Определение коэффициента сверхсжимаемости природного газа Расшеватского газоконденсатного месторождения

 

Федеральное государственное  образовательное учреждение высшего профессионального образования

 

Российский Государственный Университет  нефти и газа

им. И.М.Губкина

 

 

Кафедра разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений.

 

 

 

Курсовая  работа

 

 

На тему:

 

« Определение  коэффициента сверхсжимаемости природного газа Расшеватского газоконденсатного месторождения »

 

 

 

 

 

 

 

 

Проверила:                                                          Выполнила:

                                                                студентка ЭУ-10-04

Адзынова Ф.А.                                                  Якубова Я.А.                    

 

 

 

Содержание

Введение……………………………………………………………………….......3

1.Геолого-промысловая характеристика Расшеватского газоконденсатного месторождения………………………………………………………………..…...4

2. Расчетная часть……………………………………….……………………….7

2.1 Определение коэффициента сверхсжимаемости Z по графикам Брауна-Катца и уравнению состояния Пенга – Робинсона……………………………..7

2.2 Исходные данные……………………………………………………………10

2.3 Вспомогательные расчеты ………………………………………………….11

Заключение…………………………………………………………………….....14

Список используемой литературы…………………………………………..….15

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Введение

 

Коэффициент сверхсжимаемости (Z) - отношение объемов равного числа молей реального и идеального газов при одних и тех же термобарических условиях. Основной диапазон Изменения Z: 0‚8-1,2. 2 мера отклонения реального газа от идеального. Коэффициент сверхсжимаемости газа зависит от состава газа, давления и температуры.

Цель  курсовой работы определить коэффициент  сверхсжимаемости по графикам Брауна-Катца и уравнению состояния Пенга-Робинсона.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1.Геолого-промысловая характеристика  Расшеватского газоконденстного месторождения

 

Расшеватское газовое месторождение - расположено в 80 км к Западу от г. Ставрополя (Ставропольский край).

 

В геологическом строении Расшеватского месторождения принимают участие верхнемеловые и третичные отложения, образующие брахиантиклинальную складку, вытянутую с Запада Северо-Запада на Восток Юго-Восток. Складка, протяженностью около 20 км и шириной до 8 км, имеет очень пологие крылья (углы падения в присводовой части до 1° и на крыльях 1,5-2,0°).

 

Промышленная газоносность связана  с хадумским горизонтом майкопской свиты олигоцена, в разрезе которого выделяются два продуктивных пласта, мощностью в 8 и 24 м, представленные тонкозернистыми песчаниками и алевролитами. Глубины залегания продуктивных пластов от 1020 до 1180 м.

 

Коллекторские свойства обоих продуктивных пластов Расшеватского газового месторождения невысокие. При опробовании разведочных скважин дебиты их колебались от 10 до 100 тыс. м³ газа в сутки. Поэтому, несмотря на довольно крупные запасы газа, которыми обладает Расшеватское газовое месторождение (около 15 млрд. м³), она по своему промышленному значению относится к категории средних.

 

Расшеватское месторождение отличается крайне низкой проницаемостью продуктивного пласта и относительно небольшими дебитами скважин. Абсолютно свободные дебиты скважин составляют от 4 до 100 тыс. м3 / сут. 

Отложения пермо-триаса газоносны только на Расшеватском месторождении, которое располагается на далеком западном погружении Ставропольского свода в направлении Восточно-Кубанского прогиба, в зоне значительного увеличения мощности осадков. Залежь газа приурочена к размытому эрозионному выступу, сложенному красноцветными брекчиевидными породами. Продуктивность определяется степенью трещи-новатости пород-коллекторов.

Отложения пермо-триаса газоносны только на Расшеватском месторождении, которое располагается на далеком западном погружении Ставропольского свода в направлении Восточно-Кубанского прогиба. Залежь приурочена к размытому эрозионному выступу, сложенному красноцветными брекчиевидными породами. 

Для разработки рекомендаций по вскрытию продуктивного  пласта и проведения мероприятий  по обработке призабойной зоны Расшеватского месторождения были выполнены лабораторные и промысловые эксперименты, результаты которых широко используются в настоящее время на практике. Для сравнения был определен коэффициент набухания глин в дистиллированной воде. 

Результаты  проведенных исследований показывают целесообразность применения соленых  глинистых растворов при вскрытии продуктивных газоносных горизонтов, представленных алевролитисто-глинистыми коллекторами типа коллекторов Расшеватского месторождения.

На всех месторождениях рабочие ( в том числе  и абсолютные) дебиты скважин увеличиваются  по направлению от крыльев к своду  структур, за исключением ( Крыловское, Расшеватское месторождения), когда коллекторы на сводовых участках размыты или выклиниваются. Степень изученности их в зависимости от плотности скважин по различным месторождениям изменяется по-разному. В целом информация о коллекторе в зависимости от плотности скважин изменяется по гиперболической зависимости ( см. главу III), но чем сильнее изменяются коллекторские свойства и мощность пласта по площади, тем положе гипербола и тем меньше наклон ее к оси, на которой откладывается число скважин. 

Массивные залежи газа известны на Северо-Ставропольско - Пелагиадинском и Расшеватском месторождениях. На первом из них обе продуктивные пачки хадума представляют единый резервуар. На Расшеватском месторождении массивная залежь связана с выступом пермо-триаса, к которому примыкают стратиграфически ограниченные залежи нижнего мела. 

Территория  Ставрополья относится к эпигерцинской  платформе, которая на севере по зоне разломов сочленяется с докембрийской, а на юге ограничивается складчатой системой Большого Кавказа. Фундаментом  рассматриваемой территории являются сложно дислоцированные, сильно метаморфизованные  сланцы, доломиты и другие породы палеозойского  возраста. С размывом на поверхность  фундамента в различных частях территории ложатся разновозрастные отложения  мезозоя ( юры, нижнего мела), а местами  так называемая переходная, красноцветная  толща, относимая к пермо-триасу. Красноцветная толща, вскрыта на различную глубину на ряде площадей Центрального и Восточного Предкавказья. На Расшеватском месторождении в этих отложениях выявлена газоконденсатная залежь. 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.Расчетная часть

2.1 Определение коэффициента  сверхсжимаемости  Z по графикам Брауна- Кратца и уравнению состояния Пенга-Робинсона

 

 

Графики зависимости  коэффициента сверхсжимаемости Z углеводородного газа от приведенных давление р_пp  и температуры Т_пр

 

 

 

 

 

рис.1

 

 

 

Коэффициент сверхсжимаемости реальных газов - это отношение объемов равного числа молей реального и идеального газов при одинаковых термобарических условиях:

z= Vp/Vu

 

Значения  коэффициентов сверхсжимаемости наиболее надежно могут быть определены на основе лабораторных исследований пластовых проб газов. При отсутствии таких исследований (как это чаще всего бывает на практике) прибегают к расчетному методу оценки  по графику Г. Брауна (рис.4). Для пользования графиком необходимо знать так называемые приведенные псевдокритическое давление и псевдокритическую температуру. Критической называется такая температура, выше которой газ не может быть превращен в жидкость ни при каком давлении. Критическим давлением называется давление, соответствующее критической точке пере- хода газа в жидкое состояние.

 

 С  приближением значений давления  и температуры к критическимсвойства газовой и жидкой фаз становятся одинаковыми, поверхность раздела между ними исчезает и плотности их уравниваются.

 

С появлением в системе двух и более компонентов  в закономерностях фазовых изменений  возникают особенности, отличающие их поведение от поведения однокомпонентного  газа. Не останавливаясь на подробностях, следует отметить, что критическая  температура смеси находится  между критическими температурами  компонентов, а критическое давление смеси всегда выше, чем критическое  давление любого компонента.

 

Для определения  коэффициента сверхсжимаемости реальных газов, представляющих собой многокомпонентную смесь, находят средние из значений критических давлений и температур каждого компонента. Эти средние называеются псевдокритическим давлением р_пp и псевдокритической Т_пр

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.2Исходные данные:

 

	Xi, %	pkрi,МПа	Tkpi, K
CH4	84,38	4,70	190,55
C2H6	6,64	4,98	305,43
C3H8	2,00	4,33	369,82
C4H10	0,77	3,80	416,64
C5H12	0,21	3,44	465,00
N2	3,04	3,47	126,26
CO2	2,96	7,53	304,20

 

 

Температуру пластову переводим из ^оС в К(кельвин) ,а пластовое давление из кг/см² в Мпа

 

 

pпл, кг/см2	pпл, МПа
282,00	27,66

 

Тпл, оС	Тпл, К
116,00	389,15

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2.3Вспомогательные расчеты

 

 

	Ркрi*Xi,МПа	Tкрi*Xi, K
CH4	3,966	160,786
C2H6	0,331	20,281
C3H8	0,087	7,396
C4H10	0,029	3,208
C5H12	0,007	0,977
N2	0,105	3,838
CO2	0,223	9,004

 

 

По формуле  pпкр=∑ р_крi*x_i определяется псевдокритическое давление природного газа

По формуле  Тпкр=∑ T_kpi*xi   определяется псевдокритическая температура природного газа

 

 

Ркр, Мпа	4,748
Ткр, К	205,490

 

 

По формуле  Pпр= определяется приведённое давление природного газа

По формуле  Тпр= определяется приведённая температура природного газа

 

 

Рпр, Мпа	5,827
Тпр,К	1,894

 

 

По кривым Р.Брауна(рис.1) находим коэффициент сжимаемости Z, который составляет  ≈ 0,930

 

Ответ: Z ≈ 0,930

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Определение коэффициента сверхсжимаемости аналитически

 

Для смесей с содержанием метана более 96% при 0<Pпр<8 коэффициент сверхсжимаемости может быть определен аналитически

 

   Z=(0,4 ln (Тпр)+0,73)^Pпр   +0,1Pпр

 

Приведённая температура природного газа (Тпр) равна 1,894,а приведённое давление природного газа(pпр) равно 5,827

 

 Z=(0,4 ln(1,894)+0,73)^1,534 +0,1*5,827=0,930

 

Ответ:Z=0,930

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Заключение

 

Коэффициент сверхсжимаемости  обязательно используется при подсчете запасов газа для правильного определения изменения объема газа при переходе от пластовых условий к поверхностным, при прогнозировании изменения давления в газовой залежи и при решении других задач. Коэффициент сжимаемости зависит от состава газа: Чем газ тяжелее, тем 2 меньше. В Наших расчетах коэффициент сверхсжимаемости равен 0,930 это отклонение реального газа от объёма идеального. Основной диапазон изменения 2: 0‚8-1,2, следовательно среднее отклонение объёмов.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список  используемой литературы:

1)Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию разработки газовых и газоконденсатных месторождений. «Печорское время», 2002, -894с

2)Васильев В.Г. и др. “Газовые и газоконденсатные месторождения.” справочник.

3)Коротаев Ю.П., Ширковский А.И. “Добыча, транспорт и подземное хранение газа.”

4)Алиев З.С. “Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений.” конспект лекций.

5)Закиров С.Н. “ Проектирование и разработка газовых и газоконденсатных месторождений.”