Киселева 2Б94 отчет №2. Лабораторная работа 2 Подсчет остаточных запасов свободного газа в газовой залежи методом падения пластового давления

• Название: Лабораторная работа 2 Подсчет остаточных запасов свободного газа в газовой залежи методом падения пластового давления
• Дата: 25.08.2022
• Размер: 133.53 Kb.
• Имя файла: Киселева 2Б94 отчет №2.docx
• Тип: Лабораторная работа; #653316

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«Национальный исследовательский Томский политехнический Университет»


Инженерная школа природных ресурсов

Нефтегазовое дело

Лабораторная работа №2

«Подсчет остаточных запасов свободного газа в газовой залежи

1. методом падения пластового давления»

Вариант № 9

По дисциплине:

Подсчеты запасов нефти и газа
Исполнитель:

Студент, гр. 2Б94 ________Д.К. Киселева (подпись) (дата)

Руководитель:

Старший преподаватель ________М.А. Гладких

(подпись) (дата)

Томск – 2021

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, равном 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, %	82,1	6,6	3,5	3,8	-	0,7	3,3
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 м 3 (по полугодиям)				Давление на устье на конец полугодия, МПа
			Q1	Q2	Q3	Ризб 1		Ризб 2	Ризб 3
1	2	3	4	5	6	7		8	9
1	1266	24	88,1	80,5	72,6	13,7		13,5	13,3
2	1296	14	96,2	87,7	79,2	13,5		13,3	13,1
3	1290	18	117,4	101,9	92,2	13,3		13,1	12,9
4	1321	17	122,6	109,1	99,8	12,8		12,6	12,4
5	1311	22	100,8	92,6	83,3	13,0		12,8	12,6
6	1318	14	101,0	94,4	85,7	12,9		12,7	12,5
7	1299	20	128,7	119,6	107,3	13,1		12,9	12,7
8	1328	19	138,5	126,5	112,2	13,4		13,2	13,0

Плотность газа по воздуху 0,778.

Температура пласта 61°С.

Начальное пластовое давление 15,5 МПа.

Залежь пластовая сводовая.

Выполнение лабораторной работы:
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 величин накопленной добычи Q₁, Q₂, Q₃, на конец 1, 2, и 3 полугодий, средних текущих пластовых давлений Р₁, Р₂, Р₃ и коэффициентов сверхсжимаемости реальных газов ₁, ₂, ₃ 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 ∙ ₁ – Р₂∙ ₂), млн м³ /МПа, (2.1)

q₂ = Q₃ / (Р₂ ∙ ₂ – Р₃ ∙ ₃), млн м³ /МПа, (2.2)

Отсюда

Q₂ = 80,5+87,7+101,9+109,1+92,6+94,4+119,6+126,5=812,3 млн м³,

Q₃ = 72,6+79,2+92,2+99,8+83,3+85,7+107,3+112,2=732,3 млн м³,

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

(2.3)

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

е – основание натурального логарифма, равное 2,71;

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

_г – плотность газа по воздуху.

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

рассчитывается по формуле:

, (2.4)

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

–средняя глубина залегания кровли пласта, см;

h_эф – средняя эффективная толщина пласта, см;

n – число скважин.

Н_цт = (1266 + 1296 + 1290 + 1321 + 1311 + 1318 + 1299 + 1328) / 8 +

+ 1 / 2  (24 + 14 + 18 + 17 + 22 + 14 + 20 + 19) / 8 = 1312,875 м = 131287,5 см

1,118745403
Р_изб.1 = (13,7 + 13,5 + 13,3 + 12,8 + 13,0 + 12,9 + 13,1 + 13,4) / 8 = 13,213 МПа;

Р_изб.2 = (13,5 + 13,3 + 13,1 + 12,6 + 12,8 + 12,7 + 12,9 + 13,2) / 8 = 13,013 МПа;

Р_изб.3 = (13,3 + 13,1 + 12,9 +12,4 + 12,6 + 12,5 + 12,7 +13,0) / 8 = 12,813 МПа;

Р₁ = Р_изб.1  1,11874 = 14,781 МПа;

Р₂ = Р_изб.2  1,11874 = 14,558 МПа;

Р₃ = Р_изб.3  1,11874 = 14,334 МПа.

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

 = 1 / , (2.5)

где  – коэффициент сверхсжимаемости газа.

При определении коэффициента сверхсжимаемости газа  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 =  (Р _{кр i}  х_i) / 100, (2.6)

Т_п.кр =  (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 =  (Т_{кр i}  х_i) / 100 (2.9)

В результате расчетов, приведенных в таблице 2.3, получаем:

Р_{п.кр СН4} = 0,821  4,58 = 3,760 МПа

Т_{п.кр СН4} = 0,821  190,5 = 156,401 К

Р_п.кр = 3,760 + 0,318 + 0,147 + 0,143 +0,510 + 1,105 = 5,983 МПа;

Т_п.кр = 156,400 + 20,149 + 12,942 + 16,150 + 1,693 = 207,335 К.

Таблица 2.3

№№ п/п	Компо-ненты	Содержание компонента в смеси, хi, доли ед.	Критические абсолютные		Псевдокритические
			давление, Ркр i, МПа	температура, Ткр i, К		давление, Рп.кр, МПа	температура, Тп.кр, К
1	2	3	4	5		6	7
1	СН 4	0,821	4,58	190,5		3,760	156,400
2	С 2 Н 6	0,066	4,82	305,28		0,318	20,149
3	С 3 Н 8	0,035	4,20	369,78		0,147	12,942
4	С 4 Н10	0,038	3,75	425,0		0,143	16,150
5	С О 2	0,007	72,9	241,9		0,510	1,693
6	N2	0,033	33,49	-		1,105	-
	Сумма	1,000				5,983	207,335

Коэффициент сверхсжимаемости газа  определяется по графику Г.Брауна (рис 2.1), представляющему собой зависимость коэффициента сверхсжимаемости газа  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, ^о С.



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 = 14,781 + 0,1 = 14,881 МПа;

Р_абс.2 = 14,558 + 0,1 = 14,658 МПа;

Р_абс.3 = 14,334 + 0,1 = 14,434 МПа;

= 14,881 / 5,983 = 2,487;

= 14,658 / 5,983 = 2,450;

= 14,434 / 5,983 = 2,412;

= (273 + 61) / 207,335 = 1,611.

По графику (рис 2.1) определить коэффициент сверхсжимаемости :

₁ = 0,835;

₂ = 0,84;

₃ = 0,845.

Отсюда найти поправки  :

₁ = 1,198;

₂ = 1,190;

₃ = 1,183.

Рассчитать и сравнить величины q₁ и q₂:

q₁ = 812,3 / (14,781^. 1,198 – 14,558^. 1,190) = 2185,1364 млн м ³ / МПа,

q₂ = 732,3 / (14,558^. 1,1190 – 14,334^.1,183) = 1993,5235 млн м ³ / 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:

= 0,1 = =0,11187454 МПа,

= (0,11187454 + 0,1) / 5,98327 = 0,0354;

= 1,6109.

_к = 0,952;

_к = 1,0504.

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

= [Q₃ ∙ (Р₃ ∙ ₃ – ∙ _к)] / (Р₂ ∙ ₂ – Р₃ ∙ ₃). (2.12)

=



= 33582,31944 млн м³.

Вывод:

В ходе выполнения лабораторной работы №2 были произведены подсчеты остаточных запасов свободного газа в газовой залежи с помощью метода падения пластового давления:

1. 
   Накопленные добычи на конец второго и третьего полугодия:
   

Q₂ = 812,3 млн м³;

Q₃ = 732,3 млн м³;

Средние текущие избыточные давления:

Р_изб.1 =13,213 МПа;

Р_изб.2=13,013 МПа;

Р_изб.3 =12,813 МПа;

Средние по залежи давления:

Р₁ =14,781 МПа;

Р₂ =14,558 МПа;

Р₃ =14,334 МПа;

Коэффициенты сжимаемости реального газа:

₁ = 0,835;

₂ = 0,84;

₃ = 0,845;

= 0,952;

2. 
   Режим работы газовой залежи: газонапорный;
   
3. 
   Остаточное конечное пластовое давление в залежи при давлении на
   

устье, равном 0,1 МПа: = 0,11187454 МПа;

4. 
   Остаточные запасы свободного газа в залежи: = млн м³.