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

Таблица 5.5 б

Значение интеграла столкновений  для полярных компонентов

,         (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