Разработка месторождений природного газа.

Разработка месторождений природного газа.

Классификация углеводородных жидкостей и газов по компонентному составу.

Компонент/ свойство	Нелетучая «черная»нефть	Летучая нефть	Газоконденсат	«Сухой» газ
С1	46.14	64,36	86.45	95,85
С2	2.89	7,52	4.36	2,67
С3	2.03	4,74	2.27	0,34
С4	1.68	4,12	1.73	0,52
С5	1.21	2,97	0.82	0,08
С6	1.67	1,38	0.60	0,12
С7 +	44.37	14,91	3.77	0,42
API	34.3	50.1	60.8	54.7
Цвет	Зеленовато-черный	Умеренно-оранжевый	Светло-желтый	Бесцветный

 

 

Уравнение материального баланса газовой залежи.

Это отражает закон сохранения массы применительно к газовой (газоконденсатной, газогидратной) залежи. При разработке месторождения в условиях газового режима материальный балансгазовой залежи записывается в следующем виде:

М_н = М(t) + М_доб(t), где

М_н — начальная масса газа в пласте;

М(t) — оставшаяся в пласте масса газа к моменту времени t;

М_доб — масса газа, добытая из залежи к моменту времени t.

Уравнение материального баланса газовой залежи лежит в основе метода определения начальных запасов газа по падению давления в пласте (используются фактические данные разработки месторождения за некоторый период времени), а также используется при определении показателей разработки газовой залежи при газовом режиме. В случае водонапорного режима при составлении материального баланса газовой залежи учитывается Мост(t) — масса газа, оставшаяся в обводнённой зоне пласта к моменту времени t, т.е.

М_н = М(t) + М_ост(t) + М_доб(t).

Уравнение применяется при проведении прогнозных расчётов, а также используется для уточнения коллекторских свойств водонапорного бассейна. В ряде случаев в уравнениях

Материальным балансом газовой залежи учитывается деформация продуктивного коллектора (изменение коэффициентапористости, а следовательно, и коэффициента газонасыщенности) при снижении пластового давления. В случае газоконденсатных и газогидратных залежей учитывают также изменение газонасыщенного объёма пласта (в газоконденсатных залежах при снижении пластового давления наблюдается выпадение конденсата из газа, вызывающее уменьшение объёма, в газогидратных — снижение давления вызывает разложение гидратов и, следовательно, увеличение газонасыщенного объёма). Для газогидратной залежи материальный баланс газовой залежи записывается с учётом баланса тепла (в связи со снижением температуры, сопровождающим процесс разложения гидратов), в баланс тепла включается также приток тепла от передачи его через кровлю и подошву пласта.

Разновидности уравнения материального баланса газовой залежи позволяют проводить газо-гидродинамические расчёты с учётом соответствующих геолого-промысловых факторов (например, с учётом перетоков газа осуществляются расчёты применительно к многопластовым месторождениям).

 

Технологический режим эксплуатации скважин и его установление.

В процессе добычи газа из газовой залежи скважины, шлейфы, сепараторы, теплообменники, абсорберы, десорберы, турбодетандеры, компрессоры и другое оборудование промысла работает на определенном технологическом режиме.

Технологическим режимом эксплуатации газовых скважин называется рассчитанное изменение во времени дебита, давления, температуры и состава газа на устье скважины при принятом условии отбора газа на забое скважины. Условием отбора газа на забое скважины называется математическая запись фактора, ограничивающей дебит скважины при ее эксплуатации.

В предыдущей главе отмечалось, что технологический режим эксплуатации скважин зависит от типа газовой залежи (пластовая, массивная), начального пластового давления и температуры, состава пластового газа, прочности пород газовмещающего коллектора и других факторов. Он устанавливается по данным режимных исследований скважин с использованием специального подземного и наземного (поверхностные породоуловители,

Разработка месторождений природного газа.