Методы получения исходных данных для оценки запасов газа и проектирования разработки залежи

величина зависит от состава газа, давления и температуры и в процессе разработки может измениться от 0,5 £ z £ 1,5. Неправильное определение значения z может привести весьма к существенным ошибкам при подсчете запасов газа, определение термобарических параметров пласта и скважины и прогнозировании показателей разработки залежи. Величина z зависит от наличия в составе газа тяжелых компонентов углеводородов С₅₊, кислых компонентов, полярных компонентов и т.д.

Метод определения z при прогнозировании показателей разработки газовых месторождений должен быть выбран в зависимости от состава газа.

Для газов сеноманской залежи значение z с приемлемой точностью может быть определен из графика зависимости z от Р_пр и Т_пр ,  показанной на рис. 2.5 или по формуле:

z = [0,4 lgТ_пр+ 0,73]+0,1Р_пр.                                                         (33.5)

При содержании высококипящих компонентов С₅₊ более 5% и около 5% полярных и кислых компонентов коэффициент z следует определить с учетом фактора ацентричности молекул по формуле:

z = z⁽⁰⁾ + z⁽¹⁾,                                                                    (34.5)

где z⁽⁰⁾ и z⁽¹⁾ — коэффициенты, определяемые из графиков зависимостей этих коэффициентов от Р_пр и Т_пр; — фактор ацентричности смеси определяемый по формуле (23.5). Зависимости z⁽⁰⁾ и z⁽¹⁾ показаны на рис.3.5.

При определении z по формуле (34.5) псевдокритические параметры Р_пк и Т_пк должны быть определены по формуле (15.5) или (20.5). Более детальная информация по определению z приближенными методами может быть получена из пункта 2.4 работы [25].

Если состав газа более сложный, как, например, на Астраханском газоконденсатном месторождении, то необходимо в процессе подготовки исходных данных для подсчета запасов газа и конденсата и проектированию разработки залежи величину z определить экспериментально или использовать уравнения состояния Редлиха-Квонга или Пенга-Робинсона.    

Уравнение Редлиха-Квонга имеет вид:

z³ - z² + z.                                (35.5)

где                               a_см = åа_ix_i   и b_см = åb_ix_i;                                                                   (36.5)

а_i = 0,4275R² и   b_i =0,0867R.                       (37.5)

Уравнение Пенга-Робинсона имеет вид:

z³ - (1 - A)z² + (А -2В² - 2В) z - (АВ -В² - В³) = 0                           (38.5)

где                               А = аР/R²T и В = bP/RT;                                                                   (39.5)

a = и b = åb_ix_i;                                       (40.5)

a_i = 0,45724R²  и  b_i = 0,0778R;                        (41.5)

;                                                                       (42.5)

= 0,37464 + 1,54226 w_i  - 0,26992,                                         (43.5)

c_ij — коэффициент парного взаимодействия молекул компонентов определяемый из таблицы 4.5.

В проекте разработки должны  быть приведены изменения коэффициента z в процессе разработки в зависимости от изменения состава газа (газоконденсатных  месторождений) давления и температуры в системе «пласт-УКПГ». Данные (табличные или графические) изменения z  должны быть учтены при определении текущих извлекаемых запасов газа, конденсата, коэффициентов фильтрационного сопротивления, технологических режимов работы скважин и их изменения в процессе разработки, термобарических параметров скважины, газосборной сети и узлов УКПГ.

5.1.5. Вязкость газа

Коэффициент вязкости газа зависит от состава газа, давления и температуры и используется во всех газодинамических расчетах, связанных движением газа. Поэтому при проектировании разработки газовых месторождений необходимо учесть изменения этого коэффициента в зависимости от изменения состава газа (на газоконденсатных месторождениях) давления и температуры. Метод определения коэффициента вязкости должен быть выбран в зависимости от точности параметра значение, которого прямо или косвенно используется при прогнозировании показателей разработки. Так, например, для прогнозирования коэффициента фильтрационного сопротивления «А» в двухчленной формуле притока газа к скважине, используемого при прогнозировании технологического режима эксплуатации газовых скважин достаточно коэффициент вязкости  m  определить по формуле:

m(Р,Т) = m^*(Р,Т) ×m_ат,                                                             (44.5)

где m_ат — вязкость газа при Р_ат = 0,1 МПа   и  Т_ст = 293 К или в любой другой температуре в зависимости от условий, где происходит движение газа.

Величина  m_ат для многокомпонентной смеси определяется по формуле:

m _ат(Р _ат,Т) =,                                  (45.5)

где  m_i — вязкость i-го компонента при Р_ст  и  Т. Значение  m_i может быть определено из рис.4.5 или по формуле:

m _i(Р _ат,Т) = 0,002669,                                (46.5)

где  m_i — молекулярная масса i-го компонента; s_i — параметр потенциалов;  — интеграл столкновений молекул компонентов. Значения s_i и  можно определить по табличным данным приведенным в таблицах 5.5 а и б   и 2.2 в работе [25] в зависимости от Т^*  для полярных и неполярных компонентов:

.                                                                       (47.5)

Поправка на присутствие в составе газа неуглеводородных компонентов должны быть учтены, исходя из следующих приближенных зависимостей:                                          ;                    (48.5)

;              (49.5)

                 (50.5)

где  — объемные доли азота, углекислого газа и сероводорода в составе газа проектируемого месторождения.

Значение поправки на вязкость от влияния давления  m^*(Р,Т) определяется из зависимости  m^*(Р,Т) от приведенных давления и температуры показанной на рис.5.5, а  m_ат из рис.4.5 в зависимости от Т при Р_ат = 0,1 МПа.

Коэффициент динамической вязкости газа неизвестного состава может быть определен по приведенным параметрам, в частности по приведенной плотности:

—  при 0 £ Р £ 5 МПа

Таблица 5.5 а

Значение интеграла столкновений  при различных Т^*

для неполярных компонентов

Т*		Т*		Т*		Т*
0,30	2,785	1,35	1,375	2,80	1,058	4,90	0,930
0,35	2,628	1,40	1,353	2,90	1,048	5,00	0,927
0,40	2,492	1,45	1,333	3,00	1,039	6,00	0,896
0,45	2,368	1,50	1,314	3,10	1,030	7,00	0,877
0,50	2,257	1,55	1,296	3,20	1,022	8,00	0,854
0,55	2,156	1,60	1,279	3,30	1,014	9,00	0,838
0,60	2,065	1,65	1,264	3,40	1,007	10,0	0,824
0,65	1,982	1,70	1,248	3,50	0,999	20,0	0,743
0,70	1,908	1,75	1,234	3,60	0,993	30,0	0,700
0,75	1,841	1,80	1,221	3,70	0,987	40,0	0,672
0,80	1,780	1,85	1,209	3,80	0,981	50,0	0,650
0,85	1,725	1,90	1,197	3,90	0,975	60,0	0,633
0,90	1,675	1,95	1,186	4,00	0,970	70,0	0,619
0,95	1,629	2,00	1,175	4,10	0,965	80,0	0,608
1,00	1,587	2,10	1,156	4,20	0,960	90,0	0,597
1,05	1,549	2,20	1,138	4,30	0,955	100,0	0,588
1,10	1,514	2,30	1,122	4,40	0,951	200,0	0,532
1,15	1,482	2,40	1,107	4,50	0,946	300,0	0,502
1,20	1,452	2,50	1,093	4,60	0,943	400,0	0,481
1,25	1,424	2,60	1,081	4,70	0,938	-	-
1,30	1,399	2,70	1,069	4,80	0,934	-	-

Таблица 5.5 б

Значение интеграла столкновений  для полярных компонентов

Т*	d
	0	0,25	0,50	0,75	1,00	1,50	2,00	2,50
0,1	4,1005	4,2660	4,833	5,742	6,739	8,624	10340	11,890
0,2	3,2626	3,3050	3,516	3,914	4,439	5,570	6,637	7,618
0,3	3,8399	2,8360	2,936	3,168	3,511	4,329	5,126	5,874
0,4	2,5310	2,5220	2,586	2,749	3,004	3,640	4,282	4,985
0,5	2,2837	2,2770	2,329	2,460	2,665	3,187	3,723	4,249
0,6	2,0838	2,0810	2,130	2,243	2,417	2,862	3,329	3,786
0,7	1,9220	1,9240	1,970	2,072	2,225	2,614	3,028	3,435
0,8	1,7902	1,7950	1,840	1,934	2,070	3,417	2,788	3,260
0,9	1,6823	1,6890	1,733	1,820	1,944	2,258	2,596	2,933
1,0	1,5929	1,6010	1,644	1,725	1,838	2,124	2,435	2,746
1,2	1,4551	1,4650	1,504	1,574	1,670	1,913	2,181	2,451
1,4	1,3551	1,3650	1,400	1,461	1,544	1,754	1,989	2,228
1,6	1,2800	1,2890	1,321	1,374	1,447	1,630	1,838	2,053
1,8	1,2219	1,2310	1,259	1,306	1,370	1,532	1,718	1,912
2,0	1,1757	1,1840	1,209	1,251	1,307	1,451	1,618	1,715
2,5	1,0933	1,1000	1,119	1,150	1,193	1,304	1,435	1,578
3,0	1,0388	1,0440	1,059	1,083	1,117	1,204	1,310	1,428
3,5	0,9986	1,0040	1,016	1,035	1,062	1,133	1,220	1,319
4,0	0,9699	0,9732	0,9830	0,9991	1,021	1,079	1,153	1,236
5,0	0,9268	0,9291	0,9360	0,9473	0,9628	1,005	1,058	1,121
6,0	0,8917	0,8979	0,9030	0,9114	0,9230	0,9545	0,9955	1,044
7,0	0,8727	0,8741	0,8780	0,8845	0,8935	0,9181	0,9505	0,989
8,0	0,8538	0,8549	0,858	0,8632	0,8703	0,8901	0,9164	0,948
9,0	0,8379	0,8338	0,8414	0,8458	0,8515	0,8678	0,8895	0,916
10,0	0,8243	0,8251	0,8273	0,8308	0,8656	0,8493	0,8676	0,890
12,0	0,8018	0,8024	0,8039	0,8065	0,8101	0,8201	0,8337	0,850
14,0	0,7836	0,7840	0,7852	0,7872	0,7899	0,7976	0,8081	0,821
16,0	0,7683	0,7687	0,7696	0,7712	0,7790	0,7730	0,7878	0,798
18,0	0,7552	0,7554	0,7562	0,7575	0,7592	0,7642	0,7711	0,780
20,0	0,7346	0,7435	0,7445	0,7455	0,7470	0,7512	0,7569	0,764
25,0	0,7198	0,7200	0,7204	0,7211	0,07221	0,7250	0,7289	0,734
30,0	0,7010	0,7011	0,7014	0,7019	0,7026	0,7047	0,7076	0,711
35,0	0,6854	0,6855	0,6858	0,6861	0,6867	0,6883	0,6905	0,693
40,0	0,6723	0,6724	0,6726	0,6728	0,6733	0,6745	0,6762	0,678
50,0	0,6510	0,6510	0,6512	0,6513	0,6516	0,6524	0,6534	0,655
75,0	0,6140	0,6241	0,6143	0,6145	0,6147	0,6148	0,6148	0,615
100,0	0,5887	0,5889	0,5894	0,5900	0,5903	0,5901	0,5895	0,588

,         (51.5)

где r_пр — приведенная плотность газа проектируемого месторождения, m и  m_ат — коэффициенты вязкости при Р и Р_ст и  любой Т.

                                                               (52.5)

—   при 5 £ Р ³ 60 МПа коэффициент динамической вязкости должен быть определен по формуле:

.                  (53.5)

При больших объемах расчетов вместо графического, по компонентного