Разработка газовых и газоконденсатных месторождений

Зависимость - Редлиха Квонга

р = R Т/(v-b)-a/[T^0.5 v (v+b)], (1.8)

где a = 0.4275 R² T^2,5_кр /р_кр; в = 0.08664 R T_кр/р_кр.

Область действия - сухие газы в докритической области.

Уравнение Пенга- Робинсона

p = RT/(v-b)-a(T)/[v(v+b)+b(v-b)]. (1.9)

Здесь: а(T) = a_kp (T_пр,); a_kp = 0.45724 R² T_kp²/P_kp;

b = 0.0778 R T_kp /P_kp; = {1+m (1-T_пр^0.5)}²;

m = 0.37464+1.54226 -0.26992 ².

Для многокомпонентных смесей

а = (y_i a_i); b = (y_i b_i).

Область действия - критическая область; для газоконденсатных смесей.

1.3.3 Расчетные методы определения коэффициента сверхсжимаемости [5,6]

Из уравнения состояния Пенга-Робинсона

, (1.10)

где А=а(Т)р/(R² T²); B=p b/(R T).

Область использования: р < 50МПа; х_{С 5+}< 40моль%; пары воды.

Выбор z: z газовой фазы соответствует наименьший положительный корень уравнения, а z жидкой фазы - наибольший положительный корень.

Аппроксимация Платонова-Гуревича

, (1.11)

где р_кр и Т_кр вычисляются по формулам Хенкинсона, Томаса и Филлипса

Область использования р < 40МПа; х_{С 5+}< 10моль%.

Погрешность формулы: меньше 1% при p < 25МПа;

3% при p = 25 35 МПа и 5% - от 35 до 40МПа.

2. ГАЗОВЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ И ФИЗИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ДОБЫЧИ ГАЗА

2.1 Методы определения типа залежи

2.1.1 По составу углеводородов и относительной плотности

а) Газовые нет тяжелых углеводородов (метан 9598%; относительная плотность 0.56; при понижении температуры выделения жидких углеводородов не происходит).

б) Газонефтяные сухой газ + жидкий газ (пропан бутановая смесь) + газовый бензин С₅₊ ( метан = 35-40%, этан = 20%, жидкий газ = 26 30%, газовый бензин = 5%, не углеводороды = 8 13%, 1.1).

в) Газоконденсатные - сухой газ + конденсат (бензиновая, керосиновая, лигроиновая и, иногда, масляная фракции) (метан = 75 90%, этан = 5 9%, жидкий газ = 2 5%, газовый бензин = 2 6%, не углеводороды = 1 6%,

0.7 0.9).

г) Газогидратные - газ в твердом состоянии.

2.1.2 По Коратаеву (отношению содержаний изо-бутана i-С₄Н₁₀ к нормальному бутану n-C₄H₁₀)

а) Газовые - i-С₄Н₁₀ / n-C₄H₁₀ =g>1.

б) Газоконденсатно-нефтяные, газонефтяные и попутный газ - g =0.5-0.8.

в) Газоконденсатные - g =0.9-1.1.

2.1.3 По фазовому состоянию пластовой смеси [4,5]

Для более обоснованного подразделения залежей углеводородов следует пользоваться характеристиками фазовых превращений, протекающих по разному в зависимости от состава углеводородов и условий в залежи. Типичная фазовая диаграмма многокомпонентной смеси (рис.2.1.) в координатах давление - температура имеет петлеобразный вид, т.е. отличается от соответствующей фазовой диаграммы чистого вещества, изображающейся в виде одной монотонно - возрастающей, вогнутой к оси температур кривой с одной конечной (критической) точкой. На диаграмме (рис.2.1) кривая точек кипения “a” - граница однофазного жидкого и двухфазного парожидкостного состояний, а кривая точек росы “ b” - граница однофазного газообразного и двухфазного парожидкостного состояний. Эти кривые сходятся в критической точке К.

Критическая точка - максимальное значение кривой точек кипения по температуре, но не давления. Максимальному давлению этой кривой соответствует точка N , называемая криконденбарой. Для кривой точек росы - критическая точка максимальна по значению давления, но максимальному значению температуры соответствует точка М, которая называется крикондентермой. Таким образом, на фазовой диаграмме многокомпонентной смеси эти точки соответствуют максимальным значениям давления и температуры. Указанные точки в совокупности с критической ограничивают две особые области, в которых поведение смеси отличается от поведения чистого вещества. Это ретроградные области, которые носят названия обратной конденсации - ограничена кривой KDM и обратного испарения - ограничена кривой NHK.

Фазовая диаграмма (рис. 2.1.) со всеми её особенностями присуща любым многокомпо-нентным смесям, но ширина её петли и расположение критичес-кой точки, а следовательно, и ретроградных областей зависят от состава смеси.

Фазовое состояние пластовой углеводородной смеси и особенности их фазового поведения при разработке месторождений определяются пластовыми давлениями и температурами, а также составом смеси.

Если пластовое значение температуры смеси Т_пл больше крикондентермы М (точка F) и в процессе разработки месторождения давление падает (линия FT₄), то эта смесь будет всё время находиться в однофазном газообразном состоянии. Такие смеси образуют газовые месторождения.

Если пластовая температура находится между критической и крикондентермой, то такие смеси относят к газоконденсатным. В этом случае в зависимости от соотношения между начальным пластовым и давлением начала конденсации (точка В) возможно существование трёх типов газоконденсатных залежей: пластовое давление может быть выше (однофазное ненасыщенное), равно (однофазное насыщенное) или ниже (двухфазное) давления начала конденсации.

Если пластовая температура ниже критической температуры смеси, т.е. находится левее критической точки, то такие смеси характерны для нефтяных месторождений. В зависимости от начальных значений пластовых температуры и давления (расположения точки, соответствующей этим значениям, относительно кривой точек кипения) различают нефтяные месторождения с недо-насыщенными, насыщен-ными нефтями и месторождения с газовой шапкой.

Когда пластовая температура выше крикондентермы, то нефть содержит большое количество газообразных и легкокипящих углеводородов и обладает большей усадкой. Такие нефти называют лёгкими. Они отличаются высоким газонефтяным соотношением и плотностью, приближающейся к плотности газового конденсата.

2.2 Распределение давления в месторождениях и газовых скважинах

2.2.1Определение пластовых давлений [7]

Горное давление и формула для его определения. Горным называется давление, создаваемое весом залегающих над газом пород

Р_гор=0.1_пL, (2.1)

где Р_гор - горное давление в кгс/см²; _п - средний удельный вес горных пород всех вышележащих пластов с учётом насыщающих их жидкостей в гс/см³ или тс/м³ ;

L - глубина, считая от поверхности земли до точки пласта, в которой определяется горное давление в м. При ориентировочных расчётах принимается _п=2,5гс/см³.

Пластовое давление и методы его определения. Давление газа в газовой залежи (пластовое давление) всегда меньше горного. Определяют его по давлению на забое закрытой скважины. Учитывая, что углы наклона пластов незначительны, для большинства газовых месторождений можно считать, что начальное пластовое давление одинаково во всех точках залежи. При значительных этажах газоносности залежи значения этого давления могут значительно отличаться по различным скважинам при одинаковых давлениях на устье. На своде их значения будут меньше, чем на крыльях.

На практике пластовое давление р_пл принимается равным гидростатическому, т.е. примерно глубине скважины L[м], умноженной на удельный вес воды _в [кг м/ с²]. При этом учитывается возможное отклонение от данного значения с помощью введения коэффициента несоответствия , изменяющегося в пределах 0,8 - 1,2

р_пл= _в L/10⁶ [МПа]. (2.2)

Причины аномальности пластового давления. Причины аномальности лежат в геологических особенностях сообщаемости горизонтов, величинах горного давления. Аномально высокие давления имеют замкнутые пласты без выходов на поверхность при высоких этажах газоносности и уплотнённых породах.

2.2.2 Определение забойного давления по давлению на устье для остановленной скважины [1,2,7,8]

2.2.2.1 Барометрическая формула

Исходные уравнения:

Уравнение статического равновесия

dp = g dL.

Уравнение состояния

= p/z^. R^. T.

Формула барометрического нивелирования (Лапласа-Бабинэ) получается после интегрирования уравнения статического равновесия при замене плотности по уравнению состояния:

р_пл = р_з = р_у e ^s (2.3)

где

s = 0.03415L / (Т_ср^.z_ср); (2.4)

р_з, р_у - забойное и устьевое давления, МПа; z_ср- коэффициент сверхсжимаемости, определяемый при средних значениях Т_ср и р _ср, - относительная плотность газа.

Алгоритм расчета пластового давления. Так как коэффициент сверхсжимаемости является функцией давления и температуры, то вычисление р_пл осуществляется методом последовательных приближений.

При этом определение р_пл осуществляется при постоянном составе газа вдоль ствола скважины.

2.2.2.2 Пластовое давление в газоконденсатных скважинах

Пластовое давление в газоконденсатных скважинах с большим содержанием конденсата (более 40 - 50 см3/м3) необходимо определять с помощью скважинных манометров либо рассчитывать по приближенным формулам. Например, если в барометрической формуле заменить относительную плотность газа относительной плотностью газоконденсатной смеси.

2.2.3 Определение забойного давления в работающей скважине [1,2,5,7,8]

2.2.3.1 Газовая скважина

Причины невозможности использования формулы барометрического нивелирования:

1) Скважина эксплуатируется по фонтанным трубам и затрубному пространству одновременно.

2) Скважина не имеет фонтанных труб.

3) Скважина оборудована пакером.

Исходное уравнение количества движения. Формула расчета давления в работающей скважине получаем после интегрирования общего уравнения движения

dp/dL+^.g^.(dz/dL)+2^.w²/D_T = 0 .

Здесь L - длина трубы в м (берётся обычно от устья до середины вскрытого интервала; для наклонных скважин определяется по вертикали h=L cos_н); w - скорость газа в м/с; g - ускорение силы тяжести в м/с²; - коэффициент гидравлического трения; - плотность газа в кг/м³ ; D_T - диаметр трубы в м.

Общий вид формулы

(2.5)

где s = 0.03415 L / (Т_ср^.z_ср) ;

. (2.6)

Алгоритм расчета. Забойное давление определяют методом последовательных приближений, так как в формулу входит коэффициент z_cp, для определения которого необходимо знать р_з.

Коэффициент гидравлического сопротивления. Коэффициент гидравлического сопротивления зависит от режима движения газа по трубе и поверхности стенок труб. При встречающихся на практике скоростях в газовых скважинах зависит от числа Рейнольдса Re и относительной шероховатости

Число Рейнольдса, относительная шероховатость, критическое значение числа Рейнольдса. Число Рейнольдса - параметр,определяющий отношение инерционных сил к вязкостным

где К температурный коэффициент, равный 1910 при 273 К и уменьшающийся с ростом температуры ( равен 1777 при Т=293 К), кг^.с²/м⁴; Q дебит газа, тыс. м³/сут.;

l_k абсолютная шероховатость, мм; D - внутренний диаметр труб, см; относительная плотность по воздуху.

Выражение для сопротивления в случае ламинарного течения. Если режим ламинарный (Re < 2300), то не зависит от шероховатости и его определяют по формуле = 64/Re.

Выражение для сопротивления в случае турбулентного течения. При турбулентном режиме течения зависит от Re и и его определяют по формуле

При больших скоростях (дебит больше значения минимального дебита Q_min) наступает турбулентная автомодельность и тогда не зависит Re

В целом коэффициент сопротивления фонтанных труб, кроме шероховатости, зависит от местных сопротивлений и неровностей в местах их соединения, от наличия в потоке твёрдых и жидких примесей и других факторов. Сопротивление труб меняется в процессе эксплуатации скважины по мере изменения шероховатости поверхности труб. В области автомодельности для труб диаметром 63мм значения колеблется в пределах 0.01 0.02 и при расчётах принимают равным 0.014.

Выражение для эквивалентного диаметра при течении в межтрубном пространстве

.

Выражение для эквивалентного диаметра в случае одновременного течения по НКТ и в межтрубном пространстве

.

В последних формулах: d_вн, d_н внутренний и наружный диаметры фонтанных труб; D внутренний диаметр эксплуатационной колонны.

2.2.3.2 Определение забойного давления при движении газа по двухступенчатой колонне фонтанных труб

В каких случаях необходим учет двухступенчатости в случае одноступенчатой колонны. Если башмак фонтанных труб расположен значительно выше забоя (или интервала перфорации), то движение газа можно рассматривать как движение по двухступенчатой колонне, нижней секции которой является эксплуатационная колонна.

Формула

(2.7)

где s₁ = 0.03415 L₁/(z_1cpT_1cp), s₂ = 0.03415 L₂/(z_2cpT_2cp),

D₁, D₂ - внутренние диаметры верхней и нижней секций труб, в см; L₁ ,L₂ - соответственно длина этих секций в м.

Случай значительного превышения диаметром эксплуатационной колонны диаметра фонтанных труб. Если диаметр эксплуатационной колонны значительно превышает диаметр фонтанных труб, то потерями при движении газа на нижнем участке можно пренебречь. В этом случае К₂<< K₁ и поэтому забойное давление можно рассчитать по формуле

(2.8)

где 2s 2(s₁+s₂) = 0.0683 (L₁+L₂ )/ (z_cpT_cp) = 0.0683L/ (z_cpT_cp).

2.3 Распределение температуры в месторождениях и газовых скважинах [5]. Образование гидратов в скважинах [7]

Значение температурного фактора для эксплуатации месторождений. Низкие температуры и высокие давления в условиях насыщения газа водой приводят к образованию гидратов и льда в скважинах и наземных сооружениях, которые, закупоривая проходное сечение, нарушают режим эксплуатации и приводят к уменьшению и даже прекращению подачи газа. Учёт температурного режима работы скважин необходим также и при высокой пластовой температуре, так как с повышением температуры удлиняются колонны обсадных труб, на металле труб образуются гофры, что способствует разрыву труб.

2.3.1 Изменение температуры [1,5,7]

Определение температуры в простаивающей скважине. Температура газа в простаивающей скважине определяется по формуле определения температуры в горных породах. Основное условие для получения истинного значения температуры в такой скважине - полная стабилизация температуры после её остановки. Продолжительность времени стабилизации зависит от тепловых свойств окружающих ствол скважины пород.

Распределение температуры в стволе работающей скважины. В случае отсутствия зоны многолетней мерзлоты распределение температуры по стволу работающей скважины определяется по формуле:

, (2.9)

где L - глубина скважины, м; D_i - коэффициент Джоуля - Томсона, К/МПа; Т_х - температура газа на глубине х, К; Т_пл - пластовая температура на глубине L середины перфорации, К; р_з и р_у - давления на забое и на устье, Мпа; Г - средний геотермический коэффициент на участке от L до х, град/м; А - термический эквивалент работы (А=1/427 ккал/кгм); С_р - теплоемкость газа, ккал/кг*К; Т - падение температуры газа в призабойной зоне вследствие дроссель-эффекта, К

;

G - весовой расход газа, кгс/ч; - время работы скважины с начала её эксплуатации, ч; h - толщина пласта, м; С_п - объёмная теплоёмкость газоносной породы, ккал/м³; R_к , r_с -радиусы контура питания и скважины, м; , _п - теплопроводность горных пород в интервале от L до х, ккал/м*ч*К); f( ) - безразмерная функция времени

.

Параметры, определяющие изменение температуры и их характеристика. Для расчета распределения температуры необходимо знать геотермический градиент Г, пластовую температуру р_пл, теплоёмкость горных пород С_П, теплопроводность горных пород _п, теплоёмкость газа С_Р, коэффициент Джоуля - Томсона D_i .

Геотермический коэффициент. Этот параметр для различных месторождений изменяется в широких пределах (0.015 0.09град/м), что вызывает необходимость определения его значения для данного месторождения путём непосредственного замера температур пласта и нейтрального слоя по формуле:

,

где пластовое значение температуры Т_пл определяются при непосредственном замере.

Теплоёмкость горных пород. Обычно изменяется незначительно: в пределах 75.4 - 83.9 Дж/К для сухой породы. В условиях насыщения влагой теплоёмкость горных пород возрастает и принимается равной 125.6 Дж/К.

Теплопроводность горных пород. Существенно зависит от плотности пород и определяется из графика зависимости _пс от _пк для сухого грунта. Поправка на влажность пород учитывается путём умножения теплопроводности _пс на поправочный коэффициент. При наличии в разрезе нескольких пропластков необходимо определить средневзвешенную по мощности теплопроводность по формуле

, где h_i толщина i-го горизонта.

Теплоёмкость газа С_Р. Можно определить по графикам в зависимости от давления, температуры и удельного веса природного газа, а также используя уравнение для коэффициента сверхсжимаемости по формуле:

.

Коэффициент Джоуля -Томсона D_in . Характеризует изменение температуры с расширением газа, происходящее при отсутствии передачи тепла или работы, и определяется по номограммам или с использованием уравнения состояния по формуле:

.

Кроме указанных данных для расчета распределения температуры по стволу скважины необходимо знать время работы скважины от начала её эксплуатации, пластовое и забойное давления на момент расчета, давление на головке скважины и весовой расход газа G.

2.3.2 Образование гидратов в скважинах

В ряде случаев между забоем и устьем скважины возникают условия (состав, влажность, давление, температура и т. д.), необходимые для образования гидратов. В большинстве же случаев температура газа на забое скважины при движении газа вверх может стать ниже температуры гидратообразования. В результате скважина забивается гидратами.

Изменение температуры газа вдоль ствола и на устье скважины можно определить при помощи глубинных термометров или расчетным путем по приведенным в предыдущем разделе зависимостям.

Анализ факторов, влияющих на изменение температуры по стволу скважин, показывает, что тепловой режим в процессе ее эксплуатации меняется в зависимости от дебита: с увеличением дебита температура газового потока по стволу повышается..). Таким образом, при регулировании дебита можно изменять температуру образования гидратов.

Температура образования гидратов в стволе при заданном расходе зависит также от диаметра колонны, а именно, режим безгидратной эксплуатации сдвигается в сторону больших оптимальных дебитов с увеличением диаметра.

Влияние изменения диаметра фонтанных труб и расхода газа на температуру гидратообразования необходимо учитывать при выборе режима работы скважин. Следует сказать, что существует такой дебит, при котором температура газа на устье максимальна и дальнейшее повышение дебита приводит к понижению температуры. В данном случае создаются условия, благоприятные для образования гидратов. Объясняется это тем, что при очень большом расходе газа потери давления увеличиваются настолько, что снижение температуры за счет эффекта Джоуля -- Томсона начинает преобладать над повышением ее за счет высоких скоростей газа в скважине.

Место выпадения гидратов в скважинах зависит от многих факторов. Определяют его по точкам пересечения равновесных кривых образования гидратов и изменения температур по стволу скважин . Образование гидратов в стволе скважины можно заметить по снижению рабочего давления на устье скважины и уменьшению дебита газа.

2.4 Определение расположения газоводяного контакта (ГВК) [5]

Физические основы ГВК и способы его определения. Газоводяной контакт представляет собой поверхность толщиной обычно в несколько метров. Характер этой поверхности определяется в основном капиллярными силами. Чем меньше диаметр поровых каналов, тем выше высота капиллярного поднятия воды, и чем выше неоднородность переходной зоны по размерам, тем больше толщина этой зоны, и наоборот.

Если в скважине вскрыт газоводяной контакт, его положение, как правило, устанавливают на основе данных геофизических методов. Иногда по результатам геофизических исследований (например, при наличии трещиноватых коллекторов) нет возможности четко интерпретировать полученные данные. Тогда для определения положения ГВК части пласта поэтапно опробывают снизу вверх. Этот способ прямой оценки положения ГВК требует значительных затрат времени. При опробовании водяной части пласта и создании высоких депрессий может прорваться газовый конус, и, наоборот, при опробовании газовой части - образоваться водяной конус. Подтягивание газа или воды может произойти также вследствие негерметичности цементного кольца за колонной. Если при опробовании вскрыта значительная часть пласта и получен одновременно приток газа и воды, то применяемыми в настоящее время методами установить положение ГВК с достаточной точностью затруднительно.

Если же на месторождении имеется скважина, вскрывшая большой интервал пласта, включающий ГВК, а при использовании обычных геофизических методов не получено положительных результатов, то для оценки положения ГВК можно использовать следующие способы:

1. Акустические исследования в работающей скважине с помощью глубинного шумомера в зоне вскрытого интервала. Анализ общей и линейной интенсивности изменения шума позволят оценить положение ГВК.

2. Термокаротаж последовательно в работающей и остановленной скважинах и сопоставление полученных термограмм. Отрицательная аномалия температурной кривой, полученной при работе скважины в зоне вскрытого интервала, характеризует газоносную часть пласта, а зоны повышения температуры соответствуют водоносной части пласта.

3. Измерение давлений в работающей скважине при помощи дифференциальных манометров. Положение ГВК определяют по точке перегиба кривой изменения давления по глубине.

4. Перфорация под давлением в предварительно осушенной скважине со вскрытием вначале верхней газоносной части пласта и затем нижней водоносной его части.

Кроме указанных прямых методов, положение ГВК можно найти расчетным путем:

Приближенный метод расчета уровня ГВК, в случае отсутствия скважин, дошедших до водяной части пласта (гидростатический метод).

2. Методом В.П. Савченко при наличии на месторождении двух или более скважин, вскрывших водяную и газовую части пласта, или по данным одной скважины, в которой отдельно испытаны водяная и газовая части (не требует бурения отдельных скважин в зоне ГВК).

2.5 Режимы работы газовых залежей

Определение и виды режимов. Под режимом газовой залежи или режимом работы пласта понимают проявления доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обусловливающей приток газа к скважинам в процессе разработки залежи. На газовых месторождениях в основном проявляются газовый и водонапорный режимы.