Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Разработка газовых месторождений. Учебное пособие (курс лекций)
.pdf
МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ АВТОНОМНОЕ
ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ
«СЕВЕРО-КАВКАЗСКИЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»
И. О. Дацюк,
Т. В. Гилеб,
А. Е. Верисокин
РАЗРАБОТКА
ГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ
УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ
(Курс лекций)
Направление подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело
Направленность (профиль) «Эксплуатация и обслуживание объектов
добычи газа, газоконденсата и подземных хранилищ газа»
Квалификация выпускника – бакалавриат
Ставрополь
2019
УДК 622.276 (075.8)
ББК 33.362 я 73
Д 21
Печатается по решению
редакционно-издательского совета
Северо-Кавказского федерального
университета
Рецензенты:
© ФГАОУ ВО «Северо-Кавказский
федеральный университет», 2019
д-р техн. наук, проф. А - Г . Г . К е р и мо в ,
начальник управления проектно-изыскательских работ
С. И. С и до р е н ко (ООО «НПО НХП»)
Дацюк И. О., Гилеб Т. В., Верисокин А. Е.
Д 21 Разработка газовых месторождений: учебное пособие
(курс лекций). – Ставрополь: Изд-во СКФУ, 2019. – 96 с.
Пособие разработано в соответствии с программой дисциплины
и ФГОС ВО. Целью написания курса лекций является создание необходимой базы знаний о разработке газовых и газоконденсатных месторождений. Эти знания необходимы для применения на объектах будущей профессиональной деятельности выпускника: газовых месторождениях, в производственно-технологической, управленческой, научноисследовательской и проектной деятельности.
Курс лекций предназначен для студентов направления подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело, направленности (профиль) «Эксплуатация и обслуживание объектов добычи газа, газоконденсата и
подземных хранилищ газа».
УДК 622.276 (075.8)
ББК 33.362 я 73
Авторы:
ст. преподаватель И . О. Д а цю к ,
ст. преподаватель Т . В. Г ил е б ,
ст. преподаватель А . Е. В е р и с о ки н
2
СОДЕРЖАНИЕ
Предисловие . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
1. Физические свойства коллекторов, пластовых
жидкостей и газов . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
2. Общая характеристика параметров
месторождения . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
3. Режимы работы газовых залежей . . . . . . . . . . . . . . .
4. Методы подсчета запасов газа. Газоотдача
при разработке газовых месторождений . . . . . . . . . . . . . . .
5. Системы разработки газовых месторождений . . . .
6. Основные показатели разработки месторождения.
Этапы и стадии разработки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
7. Проектирование разработки газовых
и газоконденсатных месторождений . . . . . . . . . . . . . . . . . .
8. Техника и технология добычи газа . . . . . . . . . . . . .
9. Методы газогидродинамических исследований
пластов и скважин . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
10. Виды технологических режимов работы скважин
11. Осложнения при эксплуатации газовых скважин
12. Эксплуатация в условиях разрушения
коллектора. Средства и методы борьбы
с пескопроявлением . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
13. Удаление жидкости с забоя газовых
и газоконденсатных скважин . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
14. Обводнение газовых скважин. Методы
восстановления производительности обводняющихся
газовых скважин . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
15. Состояние призабойной зоны пласта . . . . . . . . . . .
16. Особенности разработки газоконденсатных
месторождений . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
17. Системы сбора газа на газовых промыслах . . . . .
18. Основные технико-экономические показатели
разработки . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
Литература . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .
4
6
17
22
26
32
38
41
47
51
55
62
67
72
75
77
80
86
90
95
3
ПРЕДИСЛОВИЕ
Дисциплина «Разработка газовых месторождений» является
одной из основных по направлению подготовки 21.03.01 Нефтегазовое дело. Она изучает особенности строения залежей газа,
методики расчета технологических показателей, анализа и регулирования процесса разработки, основные процессы, протекающие на промыслах: техника и технология добычи газа и конденсата; методы исследования газовых скважин, виды и цели
геолого-технические мероприятий на фонде скважин, уясняет
принципы и методические основы процесса разработки.
Целью изучения дисциплины является образование необходимой базы знаний о разработке газовых и газоконденсатных
залежей, то есть тех знаний, которые являются базой в области
объектов перспективной профессии студента (газовые месторождения), а также по определенным параметрам будущей занятости выпускника: производственно-технологической деятельности, научно-исследовательской, проектной, управленческой.
Цель изучения данных лекций:
– получить способность осуществлять и корректировать
технологические процессы при строительстве, ремонте и эксплуатации скважин различного назначения и профиля ствола на
суше и на море, транспорте и хранении углеводородного сырья
(ПК-2);
– получить определенные способности выполнять технические работы в соответствии с технологическим регламентом
(ПК-8);
– получить умение выполнять отдельные элементы проектов на стадиях эскизного, технического и рабочего проектирования (ПК-29);
– получить готовность составлять в соответствии с установленными требованиями типовые проектные, технологические и
рабочие документы (ПК-30);
– получить способность творчески применять процессы
проектирования к проблемам, имеющим межотраслевые особенности (ПК-31).
4
В результате освоения дисциплины обучающийся должен
знать:
– основы физики газового пласта, законы газогидродинамики;
– режимы разработки газовых и газоконденсатных залежей;
– технологию и технику добычи газа;
– методы исследования пластов и скважин, критерии установления технологического режима работы скважин;
– оборудование газовых скважин;
уметь:
– обобщать, анализировать, воспринимать информацию,
ставить цели и выбирать пути их достижения, выбирать рациональную систему разработки;
– проектировать технологический режим работы скважин;
– подбирать наземное и подземное оборудования скважин;
– интерпретировать исследования скважин, выполнять газодинамические расчеты показателей разработки;
владеть:
– современной научной технической терминологией, навыками поиска и обработки научной информации;
– способностью самостоятельного обоснования научной
проблемы и поиска ее решения.
Дисциплина относится к обязательным дисциплинам (вариативная часть). Ее освоение происходит в 5 семестре.
5
1. ФИЗИЧЕСКИЕ СВОЙСТВА КОЛЛЕКТОРОВ,
ПЛАСТОВЫХ ЖИДКОСТЕЙ И ГАЗОВ
План
1.1. Основные понятия и определения.
1.2. Состав и физические свойства газа.
1.3. Классификация газов.
1.4. Основные физические свойства пластовых вод.
1.1. Основные понятия и определения
Если месторождение газовое, то газы состоят из компонента метан (СН1), к нему примешаны тяжёлые: этан (С2Н6), пропан
(С3Н8) бутан (С4Н10). Бывает, что совсем в незначительном количестве присутствует пентан (С5Н12) и гексан (С6Н14). УВ с
этана считаются тяжёлыми (ТУВ). ТУВ находятся в количестве
не более 1 %. Еще есть примеси других газов, такие как СО2, N,
H и др. [1].
Если месторождение газонефтяное (газ из газовой шапки),
там есть пары УВ жидких, которые тяжелее гексана, но в маленьком количестве. Они называются попутными газами.
Нефтяные газы – это газы, растворенные в нефти. Это тяжелые газы. С содержанием гомологов СН1 в пределах 30–80 %,
СО2, N, H и др.
СН1 содержится в диапазоне от 20 до 30 % всей смеси.
Нефти класса «легких», так называемые метановые, имеют газы,
которые на 20–30 % состоят из тяжелых УВ. И напротив, нефти
«тяжелые» содержат метан. ГФ составляет от 550 до 600 м3/т.
Значения ГФ наибольшие в глубоких пластах доходят до
700–750 м3/т. В основном ГФ составляет от 30 до 100 м3/т.
Если ГФ ниже 600 м3/т, то это нефтяная залежь, если ГФ от
600 до 900 м3/т, то залежь нефтегазоконденсатная, и, наконец,
если ГФ свыше 900 м3/т, то залежь является газоконденсатной.
Если углеводородный газ состоит по большей части из СН,
то такие залежи имеют название – «сухие».
6
Если есть небольшое количество тяжёлых УВ, то такие за-
n
i
iiiiсмеси
,VgNПП
1
лежи получили название «тощие», а если очень много тяжелых
УВ, то залежь «жирная».
Есть такой термин «коэффициент сухости», он определяется как отношение содержания М (в %) к сумме: СН4 /С2Н6 +
высш.
Для этого используется ГФ или количество стабильного
конденсата (СК) в 1 м3 газа. В сухих залежах газы имеют конденсата до 10 г/м3, в тощих – от 10 до 30 г/м3 и в жирных – от 30
до 90 г/м3.
Изменение состава газа происходит из-за растворимости
индивидуальных газовых компонентов (ИГК).
Этот показатель по СН1 в нефти в 5 раз ниже этана и в 21
раз ниже, чем пропан. В 15 раз хуже растворяется азот, чем метан.
В этой связи в газовой шапке газ богат метаном и азотом.
Растворимость гомологов метана с ростом в нефти легких фракций УВ увеличивается. СО2 в таком газе содержится до 10 % и
даже больше.
1.2. Состав и физические свойства газа
В табл. 1.1 приведены свойства природного газа (ПГ) в
стандартных условиях (СУ).
Состав ПГ определяется не весь, а ограничивается бутаном
(С4Н10) или гексаном (С6Н14), остальные компоненты в остатке
находятся С5 + высш. или С7 + высш.
Чтобы дать четкую характеристику смеси, необходимо
знать среднюю ММ, среднюю плотность в кг/м3 или относительную плотность.
Физико-химические свойства (ФХС) газа характеризуются
приемлемостью принципа сложения или аддитивности.
При нормальных и стандартных условиях используются аддитивные принципы для расчёта ФХС (П
смеси
):
, (1.1)
7
где Ni – М доля; gi – доля веса; Vi – доля объема; Пi – ФХС i-го
Свойства
Обозначе-
ние
СН1
С2Н6
С3Н8
i-С4Н10
n-С4Н10
Молекулярная масса
(ММ)
М
16,04
30,07
44,10
58,12
58,12
Объём 1 кг газа, м3
22,4
1,40
0,74
0,508
0,385
0,385
Плотность по воздуху
28,97
0,554
1,038
1,522
2,006
2,006
Масса 1 м3 газа, кг
22,4
0,714
1,35
1,97
2,85
2,85
Критическое давление,
МПа
ркр
4,58
4,86
4,34
3,82
3,57
Критическая температура,
К
Ткр
191
305
370
407
425
n
i
i
p
1
PNp
ii
1,
iii
NгдеNPp
n
i
i
VV
1
VNV
ii
iiсм
Nρρ
компонента.
Таблица 1.1
Основные свойства компонентов ПГв СУ
В смеси общее Р составляет сумму парциальных давлений
(ПД) компонентов (закон Дальтона):
, (1.2)
где Р – общее давление газовой смеси; рi – давление парциальное i-го компонента. Тогда
, (1.3)
. (1.4)
Закон Амага:
где V – объём смеси; Vi – мольный объём i-го компонента.
Мольный объём компонента:
Смеси газов плотность
где ρi – i-го компонента плотность; Ni –доля мольная i-го компонента.
ММ природного газа:
, (1.5)
. (1.6)
, (1.7)
8
,
1
i
n
i
i
xMM
(1.8)
24,05/V/
мг
ММ
,
..
в
г
вг
iinn
MyMy...MyMyM
2211
3
где Мi – ММ i-го компонента; xi – объемное содержание (ОС)
i-го компонента, доли ед.
М = от 16 до 20 (для газов реальных).
Плотность газа (ПГ) ρг рассчитывается по следующей формуле:
, (1.9)
где Vм – при СУ объем 1 моля газа.
Пределы плотности газа 0,73–1,0 кг/м3.
Зависит плотность от Р и Т. В основном используют в расчетах относительную плотность газа по воздуху ρ
, она рассчи-
г.в.
тывается как отношение плотности газа (ПГ) ρг к плотности воздуха (ПВ) ρв, при равных Р и Т:
(1.10)
При нормальных условиях ρв = 1,293 кг/м3 и ρ
= ρг / 1,293.
г.в.
ММ рассчитывается по мольному компонентному составу газа
(КСГ):
, (1.11)
где М – относительная ММ газа средняя; M1, М2,... Мп – относительные молекулярные массы соответствующих компонентов;
y1, y2,..., уп – мольные доли компонентов.
Диапазон плотности для нефтяных газов от 0,554 (для М) до
2,006 (для бутана).
Между молекулами газа есть силы взаимодействия, которые преодолеваются при его движении, характеризуют вязкость.
При увеличении Т, Р и КСГ, если Р больше 3 МПа, то рост
Т приведет к уменьшению вязкости.
При различных давлениях и температурах становится ясным изменение вязкости по кинетической теории газов. ДВ газа
имеет связь с рг, λ (средней длиной свободного пути) и ν (ср.
скоростью молекул):
. (1.12)
9
Это зависимость ДВ газа от Р и Т. Если Р и плотность рас-
yaaa
)y(y
1
ж
pVV
r
жр
V
V
r
GRTpV
тут, но при этом становится меньше λ, а ν остается неизменной.
В этой связи с ростом Р ДВ газа вначале не меняется. Также
понятно, что с ростом Т ДВ газа должна также расти, из-за того,
что ν растет, а ρ и λ не меняются.
Изменение ДВ можно объяснить проявлением внутреннего
трения. С ростом Т увеличиваются ν и будет расти вязкость. ДВ
газов практически не имеет зависимости от Р, если Р близко к
атмосферному, и увеличивается с ростом Т.
Если газ содержит больше пяти процентов азота, то нужно
знать, что он влияет на ДВ:
, (1.13)
где μ – ДВ смеси УВ газа и азота; μа и μу – ДВ соответственно
азота и УВ части; уа – доля в составе смеси азота.
Растворимость газа в жидкости пропорциональна давле-
нию (закон Генри):
, (1.14)
где Vr – объем РГ, приведенный к атмосферному Р, в м3; Vж –
объем жидкости, в которой растворяется газ, в м3; а – коэффи-
циент растворимости в 1/Па; р – абсолютное давление газа в Па.
Коэффициент растворимости показывает, сколько газа растворяется в объеме жидкости (единице) при росте Р на единицу:
. (1.15)
Размерность коэффициента растворения Па-1 или 1/Па.
Предел растворимости 4 – 5*10-5 Па
-1
/4-5 м3/(м3 *am).
Давление, при котором газ конденсируется и переходит в
жидкость, называется упругостью насыщенных паров УВ.
Есть взаимосвязь между Р, при котором находится вещество, его плотностью и Т.
Состояние вещества описывается соотношением р, V и Т
или pVT-отношением.
Уравнение Менделеева-Клапейрона для идеальных газов:
, (1.16)
где p – давлениие, Па; V – объем, м3, G – масса, кг; R – газовая
постоянная (ГП), Дж/(кг * К); T – абс. температура, К.
10
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]