Давление и температура в газовых месторождениях и методы их определения

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

 

ФИЛИАЛ ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО БЮДЖЕТНОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ

«РОССИЙСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ НЕФТИ И ГАЗА

ИМЕНИ И.М. ГУБКИНА» в г. ОРЕНБУРГЕ

 

Отделение «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ЗАЧЕТНЫЙ РЕФЕРАТ

 

по дисциплине «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

на тему: «Давление и температура в газовых месторождениях и методы их определения»

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Выполнил: студент группы ОПМз14-03, специальности 380302 Производственный менеджмент ,

Томин В.С.

                  ______________________

                  «____»___________20__г.

 

Проверил: ст. преподаватель Кривошеев М.О.

                  ______________________

                  «____»___________20__г.

 

 

Оренбург 2015

Содержание

 

Введение……………………………………………………………………….	3
1 Давление в газовых и газоконденсатных месторождениях.......................	4
2 Температура в газовых и газоконденсатных месторождениях.............. ..	9
Заключение……………………………………………………………………	13
Список использованных источников ………………………………………..	15

 

 

 

 

Введение

При проектировании ОПЭ одним из основных требований регламента является оценка состояния изученности месторождения и разработка рекомендаций по разведке. Значительное число параметров необходимых при проектировании определяется проведением комплекса исследований и по данным эксплуатации скважин. Поэтому основная задача разведочных работ и эксплуатации скважин является получение новых и уточнение имеющихся данных для качественного прогнозирования показателей разработки.

Термобарические параметры пласта называют пластовое давление и температуру. Эти  параметры зависят от глубины залегания пласта, наличия в стратиграфическом разрезе многолетнемерзлых пород, характеристики водоносного бассейна. Термобарические параметры существенно влияют на показатели разработки месторождения, запасы газа и конденсата, на систему подготовки газа на промысле, на характер изменения значительного числа параметров используемых при проектировании, в частности, на составы пористой среды и насыщающих их флюидов. С термобарическими параметрами связан срок ввода ДКС и работа НТС, потери и выход конденсата, давление начала конденсации, взаимодействие отдельных интервалов с различными фильтрационными свойствами.

 

 

 

1. Давление в газовых и газоконденсатных месторождениях

Как правило, давление начала конденсации на насыщенных газоконденсатных месторождениях равно начальному пластовому давлению, т.е. гидростатическому давлению. Если начальное пластовое давление ниже гидростатического, то давление начала конденсации равно начальному пластовому давлению. Например, на Среднеботуобинском газоконденсатном месторождении при глубине залегания пласта Н=2000 м пластовое давление рано Рпл=145 атм. При снижении давления ниже 145 атм. происходит выпадение конденсата в пласт. Если начальное пластовое давление выше гидростатического, то как правило такие месторождения называют АВПД(аномально высоких пластовых давлений). НА месторождениях с АВПД газоконденсатная смесь является недонасыщенной конденсатом и выпадение конденсата начинается после достижения равенства Рпл(t)=P. 

Причины аномальности пластового давления. 

Причины аномальности лежат в геологических особенностях сообщаемости горизонтов, величинах горного давления. Аномально высокие давления имеют замкнутые пласты без выходов на поверхность при высоких этажах газоносности и уплотнённых породах.

Барометрическая формула

Исходные уравнения:

Уравнение статического равновесия dp = grdL

Уравнение состояния r =p/z R T

Формула барометрического нивелирования (Лапласа-Бабинэ). 

Получается после интегрирования уравнения статического равновесия при замене плотности по уравнению состояния

рпл=рз=ру e s,             (1.1)

 

где  s=0,03415`rL / (Тсрzср)         (1.2) 

рз, ру - забойное и устьевое давления, МПа; zср - коэффициент сверхсжимаемости, определяемый при средних значениях Тср и рср, `r - относительная плотность газа.

Алгоритм расчета пластового давления. 

Вычисление рпл  осуществляется методом последовательных приближений по следующему алгоритму:

1)определяем критические  параметры ркр, Ткр;

2) находим среднюю температуру  газа в стволе скважины по  формуле:

 

Тср= (Тз - Ту) / lnТз /Ту

 

где Тз, Ту - температуры на забое и устье скважины,

и среднее давление рср=( рз+ ру)/2;

3)определяем приведённые  значения средних давления рпр и температуры Тпр;

4)находим zср (в случае необходимости используя также фактор ацентричности w);

5)находим рз и новое значение рср;

6)повторяемвычисления по  пунктам (3) и (4);

7)сравниваем изменение zср по заданной относительной погрешности:

 

( для определённости возьмём e = 3%)

 

8) если последнее условие  выполнено, то расчет заканчивается, в противном случае находим  новое значение рср и повторяем итерационный процесс с пункта 6.

Значение рпл, определённое при zср последнего шага итерации, и будет считаться истинным. При этом определение рпл  осуществляется при постоянном составе газа вдоль ствола скважины.

Пластовое давление в газоконденсатных скважинах с большим содержанием конденсата (более 40 – 50 см3/м3) необходимо определять с помощью скважинных манометров либо рассчитывать по приближенным формулам.

Например, если в барометрической формуле заменить относительную плотность газа относительной плотностью газоконденсатной смеси.

По величине начальных пластовых давлений залежи – Рнач.пл.залежи подразделяются:

а) низкого давления до 60 кгс/см2;

б) среднего давления 60-100 кгс/см2;

в) высокого давления 100-300 кгс/см2;

г) сверхвысокого давления свыше 300 кгс/см2.

Определение давления максимальной конденсации в пласте и на установке комплексной подготовки газа (УКПГ)

Давление максимальной конденсации в пласте, т.е. при Tпл определяется экспериментально, но из кривой потерь конденсата (рис.1). Ниже давления максимальной конденсации теоретически происходит испарение конденсата.

Рис. 1.

Однако в пористой среде испарение не имеет место из-за абсорбции выпавшего конденсата. Величина давления максимальной конденсации на большинстве месторождений колеблется в диапазоне 90<Рмк<130 атм.

 

При проектировании разработки газового месторождения важно рассчитать распределение давления в пласте в целом или в элементе системы разработки. В качестве показателей разработки используют также давления в характерных точках разрабатываемого пласта — на забоях нагнетательных скважин Рн, на линиях или контурах нагнетания Ря, на линиях или контурах отбора Рс' и в добывающих скважинах Рс. Важно определять также перепады пластового давления, исчисляемые как разность давлений в нагнетательных и добывающих скважинах.

Рис. 2. Распределение давления в характерных точках пласта и в скважинах

1 — нагнетательная скважина; 2— давление Рн; 3 — давление РИ'; 4 — эпюра  пластового давления; 5 —давление Ру ;6 — добывающая скважина; 7 —давление Рс ' ; S — давление Рс ; 9 — пласт

 

Горное давление и формула для его определения. 

Горным называется давление, создаваемое весом залегающих над газом пород.

 

Ргор=0,1gпL,                                            (1.3)

 

где Ргор - горное давление в кгс/см2; gп - средний удельный вес горных пород всех вышележащих пластов с учётом насыщающих их жидкостей в гс/см3  или тс/м3; L - глубина, считая от поверхности земли до точки пласта, в которой определяется горное давление в м. При ориентировочных расчётах принимается gп=2,5 гс/см3.

Пластовое давление и методы его определения. 

Давление газа в газовой залежи (пластовое давление) всегда меньше горного. Определяют его по давлению на забое закрытой скважины. Учитывая, что углы наклона пластов незначительны, для большинства газовых месторождений можно считать, что начальное пластовое давление одинаково во всех точках залежи. При значительных этажах газоносности залежи значения этого давления могут значительно отличаться по различным скважинам при одинаковых давлениях на устье. На своде их значения будут меньше, чем на крыльях.

На практике пластовое давление рпл принимается равным гидростатическому, т.е. примерно глубине скважины L[м], умноженной на удельный вес воды gв [кгм/с2]. При этом учитывается возможное отклонение от данного значения с помощью введения коэффициента несоответствия a, изменяющегося в пределах 0,8 - 1,2

 

 

 рпл=a gв L/106 [МПа]                                        (1.4)

 

 

 

2.Температура в газовых и газоконденсатных месторождениях 

Низкие температуры и высокие давления в условиях насыщения газа водой приводят к образованию гидратов и льда в скважинах и наземных сооружениях, которые, закупоривая проходное сечение, нарушают режим эксплуатации и приводят к уменьшению и даже прекращению подачи газа. Учёт температурного режима работы скважин необходим также и при высокой пластовой температуре, так как с повышением температуры удлиняются колонны обсадных труб, на металле труб образуются гофры, что способствует разрыву труб.

Известно, что при погружении в глубину горных пород температура возрастает примерно на 1° на каждые 30м. Эта величина, соответствующая повышению температуры на 1°, называется геотермическим градиентом.

Она не остается постоянной в различных районах и при различии в составе пород. Кроме того, градиент увеличивается с абсолютной глубиной, т. е. на больших глубинах на 1° повышения температуры приходится больше 30 м. Для нефтяных месторождений градиент колеблется в широких пределах — от 10 до 35 м. Для нефтяного месторождения с градиентом в среднем в 20 м, при температуре поверхностных слоев в 10°, на глубине 500 м наблюдается температура около 35°. Еще глубже, по расчету, температура составляет: при 1000 м 60°, на глубине в 2000 м уже около 110° и на глубине в 10 000 м примерно около 500°. Фактические наблюдения показывают, что наблюдаемые температуры ниже вычисленных, но все же на больших глубинах зарегистрированы температуры до 200° и может быть даже выше. С некоторым приближением можно считать, что величина градиента связана с глубиной не линейной, а показательной зависимостью. Местные условия, например наличие восходящих горячих подземных вод, могут создать температуры выше расчетных на тех или иных глубинах. В некоторых случаях градиент падает до низких величин, что некоторыми авторами объясняется притоком тепла за счет химических реакций в нефти, находящейся в недрах. Подобные же наблюдения делались и в каменноугольных месторождениях. Важно установить наличие в нефтяных месторождениях таких температур, которые достаточны для довольно глубокого превращения нефти, особенно учитывая то, что современная глубина залегания нефти могла быть значительно больше в то время, когда собственно нефтяные горизонты были более удалены от поверхности в силу тектонических причин или до последующего разрушения поверхностных слоев путем их размыва.

Температура газа в простаивающей скважине определяется по формуле определения температуры в горных породах. Основное условие для получения истинного значения температуры в такой скважине — полная стабилизация температуры после её остановки. Продолжительность времени стабилизации зависит от тепловых свойств окружающих ствол скважины пород.

Для расчета распределения температуры  необходимо  знать геотермический градиент  Г, пластовую температуру  рпл, теплоёмкость горных пород  СП, теплопроводность горных пород lп, теплоёмкость газа  СР, коэффициент Джоуля — Томсона  Di

Геотермический коэффициент. Этот параметр для различных месторождений изменяется в широких пределах (0,015 — 0,09град/м), что вызывает необходимость определения его значения для данного месторождения путём непосредственного замера температур пласта и нейтрального слоя 

Теплоёмкость горных пород. Обычно изменяется незначительно: в пределах 75,4 — 83,9 Дж/К для сухой породы. В условиях насыщения влагой теплоёмкость горных пород возрастает и принимается равной 125,6 Дж/К.

Теплопроводность горных пород. Существенно зависит от плотности пород и определяется из графика зависимости lпсот  lпк для сухого грунта. Поправка на влажность пород учитывается путём умножения теплопроводности lпс на поправочный коэффициент. При наличии в разрезе нескольких пропластков необходимо определить средневзвешенную по мощности теплопроводность

Теплоёмкость газа СР. Можно определить по графикам в зависимости от давления,  температуры  и удельного веса природного газа, а также используя уравнение для коэффициента сверхсжимаемости.

При отсутствии в окружающей среде ММП изменение температуры в пласте определяется по формуле:

                                    где Dср.пл - коэффициент Джоуля-Томсона при

                       G - массовый расход газа кг/час; t - продолжительность работы скважины после последней остановки; Ср - теплоемкость газа при Рср и Тср; h - толщина пласта; Сп - теплоемкость пород; Rk, Rc - радиусы контура питания скважины.

Коэффициент Джоуля-Томсона Din . Характеризует изменение температуры с расширением газа, происходящее при отсутствии передачи тепла или работы, и определяется по номограммам или с использованием уравнения состояния.

 

 Кроме указанных данных для расчета распределения температуры по стволу скважины необходимо знать время работы скважины t от начала её эксплуатации, пластовое и забойное давления на момент расчета, давление на головке скважины и весовой расход газа G.