Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
293
6.7. ТЕРМОДИНАМИЧЕСКИЕ РЕЖИМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ
СКВАЖИН
В связи с вводом в разработку газовых месторождений Западной Сибири в условиях криолитозоны и освоением месторождений с низкой проницаемостью Ю.П. Коротаев в 1964 г. вводит понятие и методику расчета температурного технологического режима при проектировании разработки и обустройства газовых и газоконденсатных месторождений [19]. В последующем были исследованы
газотермодинамические режимы при различных условиях работы скважин [20]. В частности, для обеспечения безгидратной эксплуатации скважин.
Как известно, природный газ как энергоноситель обладает огромным химическим энергетическим потенциалом. При разработке месторождений целесообразно учитывать и физический энергетический потенциал скважины и залежи в целом. Предлагается в качестве физического энергетического потенциала залежи считать произведение извлекаемых запасов газа на пластовое давление, а в качестве физической энергетической мощности скважины произведение рабочего дебита на депрессию.
Рассмотрение работы пласта и скважин с учетом их физических энергетических характеристик позволит осуществлять энергосбережение на всем пути движения газа от пласта до потребителя и более четко учитывать непроизводительные потери давления. Ставится задача рационального использования избыточного давления, имеющегося в начальный период разработки месторождения.
Несмотря на то что химический потенциал природного газа значительно выше физического энергетического потен— циала, но учитывая, что уже сегодня газ в топливно— энергетическом балансе России превысил 50 % и его доля будет непременно возрастать в будущем, то разработка методов расчета ТРЭС, учитывающих рациональное использование всего энергетического потенциала природного газа является актуальной задачей.
Другим важным аспектом являются термодинамические и технологические режимы, которые служат основой для проектирования разработки газоконденсатных
месторождений, при которых проводятся расчеты выпадения конденсата в пласте, изменения состава компонентов в процессе разработки.
294
В этом случае подход с рассмотрением энергетических и химических характеристик и потенциала природного газа представляется весьма целесообразным при расчетах проектирования комплексной разработки газоконденсатных месторождений, рассматривая и оптимизируя в виде единого целого добычу и переработку газа. При этом основная особенность состоит в обеспечении надежных условий работы газоперерабатывающего завода при переменных в процессе разработки объемах добычи конденсата и отдельных компонентов.
Обычно при проектировании разработки газовых и газоконденсатных месторождений проводятся расчеты только гидродинамических технологических режимов работы скважин, состоящие в определении изменения во времени пластового рпл(і), забойного рз(?), устьевого Ру(?) давлений и дебита газа Q(t) при условии постоянства градиента, депрессии, давления или дебита.
Температурный технологический режим работы пласта, ствола и наземных сооружений и характер его изменения в процессе разработки, по существу, имеет не менее важное значение для правильной эксплуатации месторождения, так как процессы образования гидратов, выделения конденсата и отделения воды обусловлены температурным режимом. При этом для правильного выбора эксплуатационного оборудования и сооружений недостаточно знаний температурного режима в данный, например, начальный период, а важно знать характер его изменения на всем пути движения газа пласт — газопровод в процессе разработки месторождения [19].
Таким образом, расчет температурного технологического режима сводится к нахождению изменения во времени в процессе разработки температуры в пласте Гпл(^, на забое T.j(t), на устье Ту(І), в газопроводе Тг(?), штуцерах, сепараторах, теплообменниках и других сооружениях.
В общем случае Гпл(^ будет уменьшаться вследствие расширения газа в процессе разработки. Как показывают расчеты [21], при снижении давления в пласте от 200 до 0,1 МПа пластовая температура изменится всего на 2 °С. Поэтому при расчетах температурного режима без существенной ошибки можно принять Тпл(Ґ) = Гплнач = const. Пластовую температуру можно приближенно оценивать по геотермическому градиенту.
295
Для дальнейших расчетов воспользуемся методом последовательной смены стационарных состояний. Зная закон изменения во времени рпл(і) и рз(?) и величину TnJt)1 температуру на забое определяем по формуле
Гз(І) = Гпл(І) - [Рпл(І) - Рз(*)]є(і),
(6.105)
где e(t) — коэффициент Джоуля — Томсона находится по энтальпийным диаграммам для данной относительной плотности газа и известных рпл(?) и p3(t).
Зная величины рпл(і), рз(ґ), Тпл(ґ) и Тз(t), можем найти количество конденсата и воды, которое выделяется в пласте и на забое в процессе разработки, исходя из известных изотерм конденсации и графиков влагосодержания при различных р и Т. Далее, определив количество жидкости, которое будет оставаться неподвижной в пласте, исходя из данных фазовой проницаемости, найдем изменение дебита воды и конденсата, поступающих из пласта в процессе разработки месторождения.
