Основные параметры компонентов природного газа
| Химическая формула | СН4 | С2Н6 | С3Н8 | C4H10 | C5H12 | СО2 | N2 | |
| Плотность реального газа, кг/м3 | 0,717 | 1,355 | 2,009 | 2,709 | 3,506 | 1,977 | 1,25 | |
| Критическое давление, МПа | 4,6 | 4,88 | 4,25 | 3,78 | 3,36 | 7,39 | 3,39 | |
| Критическая температура, К | 190,5 | 305,8 | 369,8 | 425,1 | 469,7 | 304,2 | 126,2 | |
Плотность газовой смеси при нормальных физических условиях:
(8.3)
где ρ i – плотность i-компонента газовой смеси, кг/м3; yi – объемный процент i-компонента газовой смеси, %.
Относительная плотность газовой смеси по воздуху:
. (8.4)
Критическое давление газовой смеси:
. (8.5)
Критическая температура газовой смеси:
. (8.6)
Приведенные параметры (давление и температура):
. (8.7)
Затем определяют коэффициент сверхсжимаемости газа по графику Брауна – Катца, представленного на рис. 8.2.
Рисунок 8.2 – Зависимость коэффициента сверхсжимаемости Z природного газа от приведенных параметров – давления и температуры
Плотность газа на уровне ГВК вычисляют по следующей формуле:
. (8.8)
Давление газа на приведенной глубине залежи:
. (8.9)
Температура на приведенной глубине:
. (8.10)
Далее определяем приведенные параметры (давление и температура) на приведенной глубине и коэффициент сверхсжимаемости газа.
|
|
|
Вычисляем коэффициент расширения газа на приведенной глубине:
. (8.11)
Коэффициент расширения газа Е – это безразмерный параметр, показывающий во сколько раз объем газа при стандартных условиях Vc т (Ратм=101325 Па и Тст=293 К) больше объема, который занимает этот газ в пластовых условиях V пл.
Начальные запасы газа в залежи:
, (8.12)
где Ен.д – коэффициент расширения газа при начальном давлении и температуре на приведенной глубине залежи, которая соответствует горизонтальному сечению пласта, делящему массу газа, содержащегося в этом пласте, пополам; V г.з.г – запасы газа в залежи, приведенные к стандартным условиям на поверхности Земли, м3; V г.ч.з – объем газонасыщенной части залежи, м3; mот – коэффициент открытой пористости, доли единиц; Sв – коэффициент остаточной водонасыщенности, доли единиц..
2. Расчет устойчивого периода добычи.
Весь период разработки можно разделить на три стадии – освоение месторождения, устойчивый уровень добычи и снижение добычи.
Прежде всего, нужно рассчитать накопленную добычу Q1 + Q2 за период времени t1 и t2, на момент снижения пластового давления до Ркон, когда поддерживать устойчивый уровень добычи станет невозможно.
|
|
|
Для давления Ркон и соответствующего ему коэффициента сверсжимаемости Z кон, по уравнению материального баланса для залежи, работающей в условиях газового режима, суммарная накопленная добыча за период освоения и устойчивого уровня добычи (Q1 + Q2), на момент окончания времени t2, составит:
. (8.13)
Накопленная добыча Q 1 за два года освоения, приблизительно составит:
, (8.14)
где q ср = qt 2 /2, среднесуточный отбор за два года освоения месторождения (в период времени t1), а qt 2 суточный отбор в период устойчивого уровня добычи (в период времени t2).
Таким образом, накопленная добыча в период устойчивого уровня добычи qt 2, составит:
. (8.15)
Период, в течение которого можно поддерживать этот уровень:
. (8.16)
3. Расчет накопленной добычи газа на момент прекращения разработки, конечного коэффициента извлечения газа и продолжительности всего периода разработки.
|
|
|
В период экспоненциального снижения добычи можно в любой момент определить отбор по формуле:
, (8.17)
где qt 2 – отбор в момент начала третьего периода, когда t 3 = 0; b – экспоненциальный показатель ежегодного уменьшения отбора, равный 0,2 (20 %).
Из условия задачи, известно, что разработка закончится, когда суточная добыча снизится до q кон. Таким образом, продолжительность последней стадии разработки можно рассчитать из следующего уравнения:
. (8.18)
Накопленная добыча газа за период времени t 3, составит:
. (8.19)
Таким образом, общая накопленная добыча на момент прекращения разработки составит:
. (8.20)
Конечный коэффициент извлечения газа (КИГ) равен:
, (8.21)
где V г.з.г – геологические запасы газа, находящиеся в недрах Земли, приведенные к поверхностным условиям; V изг – объем извлекаемых запасов газа.
КИГ будет достигнут за суммарный период разработки:
. (8.22)
|
|
|
Задача 8.1
1. Подсчитать начальные запасы газовой залежи, если известно, что плотность пластовой воды 1020 кг/м3, величина отклонения от нормального гидростатического давления на уровне ГВК, составляет 115000 Па.
2. Рассчитать в течение, какого периода будет поддерживаться устойчивый уровень добычи, если известно, что водоносная область невелика, и можно применить уравнение материального баланса для залежи, работающей в условиях газового режима. Также есть условия, что в первые два года разработки месторождения, отбор должен увеличиться от нуля до qt 2 . Известно минимальное пластовое давление Ркон необходимое для доставки требуемого количества газа к пункту сбора.
3. После того как поддерживать устойчивый уровень добычи станет невозможным, расход газа будет уменьшаться экспоненциально, на 20 % каждый год, до уровня минимальной суточной добычи q кон, при котором разработка данного месторождения становится нерентабельной и будет закончена. Рассчитать накопленную добычу на момент прекращения разработки, конечный коэффициент извлечения газа, и какова будет продолжительность всего периода разработки залежи.
Исходные данные для решения по вариантам представлены в таблице 8.2.
Таблица 8.2
Дата добавления: 2019-03-09; просмотров: 1115; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!