гидростатического давления на уровне ГВК, составляет 115000 Па. 2. Рассчитать в течение, какого периода будет поддерживаться устойчивый уровень добычи, если известно, что водоносная область невелика, и можно применить уравнение материального баланса для залежи, работающей в условиях газового режима. Также есть условия, что в первые два года разработки месторождения, отбор должен увеличиться от нуля до qt2 . Известно минимальное пластовое давление Ркон необходимое для доставки требуемого количества газа к пункту сбора. 3. После того как поддерживать устойчивый уровень добычи станет невозможным, расход газа будет уменьшаться экспоненциально, на 20 % каждый год, до уровня минимальной суточной добычи qкон, при котором разработка данного месторождения становится нерентабельной и будет закончена. Рассчитать накопленную добычу на момент прекращения разработки, конечный коэффициент извлечения газа, и какова будет продолжительность всего периода разработки залежи. ТИУ 148 Саранча А.В. РЕШИТЬ ЗАДАЧУ №10 Таблица 8.1 – Исходные данные к упражнению 10 Примечание: hгвк – глубина уровня ГВК; Гг – геотермический градиент; tср.п – среднегодовая температура на поверхности; hпр – приведенная глубина залежи; Vг.ч.з – объем газонасыщенной части залежи; mот – коэффициент открытой пористости; Sв – насыщенность остаточной водой; Р – минимальное пластовое давление необходимое для доставки требуемого количества газа к пункту сбора; qt2 - суточный отбор по месторождению в период устойчивого уровня добычи (т.е. в период времени t2); qкон – уровень минимальной суточной добычи, при котором разработка данного месторождения становится нерентабельной и будет закончена. ТИУ 149 Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ №10 • 1. Расчет начальных запасов газа в залежи. Для того чтобы определить начальные запасы газа в залежи, нужно прежде всего рассчитать начальное давление и температуру на приведенной глубине залежи, которая представляет собой горизонтальное сечение пласта, делящее массу газа, содержащегося в этом пласте пополам. Именно давление соответствующее данной глубине, необходимо использовать в уравнениях материального баланса, поскольку это уровень, выше и ниже которого находятся равные количества газа. Допустим, что нам известна приведенная глубина залежи hпр = 1275 м; глубина уровня ГВК hгвк = 1310 м; плотность пластовой воды ρп.в = 1020 кг/м3; величина гидростатического давления на уровне ГВК аномальна и отличается на постоянное значение С = 115000; объем газонасыщенной части залежи Vг.ч.з = 55∙109 м3; коэффициент открытой пористости mот = 0,18; насыщенность остаточной водой Sв = 0,16. 1.1. Давление на уровне ГВК равно: Р ГВК   п.в.  g  hгвк  Ратм  C  (1020  9,8  1310  101325  115000)  10 6  13,31 МПа. 1.2. Температура на уровне ГВК, при геотермическом градиенте Гг = 3 °С, среднегодовой температуре на поверхности tср.п = -2 ºС (271 К), равна: Т ТИУ Гг  h 3  1310  t ср.п   271  310,3 К . 100 100 150 Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ №10 Теперь необходимо рассчитать давление газа на приведенной глубине залежи, но для этого нужно знать плотность газа при пластовом давлении и температуре на этой глубине, а для этого прежде необходимо определить плотность газа при нормальных физических условиях, относительную плотность, критические и приведенные параметры и коэффициент сверхсжимаемости газа для следующего компонентного состава газа: Компонентный состав газа, % объемные Плотность реального газа, кг/м3 Критическое давление, МПа Критическая температура, К CH4 95,1 0,717 4,60 190,5 С2Н6 1,1 1,355 4,88 305,8 C3H8 0,3 2,009 4,25 369,8 С4Н10 0,07 2,709 3,78 425,1 С5H12+ 0,03 3,506 3,36 469,7 СО2 0,4 1,977 7,39 304,2 N2 3 1,25 3,39 126,2 1.3. Плотность газовой смеси при нормальных физических условиях  см  95,1  0,717  1,1 1,355  0,3  2,009  0,07  2,709  0,03  3,506  0,4 1,976  3 1,25  0,75 кг 3 . м 100 1.4. Относительная плотность газовой смеси  cм  0,75  0,58 1,293 1.5. Критическое давление газовой смеси Р кр  95,1  4,6  1,1  4,88  0,3  4,25  0,07  3,78  0,03  3,36  0,4  7,39  3  3,39  4,576 МПа. 100 1.6. Критическая температура газовой смеси Т кр  95,1190,5  1,1 305,8  0,3  369,8  0,07  425,1  0,03  469,7  0,4  304,2  3 126,2  191,08 К 100 1.7. Приведенные параметры (давление и температура) Рпр.см  ТИУ 13,31  2,9 4,576 Т пр.см  310,3  1,62 . 191,08 151 Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ №10 1.8. Коэффициент сверхсжимаемости газа по графику Стендинга-Катца представленному на рисунке справа, равен Z = 0,83. 1.9. Плотность газа на уровне ГВК Р  см ( Р ,T )  2,694  10 3   см  104,6 кг 3 . м ZT 1.10. Давление газа на приведенной глубине залежи Р  РГВК  (  см ( Р ,Т )  g  (hгвк  hпр ))  10 6  13,31  (104,6  9,8  (1310  1275)) 10 6   13,275 МПа. 1.11. Температура на приведенной глубине Т Г г  hпр 100  t ср.п  3  1275  271  309,25 К . 100 1.12. Приведенные параметры (давление и температура) на приведенной глубине Рпр.см  13,275  2,9 4,576 Т пр.см  309,25  1,62 . 191,08 Приведенные параметры на приведенной глубине те же, поэтому коэффициент сверхсжимаемости газа будет иметь тоже значение Z=0,83. 1.13. Коэффициент расширения газа на приведенной глубине E  0,002892 P 13,275 106  0,002892  148,3. Z T 0,833  309,25 1.14. Начальные запасы газа в залежи Vг . з.г  Vг .ч. з  mот  (1  S в )  Ен.д  55 109  0,18  (1  0,16) 148,3   1,243 1012 ст. м 3  1,243 ст. трл. м 3 ТИУ 152 Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ №10 • 2. Расчет устойчивого периода добычи. Весь период разработки можно разделить на три стадии – освоение месторождения, устойчивый уровень добычи и снижение добычи (см. рисунок). Прежде всего, нужно рассчитать накопленную добычу Q1 + Q2 за период времени t1 и t2, на момент снижения пластового давления до 4 МПа, когда поддерживать устойчивый уровень добычи станет невозможно. ТИУ 153 Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ №10 1.15. Для давления Ркон = 4 МПа и коэффициента сверсжимаемости Z = 0,93, по уравнению материального баланса для залежи, работающей в условиях газового режима, суммарная накопленная добыча за период освоения и устойчивого уровня добычи (Q1 + Q2), на момент окончания времени t2, составит:   P  Z  4  0,83   Q1  Q2  Vг . з.г 1  кон нач    1,233  1012  1    909,3  10 9 cт. м 3 Z  Р , 93  13 , 275   нач     1.16. Накопленная добыча Q1 за два года освоения, приблизительно составит: Q1  qср  2  365  76,5 106  2  365  55,8 109 ст. м3 , где qср = qt2/2, среднесуточный отбор за два года освоения месторождения (в период времени t1), а qt2 = 153 млн.ст.м3/сут, суточный отбор в период устойчивого уровня добычи (в период времени t2). 1.17. Таким образом, накопленная добыча в период устойчивого уровня добычи qt2, составит: Q2  (Q2  Q1 )  Q1  (909,3  55,8) 109  854,5 109 ст. м 3 , и период, в течение которого можно поддерживать этот уровень Q2 854,5  10 9 t2    15,28 года  15 лет 3 мес qt 2  365 153  10 6  365 ТИУ 154 Саранча А.В. ПРИМЕР РАСЧЕТА ЗАДАЧИ №10 • 3. Расчет накопленной добычи газа на момент прекращения разработки, конечного коэффициента извлечения газа и продолжительности всего периода разработки. В период экспоненциального снижения добычи можно в любой момент определить отбор по формуле: q  qt 2  e bt где qt2 – отбор в момент начала третьего периода, когда t3 = 0; b – экспоненциальный показатель ежегодного уменьшения отбора, равный 0,2 (20 %), e — основание натурального логарифма, математическая константа, приблизительно равно 2,71828. Из условия задачи, известно разработка закончится, когда суточный добыча снизится до qкон=30 млн.м3. 1.18. Таким образом, продолжительность последней стадии разработки можно рассчитать из следующего уравнения: 1 q 1 153 t3  ln t 2  ln  8,14 года  8 лет 2 мес. b qкон 0,2 30 1.19. Накопленная добыча газа за период времени t3, составит: qt 2  365 153  106  365 bt3 Q3  (1  e )   1  е 0, 28,14  244,5  109 ст. м3 . b 0,2   1.20. Таким образом, общая накопленная добыча на момент прекращения разработки составит: Vизг  Q1  Q2  Q3  (909,3  244,5)  10 9  1134  10 9 ст. м 3  1,134 ст. трл. м 3 , а конечный коэффициент извлечения газа (КИГ) равен: КИГ  Vизг 1126 109   0,91, Vг. з.г 1233 109 или 91 % от начальных запасов газа, которые будет отобраны за суммарный период t1+t2+t3 = 2 + 15,28 + 8,14 = 25,42 лет. ТИУ 155 Саранча А.В. СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ [1] Амикс Д. Физика нефтяного пласта / Амикс Д., БассД., Уайтинг Р. Перевод с англ. М., Гостоптехиздат, 1962. [2] Большой справочник инженера нефтегазодобычи. Разработка месторождений. Оборудование и технологии добычи / Под ред. У. Лайонза и Г. Плизга – Пер. с англ. – СПб.: Профессия, 2009. – 952 с. [3] Брил Дж. П. Многофазный поток в скважинах / Брил Дж. П., Мукерджи Х. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. – 384 стр. [4] Эрлагер Р.мл. Гидродинамические методы исследования скважин. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2007. – 512 стр. [5] Гиматудинов Ш.К. Физика нефтяного и газового пласта: учебник для вузов / Ш.К. Гиматудинов, А.И. Ширковский – Москва: Недра, 1982. – 311 с. [6] Дейк Л.П. Основы разработки нефтяных и газовых месторождений / Перевод с английского. – М.: ООО «Премиум Инжиниринг», 2009 – 570 с. [7] Уолш М. Первичные методы разработки месторождений углеводородов / Уолш М., Лейк Л. – Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика», 2008. – 672 с. [8] Коротаев Ю.П. Добыча, транспорт и подземное хранение газа / Коротаев Ю. П., Ширковский А.И. Учебник для вузов. – М.: Недра, 1984, 486 с. [9] Казарян В.А. Подземное хранение газов и жидкостей. – М. – Ижевск: НИЦ «Регулярная и хаотическая динамика»; Институт компьютерных исследований, 2006. -432 с. [10] А.И.Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов / Руководство по исследованию скважин. – М.:Наука, 1995. – 523 с. [11] Кэрролл Джон / Гидраты природного газа. Перевод с английского. – М.: ЗАО «Премиум Инжениринг», 2007. -316 с. [12] Вяхирев Р.И.. Коротаев Ю.П.. Кабанов Н.И. Теория и опыт добычи газа. - М. ОАО "Издательство "Недра", 1998. - 479 с. [13] Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. 2002. - 880с. [14] Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. –М.: «Струна», - 1998.-628с. ТИУ 156 Саранча А.В.