Добавил:
ivanov666
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз:
Предмет:
Файл:Разработка газовых месторождений. Учебное пособие (курс лекций)
.pdf
ГП равняется работе при расширении 1 кг идеального газа в
RTbυ
υ
a
p
2
zGRTpV
изобаре при увеличении Т на 1 К.
Если сжать газ очень сильно, то его параметры будет нельзя
описать уравнением М-К.
В уравнение состояния идеального газа были Ван-дерВаальсом внесены поправочные коэффициенты: b и a/v2.
Уравнение «реального газа» состояния (Ван-дер-Ваальса)
имеет вид:
. (1.17)
Если очень много компонентов, то расчеты по формулам не
удается произвести быстро.
Лучше для расчета состояния реальных газов использовать
газовый закон (уравнение Клапейрона), в него введена поправка
(называемая коэффициентом сверхсжимаемости газа (КСГ).
КСГ учитывает разницу реального и идеального газа:
, (1.18)
где z – КСГ; G – масса газа, кг; р – это Р, Па; V – газа объем, м3;
R –постоянная газовая, Дж/(кг*град); Т – температура абсолют-
ная, К.
КСГ изменяется ввиду отношение объемов реального и
идеального газов при равных условиях, с изменением Т и Р
можно определить, учитывая отличия реальных газов от идеальных.
КСГ можно определить по результатам исследований проб
пластового газа. Если их нет, то рассчитывают по формулам или
определяют по графику Брауна, приведенного на рис. 1.1.
Нужно знать для этого приведенные псевдокритическое Р и
псевдокритическую Т.
Температура, выше которой газ не станет жидкостью, называется критической при любом давлении.
Аналогично, давление, которое соотносится с критической
точкой перехода газа в жидкое состояние, называется критической. По мере приближения Р и Т к критическим значениям
ФХС газа и жидкости уравниваются, и раздел между ними пропадает.
11
Если в системе есть больше двух компонентов, в фазовых
,
1
.п.кр. i
n
i
iкр
xpp
,
1
... i
n
i
iкркрп
xТT
,
...крп
пр
р
р
P
,
...крп
пр
T
T
T
изменениях создается специфика, которая отличает данную
смесь от ее однокомпонентного аналога.
Чтобы определить КСГ z реальных газов, то есть многокомпонентной смеси, нужно определить из значений среднюю величину критических Р и Т каждого компонента.
Это псевдокритические давлением p
ская температурой Т
Они рассчитываются по формулам:
п.кр.
и псевдокритиче-
п.кр.
(1.19)
(1.20)
где р
кр.
и Т
– критические Р и Т i-го компонента; xi – доля i-го
кр.
компонента в объеме смеси (в долях ед.).
Псевдокритические значения, приведенные к определенным
Р и Т (к пластовым или СУ):
(1.21)
(1.22)
где р и Т – Р и Т, для которых определяем z.
КСГ z необходим при выполнении подсчета запасов по объемному методу и для других многочисленных расчетов.
1.3. Классификация природных газов
Если газ добывается из газовых месторождений (ГМ), то он
содержит 95 % М и более (табл. 1.2).
Содержание М в газе газоконденсатных месторождений
(ГКМ) находится в пределах от 75до 95 % (табл. 1.3).
Газ, добываемый с нефтью, является попутным нефтяным
газом (ПНГ). В нем М содержится от 35 до 85 %. Тяжёлых углеводородов в ПНГ находится от 20 до 40 % (табл. 1.4).
12
Рис. 1.1. Зависимость КСГ УВ газов, от приведённых параметров
1.4. Основные физические свойства пластовых вод
Различают следующие виды залегания пластовых вод (рис.
1.2):
– воды краевые, которые заполняют поры вокруг залежи – 1;
– воды подошвенные, которые заполняют поры коллектора
под залежью (подстилающие) – 2;
– воды остаточные, оставшиеся со времени формирования
залежи – 3;
13
– воды промежуточные, которые расположены между про-
ГМ
СН4
С2Н6
С3Н8
С4Н10
С5Н12
N2
СО2
Относительная
плотность
СевероСтавропольское
98,9
0,29
0,16
0,05 - 0,4
0,2
0,56
Уренгой
98,84
0,1
0,03
0,02
0,01
1,7
0,3
0,56
Шатлык
95,58
1,99
0,35
0,1
0,05
0,78
1,15
0,58
Медвежье
98,78
0,1
0,02 - -
1,0
0,1
0,56
ГКМ
СН4
С2Н6
С3Н8
С4Н10
С5Н12
N2
СО2
Относительная
плотность
Вуктыльское
74,80
7,70
3,90
1,80
6,40
4,30
0,10
0,882
Оренбургское
84,00
5,00
1,60
0,70
1,80
3,5
0,5
0,680
Ямбургское
89,67
4,39
1,64
0,74
2,36
0,26
0,94
0,713
Уренгойское
88,28
5,29
2,42
1,00
2,52
0,48
0,01
0,707
НМ
СН4
С2Н6
С3Н8
С4Н10
С5Н12
N2
СО2
Относительная
плотность
Бавлинское
35,0
20,7
19,9
9,8
5,8
8,4
0,4
1,181
Ромашкинское
3838
19,1
17,8
8,0
6,8
8,0
1,5
1,125
Самотлор
53,4
7,2
15,1
8,3
6,3
9,6
0,1
1,010
Узень
50,2
20,2
16,8
7,7
3,0
2,3 - 1,010
дуктивными прослоями, и привязанные к водоносным прослоям, залегающим в газоносном пласте – 4;
– верхние воды – 5;
– нижние воды – 6.
Таблица 1.2
ГМ. Химический газовый состав, об. %
Таблица 1.3
ГКМ. Химический газовый состав, об. %
Таблица 1.4
НМ. Химический газовый состав (ПНГ), об. %
Соленость или минерализация бывает до 300,0 кг/м3. Ос-
новные вещества, составляющие соленость, это соли кальция,
натрия и т. д.
Хлориды являются главными солями пластовой воды. Сульфаты очень редкие. Некоторые воды содержат йод, бром и NH4.
В пластовых водах есть и УВГ, бывает много сероводорода.
14
Рис. 1.2. Виды залегания пластовых вод
Есть четыре группы вод по солености:
– рассол (больше 50 г/л);
– солёные (10–50 г/л);
– солоноватые (1–10 г/л);
– пресные (Q <1 г/л).
Она с глубиной залегания пластов растет.
Бывают воды хлоркальциевые (ХК) или хлормагниевые
(ХМ), гидрокарбоновые (ГК) (гидрокарбоно-натриевые, щелочные). Тип воды определяется по аниону.
Гидрокарбоновый тип воды зависит от угольной кислоты,
наличием CO
-2
. Другие – относятся к хлоркальциевому типу.
3
Это соли соляной или серной кислоты и вода по типу характеризуется присутствием хлоридных анионов (Сl-) и сульфатных
анионов (SO
-2
).
4
Еще одно свойство воды – жесткость. Жёсткость – это общий состав (количество) растворённых солей 2-валентных катионов: железа, магния и кальция.
Встречается временная (карбонатная) и постоянная (некарбонатная) жесткость. Временная (Жк) названа по содержанию
карбонатов. Постоянная жёсткость (Жнк) – по наличию сульфатов или хлоридов.
Общая жесткость Жо определяется:
Ж
= Жк + Жнк. (1.23)
о
В зависимости от содержания в воде катионов кальция,
магния, железа они подразделяются на:
15
– вода очень мягкая (ВОМ) содержит до 1,5 мг-экв/л;
,
1PV
Vв
– вода мягкая (ВМ) содержит 1,5–3,0 мг-экв/л;
– вода умеренно жёсткая (ВУЖ) – 3,0–6,0 мг-экв/л;
– вода жёсткая (ВЖ) – больше 6 мг-экв/л.
По жесткости группирование определяется экспериментально-расчётным методом.
Так называемую временную жёсткость можно ликвидировать долгим кипячением или при добавке Са(ОН)2. При этом
карбонат кальция выпадает в осадок.
Такое свойство воды как плотность (П) пластовых вод зависит от минерализации.
Плотность пластовых вод изменяется от 1010 до 1210 кг/м3.
Иногда плотность пластовых вод доходит до 1450 кг/м3.
Такое свойство как вязкость (В) в условиях залегания пласта зависит от температуры и солености. Чем больше соленость,
тем больше вязкость.
Самая большая вязкость у воды ХК типа. Чем больше температура, тем меньше вязкость. Влияние давления на вязкость
пластовых вод проявляется по двум вариантам.
При низкой температуре (до 32 °С), если растет давление,
то вязкость уменьшается, а если температура выше 32 °С, то
вязкость возрастает.
Относительную динамику объёма воды при изменении Р на
1 атм определяет коэффициент сверхсжимаемости (КС) воды:
(1.24)
Следует отметить, что вода очень слабо сжимается. Для
пластовых условий КС воды находится в пределах от 3,7*10
Па-1 до 5,0*10
-10
Па-1.
-10
Если в воде присутствует растворенный газ, то величина
КС воды растет
Вопросы для самопроверки
1. Состав природных газов.
2. Основные физические свойства газа.
3. Что такое коэффициент сверхсжимаемости?
4. Классификация пластовых вод.
16
2. ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА
ПАРАМЕТРОВ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
План
2.1. Газовые месторождения и физические основы добычи газа.
2.2. Изменение давления в залежах и скважинах.
2.3 Методы определения типа залежи по составу и фазовому со-
стоянию.
2.4. Классификация месторождений.
2.1. Газовые месторождения и физические основы добы-
чи газа
Зоны нахождения природного газа в порах и трещинах горных пород (ГП) в свободном состоянии называют газовыми месторождениями (ГМ) или газовыми залежами (ГЗ).
ГМ – это одна или несколько (много) залежей, размещенных на одной площади.
По форме залежи бывают следующих типов: пластовые залежи (ПЗ), массивные залежи (МЗ) и литологически или тектонически экранированные (ограниченные). Пластовые и массивные залежи получили наибольшее распространение.
Основная форма ПЗ – сводовая (рис. 2.1), наивысшая точка
которой названа вершиной, боковые (по продольной оси) ее
стороны – крыльями, а центральная часть – сводом.
Верхняя граница газоносного пласта (ГП) называется кровля с вышележащими непроницаемыми породами. Нижняя гра-
ница ГП с породами непроницаемыми, залегающими ниже, считают подошвой.
Толщина – это кратчайшее расстояние от кровли до подошвы. Если по газонасыщенной толщине ГЗ меньше толщины самого пласта, она ограничивается подошвенной водой ППВ.
17
Параметры ГЗ
1. Расстояние до газоводяного контакта.
2. ЭГ – этаж газоносности находится как расстояние (пер-
пендикуляр ГВК) от верхней точки ГЗ до нижней.
3. Внутренний контур газоносности – это линия пересече-
ния ГВК с подошвой.
4. Внешний контур газоносности – линия пересечения ГВК
с кровлей пласта.
2.2. Изменение давления в залежах и скважинах
Давление горное
Горным давлением (ГД) называется давление, которое создается весом пород.
Р
=0,1
L, (2.1)
п
где Р
– ГД в кгс/см2;
гор
гор
– удельный вес горных пород (сред-
п
ний) вышезалегающих пластов с учётом насыщающих их флюидов в г/см3 или кг/м3; L – глубина, в отсчете от поверхности
земли до точки пласта, где определяется ГД в м. В приближенных расчётах
=2,5 гс/см3.
п
18
Пластовое давление
Пластовое давление ниже горного давления. Его определяют в остановленной скважине. Ро могут довольно сильно разниться по скважинам при близких (и даже равных) устьевых
давлениях Ру. В сводовых скважинах Ру будут меньше, чем в
периферийных.
В действительности Рпл должно быть равно его гидростатической величине, это означает произведение глубины скважины
L(м), удельного веса воды
(кг/м3) и ускорения свободного па-
в
дения g (м/с2).
рпл= в L/10
6
[МПа]. (2.2)
Основания для отклонения от гидростатики (аномальности Рпл)
Отклонение от гидростатического происходит по геологическим причинам, а именно специфике сообщаемости или гидродинамической связи пластов, значениях горного давления
(ГД).
2.3. Методы определения типа залежи по составу и фа-
зовому состоянию
Установление типа залежи ТЗ по газоконденсатному
фактору Кг
К
– определяется как объем газа (м3) на 1 м3 конденсата
г
(УВ-жидкости). Залежи, из которых добывают бесцветные или
слегка окрашенные УВ-жидкости плотностью от 740 до780 кг/м3
с Кг в диапазоне от 900 до 1100 м3/м3, относят к газоконденсатным. Если это нефтяная залежь, то Кг < 630 – 650 м3/м3.
Установление ТЗ по методу Коротаева
1) залежи газовые (Г): i – С4Н10 / n – C4H
= g > 1;
10
2) залежи газоконденсатно-нефтяные (ГКН), газонефтяные
(ГН) и растворенный в нефти (попутный) газ (ПНГ): g = 0,5 – 0,8;
3) залежи газоконденсатные (ГК): g = 0,9 – 1,1.
19
2.4. Классификация месторождений
По химсоставу углеводородной смеси
– месторождения газовые (Г) – нет тяжелых углеводородом,
метан преобладает в количестве до 98 %. Плотность газа отн. от
0,5. При падении температуры не происходит выход тяж фракций.
- месторождения газо-нефтяные (ГН) – по составу смесь
включает газы сухие и жирные (так называемая пропанбутановая смесь). Метана содержание варьирует от 35 до 40 %,
этана содержится ок. 20 %, плотность достигает 1,1;
– месторождения газоконденсатные по составу флюид
представляет собой смесь сухого газа и конденсата, то есть тяж.
УВ. Метана содержится от 75 до 90 %, этана ок. 9 %, плотность
составляет 0,7 – 0,9;
– месторождения газогидратные – содержат твердый газ.
Классификация по количеству фаз:
– однофазные насыщенные – Рпл = Рнк (давлению начала
конденсации);
– однофазные ненасыщенные – Рпл > Рнк;
– двухфазные – Рнк >Рпл;
– перегретые – пластовая температура больше криконден-
термы Т
max
.
Классификация ГКМ по потенциальному содержанию
С5+в
1 – мизерное – менее 10 см3/ м3;
2 – маленькое – от 10 до 150 см3/ м3;
3 – cреднее – от 150 до 300 см3/ м3;
4 – высокое – от 300 до 600 см3/ м3;
5 – очень высокое – свыше 600 см3/ м3.
По величине максимального дебита
– низкодебитные – до 25 тыс. м3/сут.;
– малодебитные – от 25 до 100 тыс. м3/сут.;
– среднедебитные – от 100до 500 тыс. м3/сут.;
– высокодебитные – от 500до 1 млн м3/сут.;
– сверхвысокодебитные – свыше 1 млн м3/сут..
20
Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]