Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений



страница1/81
Дата13.06.2018
Размер8,27 Mb.
  1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   81
РАЗРАБОТКА И ЭКСПЛУАТАЦИЯ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

ВВЕДЕНИЕ

Газовая промышленность относится к молодым и наиболее развивающимся отраслям. С каждым годом доля природного газа в топливном энергетическом балансе страны увеличивается. Природный газ направляется как в различные отрасли промышленности, так и на бытовые нужды. Кроме того, с каждым годом растёт его доля в экспорте.

В настоящее время открыто до 700 и эксплуатируется около 200 газовых и газоконденсатных месторождений. По разведанным запасам природного газа наша страна вышла на первое место в мире, составляют они более 22 трлн. м3, прогнозные запасы — более 90 трлн. м3. Наиболее крупные газовые месторождения находятся на севере Тюменской области (в том числе Уренгойское, Ямбургское и др.), начинается разработка газовых и газоконденсатных месторождений в Томской области.

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

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

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

В настоящем пособии рассматриваются методики определения параметров течения газа и конденсата в стволе скважин, методы определения газоводяного контакта, а также газогидродинамические методы исследования с учётом наиболее существенных факторов, влияющих на точность определения параметров пласта по результатам испытаний. На основе данного материала рассмотрены вопросы установления и обоснования технологических режимов эксплуатации при учете отдельных факторов , прямо или косвенно влияющих на производительность скважин. В заключительных разделах пособия рассмотрены особенности проектирования разработки методом “средней скважины” и наиболее распространенные методы интенсификации притока газа к стволу скважины.

Пособие рассчитано на освоение материала курса “Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений” по разделу “Разработка” студентами геологами и разработчиками специализирующимися в области разработки газовых и нефтяных месторождений.



1.ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА ПРИРОДНЫХ ГАЗОВ И КОНДЕНСАТА

1.1. Состав и классификация природных газов[1,2]



Состав природных газов. В состав природных газов входят:

а) углеводороды -алканы CnH2n+2 и цикланы CnH2n;

б) неуглеводороды- азот N2, угл. газ СО2, сероводород Н2S, ртуть, меркаптаны RSH.

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

Фазовые состояния.

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

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

Углеводороды, начиная с изопентана (i= С5Н12) и более тяжелые (17n>5) при атмосферных условиях находятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фракции.

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

Природные газы подразделяют на три группы.

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

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

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

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


Изменение состава природного газа в процессе разработки.

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

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

В процессе разработки газовых и газоконденсатных залежей предвестником обводнения по данным эксплуатации скважин по ряду месторождений является увеличение азота и редких газов (например, Шебелинское месторождение) или увеличение газоконденсатного фактора и минерализации, выносимой из скважины воды (месторождения Краснодарского края).

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

1.2. Основные параметры [1,2]




1.2.1.Газовые законы

Термодинамическое состояние природного газа описывается в целом через средние параметры и компонент через парциальные параметры



Парциальные параметры. Парциальное давление компонента смеси pi - давление, которое он бы имел при удалении из объёма, занимаемого смесью, остальных компонент при неизменных величинах начального объёма и температуры;

парциальный объем компонента смеси vi- объём, который он бы имел при удалении из объёма, занимаемого смесью, остальных компонент при неизменных величинах начального давления и температуры.



Газовые законы. Связь между парциальными и средними параметрами устанавливается через следующие законы:

закон Авогадро - 1кмоль газа при нормальных условиях ( р=760 мм рт.ст.; Т=00С) занимает объём 22.41м3;

закон Дальтона - аддитивности парциальных давлений pi

р=  рi ; (1.1)

закон Амаги - аддитивности парциальных объёмов vi

v= vi. (1.2)


1.2.2. Параметры газовых смесей

К средним параметрам относятся:



плотность газа в нормальных условиях

= М/22.41, кг/м3 ; (1.3)



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

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

средние характеристики –

давление р=pi /xi ; объём v=vi /xi;

молекулярная масса M= (xi Мi)/100=100/ (gi /Mi) ; (1.4)

плотность =100/ (gi /i)=100M/ (xi Mi)/i= (xi i). (1.5)

При этом: плотности воздуха 0= 1,293кг/м3, 20= 1,205кг/м3 (верхний индекс – температура в градусах Цельсия); концентрации связаны между собой соотношениями gi=xi Mi /M; yi=xi.

1.2.3. Содержание тяжелых углеводородов в газе

В газе три тяжелые фракции: пропановая, бутановая и газовый бензин. Последний принимается состоящим по массе из 1/3 бутана и 2/3 пентана (плюс вышекипящие).

Содержание тяжелых компонентов в г/м3 определяется по формуле

Аi=10giсм= 10уii, г/м3. (1.6)

В газовый бензин целиком переходит пентан плюс вышекипящие и часть нормального бутана, по величине равная половине содержания пентана плюс вышекипящие.

Объём паров после испарения жидкости. Объём паров, получаемый после испарения G кг жидкого углеводорода (при нормальных физических условиях р=0,1013МПа, Т=273 К ), можно вычислить по формуле

Vп=G / п= 22,41 G / М,[ м3] (1.7)



1.2.4. Критические и приведённые термодинамические параметры
Критическим состоянием называется такое состояние вещества, при котором плотность вещества и его насыщенного пара равны друг другу. Параметры, соответствующие этому состоянию, называются критическими параметрами.

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

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

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

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

pкр=(Pкрi xi) , Ткр =(Tкрi xi) при хС5+<10%. (1.8)

Если известна относительная плотность газа , то средние значения критических давления и температуры природного газа можно определить по графикам, приведенным на рис. 1.1 и 1.2. При содержании в природном газе N2, СО2 или Н2S в значения Ткр и ркр вводятся соответствующие поправки.

Когда содержание N2, СО2 или Н2S превышает 15% об., вместо графиков для определения Ткр и ркр следует пользоваться формулой (1.8).



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

давление в кгс/см2


температура в К


которые справедливы для кривых 1 на рис. 1.1 и 1.2.

Часто в расчетах, например при определении вязкости и коэффициента сверхсжимаемости газа, пользуются так называемыми приведенными давлениями и температурами.

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

Приведенной температурой газа Тпр называется отношение абсолютной температуры газа Т к его критическому значению: Тпр=Т/Ткр.



Поделитесь с Вашими друзьями:
  1   2   3   4   5   6   7   8   9   ...   81


База данных защищена авторским правом ©grazit.ru 2017
обратиться к администрации

    Главная страница