Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!

Работа выполняется в порядке, определенном заданием.

Л А Б О Р А Т О Р Н А Я Р А Б О Т А №2

Подсчет остаточных запасов свободного газа в газовой залежи

методом падения пластового давления

Порядок выполнения работы:

1. Рассчитать накопленную добычу, средние текущие давления и коэффициенты сжимаемости реального газа на указанные даты.

2. Установить режим работы газовой залежи.

3. Рассчитать остаточное конечное пластовое давление в залежи Р_ост при давлении на устье, разном 0,1 МПа.

4. Определить остаточные запасы свободного газа в залежи.

Исходные данные:

1. Состав пластового газа, %

Таблица 2.1

Компоненты	СН₄	С₂Н₆	С₃Н₈	С₄Н₁₀	Н₂S	СО₂	N₂
Содержание, %	85,5	6,0	3,0	2,0	-	0,5	3,0
Критическое давление, МПа	4,58	4,82	4,20	3,75	-	72,9	33,49
Критическая температура, К	190,5	305,28	369,78	425,0	-	241,9	-

2. Сведения о добыче газа:

Таблица 2.2

№№ сква-жин	Глубина кровли пласта, м	Эффек-тивная толщина, м	Добыча газа, млн м³ (по полугодиям)	Давление на устье на конец полугодия, МПа
Q₁	Q₂	Q₃	Р_изб.1	Р_изб.2	Р_изб.3

			66,7	59,1	50,5	13,1	12,9	12,6
			78,4	68,7	56,1	13,2	13,0	12,9
			96,1	84,1	72,2	13,4	13,2	13,0
			128,3	116,3	106,1	13,8	13,6	13,4
			107,2	94,9	83,0	13,4	13,3	13,2
			115,1	103,9	91,3	13,6	13,4	13,2
			139,0	127,1	117,4	13,7	13,6	13,5
			147,4	135,6	126,9	13,9	13,7	13,6

Плотность газа по воздуху - 0,661.

Температура пласта 64°С,

Начальное пластовое давление 16,3 МПа.

Залежь пластовая сводовая.

Выполнение лабораторной работы:

Работа выполняется в порядке, определенном заданием.

Метод подсчета запасов свободного газа по падению давления применяют для пластов, в которых первоначальный объем пор, занятый газом, не меняет своей величины в процессе эксплуатации. Этот подсчет запасов основан на использовании зависимости между количеством газа, отбираемого в определенные периоды, и падением пластового давления в залежи.

1. Знание величиннакопленной добычи Q₁, Q₂, Q₃, на конец 1, 2, и 3 полугодий, средних текущих пластовых давлений Р₁, Р₂, Р₃ и коэффициентов сверхсжимаемости реальных газов Z₁, Z₂, Z₃ на разные даты необходимо для расчета на соответствующие периоды разработки объемов газа (q₁ и q₂), приходящихся на 0,1 МПа снижения пластового давления.

q₁ = Q₂ / (Р₁ ∙ a₁ – Р₂∙ a₂), млн м³ /МПа, (2.1)

q₂ = Q₃ / (Р₂ ∙ a₂ – Р₃ ∙ a₃), млн м³ /МПа, (2.2)

Отсюда

Q₂ = 59,1 + 68,7+ 84,1 + 116,3 + 94,9 + 103,9 + 127,1 + 135,6 = 789,7 млн м³,

Q₃ = 50,5 + 56,1 + 72,2 + 106,1 + 83,0 + 91,3 + 117,4 + 126,9 = 703,5 млн м³,

где Р₁, Р₂, Р₃ - соответственно средние по залежи пластовые давления на те же даты.

(2.3)

где Р_м – манометрическое давление, измеренное на устье скважин на даты расчеты, МПа;

е – основание натурального логарифма, равное 2,71;

Н_нц – средняя глубина залегания продуктивного пласта на уровне центра тяжести залежи, см;

r_г – плотность газа по воздуху.

По исходным данным (табл. 2.2.) найти значения Н_нц, Р_изб.1, Р_изб.2, Р_изб.₃ и по формуле (2.3) рассчитать величины пластовых давлений.

Н_цт рассчитывается по формуле:

, (2.4)

где Н_нц – средняя глубина залегания продуктивного пласта на уровне центра тяжести залежи, см;

Н_гл –средняя глубина залегания кровли пласта, см;

h_эф – средняя эффективная толщина пласта, см;

n – число скважин.

Н_цт = (1256 + 1288 + 1294 + 1336 + 1338 + 1328 + 1339 + 1344) / 8 +

+ 1 / 2 × (14 + 18 + 16 + 24 + 22 + 16 + 18 + 20) / 8 = 1315,375 + 9,25 = 1324,625 м = 132462,5 см

Р_изб.1 = (13,1 + 13,2 + 13,4 + 13,8 + 13,4 + 13,6 + 13,7 + 13,9) / 8 = 13,512 МПа;

Р_изб.2 = (12,9 + 13,0 + 13,2 + 13,6 + 13,3 + 13,4 + 13,6 + 13,7) / 8 = 13,337 МПа;

Р_изб.3 = (12,6 + 12,9 + 13,0 +13,4 + 13,2 + 13,2 + 13,5 +13,6) / 8 = 13,175 МПа;

Р₁ = Р_изб.1 × 1,11987 = 15,131 МПа;

Р₂ = Р_изб.2 × 1,11987 = 14,935 МПа;

Р₃ = Р_изб.3 × 1,11987 = 14,754 МПа.

Величины поправок на отклонение реальных газов от закона Бойля – Мариотта определяются соотношением

a = 1 / Z, (2.5)

где Z – коэффициент сверхсжимаемости газа.

При определении коэффициента сверхсжимаемости газа Z для нефтяных газов, состоящих из смеси компонентов, имеющих различные критические давления и температуры, их псевдокритические давления и температуры Р_п.кр и Т_п.кр определяются по фракционному составу из следующих выражений:

Р_п.кр = S (Р_кр_i × х_i) / 100, (2.6)

Т_п.кр = S (Т_кр_i × х_i) / 100, (2.7)

где Р_кр_i и Т_кр_i – критические давления и температуры отдельных компонентов газа (табл. 2.1);

х_i – содержание отдельных компонентов в газе, % (табл. 2.1).

Р_п.кр = Р_кр_i × х_i) / 100, (2.8)

Т_п.кр = S (Т_кр_i × х_i) / 100 (2.9)

В результате расчетов, приведенных в таблице 2.3, получаем:

Р_{п.кр СН4} = 0,855 × 4,58 = 3,916 МПа

Т_{п.кр СН4} = 0,855 × 190,5 = 162,877 К

Р_п.кр = 3,916 + 0,289 + 0,126 + 0,075 +0,364 + 1,005 = 5,775 МПа;

Т_п.кр = 162,877 + 18,317 + 11,093 + 8,500 + 1,209 = 201,996 К.

Таблица 2.3

№№ п/п	Компо-ненты	Содержание компонента в смеси, х_i, доли ед.	Критические абсолютные	Псевдокритические
давление, Р_кр_i, МПа	температура, Т_кр_i, К	давление, Р_п.кр, МПа	температура, Т_п.кр, К

	СН₄	0,855	4,58	190,5	3,916	162,877
	С ₂ Н ₆	0,06	4,82	305,28	0,289	18,317
	С ₃ Н ₈	0,03	4,20	369,78	0,126	11,093
	С ₄Н₁₀	0,02	3,75	425,0	0,075	8,500
	С О ₂	0,005	72,9	241,9	0,364	1,209
	N₂	0,03	33,49	-	1,005	-
	Сумма	1,000			5,775	201,996

Коэффициент сверхсжимаемости газа Z определяется по графику Г.Брауна (рис 2.1), представляющему собой зависимость коэффициента сверхсжимаемости газа Z от приведенного псевдокритического давления Р_п.кр^прив при различных приведенных псевдокритических температурах Т_п.кр^прив:

Р_п.кр^прив = Р_абс / Р_{п.к р}, (2.10)

Т_п.кр^прив = (Т + t_пл) / Т_п.кр, (2.11)

где Р_абс = Р_пл + 0,1;

Т = 273 К;

t_пл – температура пласта, ^оС.

Рис. 2.1. Графики зависимости коэффициента сверхсжимаемости Z углеводородного газа от приведенных псевдокритических давления Р_пр и температуры Т_пр (по Г. Брауну).

Шифр кривых – значения Т_пр.

Выполнить расчеты:

Р_абс.1 = 15,131 + 0,1 = 15,231 МПа;

Р_абс.2 = 14,935 + 0,1 = 15,035 МПа;

Р_абс.3 = 14,754 + 0,1 = 14,854 МПа;

Р_п.кр^прив.1 = 15,231 / 5,775 = 2,64;

Р_п.кр^прив.2 = 15,035 / 5,775 = 2,60;

Р_п.кр^прив.3 = 14,854 / 5,775 = 2,57;

Т_п.кр^прив = (273 + 64) / 201,996 = 1,67.

По графику (рис 2.1) определить коэффициент сверхсжимаемости Z:

Z₁ = 0,872;

Z₂ = 0,875;

Z₃ = 0,878.

Отсюда найти поправки a:

a₁ = 1,147;

a₂ = 1,143;

a₃ = 1,139.

Рассчитать и сравнить величины q₁ и q₂:

q₁ = 789,7 / (15,131 ^. 1,147 – 14,935 ^. 1,143) = 2991,29 млн м³/ МПа,

q₂ = 703,5 / (14,935 ^. 1,143 – 14,754 ^. 1,139) = 2644,74 млн м³/ МПа.

2. Полученные близкие значения q₁ и q₂ позволяют сделать вывод о наличии в залежи газового режима. Поэтому данные о q₃ можно экстраполировать на весь оставшийся период разработки залежи.

3. Подсчитать величину остаточных запасов свободного газа при эксплуатации месторождения до величины конечного пластового давления, при котором давление на устье составит 0,1 МПа. Для этого необходимо определить величину конечного пластового давления в залежи:

Р_к = 0,1 ^. = 0,1 ^. 1,11987 = 0,111987 МПа,

Р_п.кр^прив = (0,111987 + 0,1) / 5,775 = 0,038;

Т_п.кр^прив = 1,67.

Z_к = 0,986;

a_к = 1,014.

Предполагая, что добыча газа происходит только за счет расширения газа, подсчитать остаточные запасы свободного газа можно по формуле (2.12):

V_г.ост = [Q₃ ∙ (Р₃ ∙a₃ – Р_к ∙ a_к)] / (Р₂ ∙ a₂ – Р₃ ∙ a₃). (2.12)

V_г.ост = [703,5 ^. (14,754 ^. 1,139 – 0,111987 ^. 1,014)] /

/ (14935 ^. 1,143 – 14,754 ^. 1,139) = 703,5 ^. 16,691 / 0,266 = 44143,3 млн м³.

V_г.ост = 44143,3 млн м³.

Воспользуйтесь поиском по сайту: