ЛИСТ ДЛЯ ЗАМЕЧАНИЙ

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ	5
1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ	6
1.1 Классификация и состав газа	6
1.2 Фазовое состояние углеводородных систем. Многокомпонентные системы.	7
Уравнения состояния реального и идеального газа.	9
Режимы разработки газовых месторождений	11
1.5 Уравнение материального баланса при газовом режиме работы скважины	13
1.6 Приток газа к скважине	14
1.7 Технологический режим эксплуатации газовых скважин.	16
2 ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ПО ПАРАМЕТРАМ СРЕДНЕЙ СКВАЖИНЫ	19
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ	32

ВВЕДЕНИЕ

Газовая и нефтяная отрасли занимают важное место в экономике страны, способствуя решению социальных проблем общества и развитию других отраслей. В состоянии этих отраслей ведущее место принадлежит разработке нефтяных и газовых месторождений. Их промышленное освоение должно обеспечивать требуемые уровни добычи нефти и газа, возможно более полное использование недр как по месторождениям, разрабатываемым длительное время, так и по вновь вводимым. Перед работниками нефтяной и газовой промышленности стоят большие задачи обеспечения необходимых темпов разработки, повышения нефтегазоотдачи, оптимального сочетания усилий, направленных на освоение новых месторождений и на максимальное использование недр длительно разрабатываемых месторождений.

Под системой разработки газовых месторождений понимают размещение на площади газоносности и структуре необходимого числа эксплуатационных наблюдательных и пьезометрических скважин и соблюдением порядка ввода их в эксплуатацию и поддержанием допустимых технологических режимов эксплуатации скважин. Добываемый природный газ на поверхности подвергается промысловой обработке. Для этого применяется соответствующая система обустройства промысла. Система разработки газовых месторождений и обустройство промысла должны обеспечить заданный уровень добычи газа и целевых компонентов с оптимальными технико-экономическими показателями и коэффициентом газоотдачи при соблюдении условий охраны недр и окружающей среды (если месторождение содержит несколько залежей, то задаваемый уровень добычи газа из каждой находится в результате решения задачи оптимального распределения отбора газа по отдельным залежам данного месторождения, отбор газа из которого определяется на основании оптимизации уровней добычи по месторождениям рассматриваемой газоносной провинции).

Целью курсовой работы является определение показателей разработки газового месторождения по параметрам средней скважины. Следует рассчитать динамику пластового давления, дебиты скважины, устьевое давление, фонд скважин.

1 ТЕОРЕТИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

1. Классификация и состав газа.

Природные газы, добываемые из чисто газовых, нефтяных и газоконденсатных месторождений, состоят из углеводородов гомоло­гического ряда метана с общей формулой С_nН_2n+2, а также неугле­водородных компонентов: азота (N₂), углекислого газа (СО₂), се­роводорода (H₂S), благородных (инертных) газов (гелия, аргона, криптона, ксенона), ртути.

Число углеродных атомов в молекуле углеводородов п может достигать 17—40.

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

Пропан (С₃Н₈), пропилен (С₃Н₆), изобутан (i-C₄H₁₀), нормальный бутан (п-С₄Н₁₀) бутилены (С₄Н₈) при атмосферных условиях нахо­дятся в парообразном (газообразном) состоянии, при повышенных давлениях—в жидком состоянии. Они входят в состав жидких (сжиженных) углеводородных газов.

Углеводороды, начиная с изопентана (i-C₅H₁₂), при атмосферных условиях нахо­дятся в жидком состоянии. Они входят в состав бензиновой фрак­ции. Их называют углеводородным конденсатом. Углеводороды, в молекулу которых входит 18 и более атомов углерода (от С₁₈Н₃₈), расположенных в одну цепочку, при атмо­сферных условиях находятся в твердом состоянии.

Природные газы классифицируют по трем группам:

1)    Газы, добываемые из чисто газовых месторождений.

2)    Газы, добываемые вместе с нефтью (попутные газы).

3)    Газы, добываемые из газоконденсатных месторождений.

Газовыми и газоконденсатными месторождениями являются месторождения, которые находятся в пластовых условиях в однофазном состоянии. Нефтяными являются залежи, в которых объем нефтяной части залежи больше объема газовой шапки и составляет более 0,75. Газонефтяные 0,5-0,75. Нефтегазовые или нефтегазоконденсатные (НГКМ), в которых объем нефтяной части 0,25-0,5. В газовых и газоконденсатных месторождениях содержание метана обычно превышает 90%, тогда как в газонефтяных находится в пределах 50%.

Сухой газ состоит преимущественно из метана. Жирный газ содержит в своем составе более тяжелые компоненты, характерен для попутных нефтяных газов. Искусственными газами называют газы, полученные при сухой перегонке твердых топлив (каменный уголь, горючий сланец).

1.2 Фазовое состояние углеводородных систем. Многокомпонентные системы.

Природные газы представляют собой смеси отдельных газов. Каждый из этих газов называется компонентом, то есть добываемые природные газы представляют собой многокомпонентные системы.

Отдельный газ или многокомпонентная система могут находиться в одно-, двух- или трёхфазном состоянии. Газы в зависимости от характеристики условий и свойств вещества могут быть в газообразном, жидком или твёрдом состоянии.

Фазовое состояние вещества при заданных параметрах зависит от числа компонентов, входящих в систему. Рассмотрим фазовые состояния многокомпонентных систем. Рассмотрим диаграмму состояния многокомпонентной системы в координатах (рисунок 1).

Рисунок 1 – Диаграмма состояния p - T

многокомпонентной системы

Кривая GC определяет состояние начала конденсации многокомпонентной системы. Ниже и правее кривой GKC многокомпонентная система находится в однофазном паровом (газовом) состоянии. Кривая FC определяет состояние начала испарения (конца конденсации) многокомпонентной системы. Выше кривой FC вся система находится в однофазном жидком состоянии. Пересечение кривых GC и FC определяет критическую точку многокомпонентной системы. Точке С соответствуют критические температура Тс и давление р_с. Область, ограниченная кривыми точек росы и точек кипения, определяет условия двухфазного состояния многокомпонентной системы. Пунктирные линии внутри этой области соответствуют процентному содержанию (по массе) смеси в жидком состоянии. Как видно из диаграммы состояния многокомпонентной системы, жидкая фаза наблюдается и при температурах, превышающих критическую, а паровая фаза присутствует при давлениях выше критического, что можно объяснить взаимной растворяемостью компонентов. Присутствие жидкой фазы при температурах выше критической для многокомпонентных систем целесообразно учитывать при разработке месторождений природных газов.

3. Уравнения состояния реального и идеального газа.

Уравнение состояния газа называется уравнение, связывающее основные параметры, характеризующие состояние газа: объём, давление и температуру. Уравнение состояния идеального газа для молей имеет вид:

₍₁₎

_{где R – молярная газовая постоянная.}

_{Уравнение состояния идеальных газов не учитывает собственного объёма молекул и сил их взаимодействия между ними. Ван-дер-Ваальсом было дано уравнение:}

₍₂₎

_{где ; ; и - соответственно критическое давление и объём газа (в литрах).}

_{Критическим называется давление, необходимое для сжижения индивидуального газа при критической температуре, а критический объём – это объём одного моля газа при критических давлении и температуре. Отношение a/V2 рассматривают как силу притяжения между молекулами. Константа b представляет собой объём самих молекул.}

_{Сложность при использовании уравнения 2 в практических расчётах заключается в том, что чаще встречаются смеси газов, для которых уравнение Ван-дер-Ваальса неприменимо.}

_{Для газов, плотность которых не превышает 2/3 плотности газа при критических условиях, хорошее согласие с экспериментальными данными получают по уравнению Битти – Бриджмена:}

₍₃₎

_{где R – молярная газовая постоянная; T – термодинамическая температура; a, b, c, A0, B0 – постоянные для данных компонентов природного газа, вычисленные на основании экспериментальных данных.}

_{Уравнение состояния лёгких углеводородов Бенедикта, Вебба и Рубина имеет вид:}

₍₄₎

_{где d – молярная плотность; A0, B0, C0, a, b, c, α, γ – постоянные для индивидуальных веществ. Для смеси газов эти величины являются функцией состава смеси. Значения этих параметров для смеси углеводородов определяют по формулам:}

_{; ; ;}

_{; ; ;}

_{; ,}

_{где xi – молярные доли компонентов в смеси; A0i, B0i – значения констант соответствующих компонентов.}

_{При большом числе компонентов расчёты по приведённым формулам становятся трудоёмки. Поэтому для расчёта состояния реальных газов часто используется обобщённым газовым законом в виде уравнения Менделеева – Клапейрона, в которое вводится поправка (коэффициент сжимаемости), учитывающая отклонение реальных газов от законов сжатия и расширения идеальных газов:}

_{, (5)}

_{где z – коэффициент сверхсжимаемости; m – масса газа в кг; p – давление в Па; V – объём газа в м3; R – удельная газовая постоянная в Дж/кг; T – температура в К.}

_{Коэффициент сверхсжимаемости газов z определяют по экспериментальным графикам. Коэффициенты сверхсжимаемости на этом графике представлены в зависимости от приведённых давления и температуры.}

3. _{Режимы разработки газовых месторождений.}

1.4.1 Газовый режим

Газовым (газонапорным) называют режим эксплуатации месторождения, при котором пластовые флюиды поступают в добывающие скважины под воздействием энергии природного газа. Естественно, что падение давления в поровом пространстве коллектора обусловливает упругое расширение скелета вмещающих залежь горных пород. Однако основным источником энергии, благодаря которому пластовые флюиды фильтруются к забоям добывающих скважин, при газовом режиме является энергия содержащегося в пласте сжатого газа.

Поскольку от режима эксплуатации залежи зависят как система размещения скважин на месторождении, схема подготовки газа к транспорту и схема транспорта, так и технико-экономические показатели разработки, то обычно режим работы объекта стремятся обосновать как можно раньше после открытия залежи. При этом используются методы аналогии объектов региональной системы добычи газа, геолого-промысловые данные о залежи (ФЕС, насыщенность порового пространства РЖУ и водой, особенности ГВК и ГНК), а также данные опытно-промышленной эксплуатации месторождения.

Газовый режим разработки месторождения характеризуется постоянством газонасыщенного объема порового пространства залежи (с отмеченной выше оговоркой, касающейся упругого расширения вмещающих пород). Поэтому графическая зависимость приведенного давления представляет собой гипотенузу прямоугольного треугольника с катетами.

Режим работы залежи после начала ее эксплуатации определяется видом рассмотренной графической зависимости, построенной по результатам систематического измерения текущего пластового давления с использованием данных о количестве добытого газа и текущем коэффициенте сжимаемости газа при данном пластовом давлении. Поскольку прямолинейная зависимость графика еще не является доказательством проявления газового режима, такой график может быть получен и в случае водонапорного режима при постоянном темпе отбора газа из залежи.

С другой стороны, стоит отметить, что в пластах с крупными зонами слабопроницаемых коллекторов кривая приведенного давления на начальной стадии отбора запасов газа может демонстрировать более резкое снижение, чем это отвечает ожидавшемуся ее линейному положению. Причиной являются меньшие объемы текущих дренируемых запасов по сравнению с оцененными общими запасами газа в залежи. Когда давление в высокопроницаемых областях пласта в ходе разработки залежи существенно понизится, в эти области начнет поступать газ из слабопроницаемых областей, и в дальнейшем будет наблюдаться выполаживание кривой приведенного давления, ее стремление выйти на ожидавшуюся зависимость.