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

Страницы работы

28 страниц (Word-файл)

Фрагмент текста работы

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 Рпр и Тпр ,  показанной на рис. 2.5 или по формуле:

z = [0,4 lgТпр+ 0,73]+0,1Рпр.                                                         (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 Рпр и Тпр; — 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 Рпк и Тпк 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                               aсм = åаix и bсм = åbixi;                                                                   (36.5)

аi = 0,4275R2 и   bi =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 = åbixi;                                       (40.5)

ai = 0,45724R2  и  bi = 0,0778R;                        (41.5)

;                                                                       (42.5)

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

cij — 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) ×mат,                                                             (44.5)

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

Величина  mат для многокомпонентной смеси определяется по формуле:

m ат ат,Т) =,                                  (45.5)

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

m i ат,Т) = 0,002669,                                (46.5)

где  mi — молекулярная масса i-го компонента; si — параметр потенциалов;  — интеграл столкновений молекул компонентов. Значения si 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  mат из рис.4.5 в зависимости от Т при Рат = 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 rпр — приведенная плотность газа проектируемого месторождения, m и  mат — коэффициенты вязкости при Р и Рст 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

Похожие материалы

Информация о работе