Подземная гидромеханика – наука о движении жидкости, нефти, газа и их смесей в пористых средах, слагающих продуктивные пласты - является теоретической основой разработки нефтяных и газовых месторождений, одной из профилирующих дисциплин в учебном плане нефтяных вузов.
В основе подземной гидравлики лежит представление о том, что нефть, газ и вода, заключенные в пористой среде, составляют единую гидравлическую систему.
Движение жидкости и газа в продуктивных пластах связано с процессом добычи из залежи нефти и газа. Это движение обладает специфическими особенностями, отличающими его от движения жидкости и газе по трубам или в открытых руслах. При движении природных жидкостей (нефть, вода) или газа в естественном грунте частицы жидкости (газа) перемещаются через поры грунта (или по его трещинам), т.е. через мельчайшие каналы, образовавшиеся между частицами грунта вследствие их неплотного прилегания друг к другу. Такое движение жидкостей и газа в природной пористой среде называется фильтрацией.
В теории фильтрации принимается, что пористая среда и насыщающие ее флюиды образуют сплошную среду, т.е. заполняют любой выделенный элементарный объем непрерывно. Изучением законов фильтрации жидкостей и газа и занимается подземная гидрогазодинамика.
Особенностью теории фильтрации нефти и газа в природных пластах является одновременное рассмотрение процессов в областях, характерные размеры которых различаются на порядки: размер пор (до десятков микрометров), диаметр скважин (до десятков сантиметров), толщины пластов (до десятков метров), расстояния между скважинами (сотни метров), протяженность месторождений (до сотен километров).
Следует отметить, что проектирование разработки нового месторождения нефти или газа, а также эксплуатация скважин невозможны без широкого применения законов подземной гидрогазодинамики. На основании законов гидрогазодинамики решаются такие задачи, как размещение скважин на нефтегазоносном месторождении (выбор сетки разработки); определение количества и порядок ввода скважин в эксплуатацию; обоснование режима работы эксплуатационной скважины; регулирование и контроль фронта вытеснения нефти или газа (стягивание контура нефтеносности); исследование скважин и пластов с целью определения их фильтрационных характеристик и т.д. Решение этих вопросов на базе законов подземной гидрогазодинамики позволяет планировать добычу нефти и газа, а следовательно, и оценивать экономическую эффективность технологических мероприятий по разработке и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений.
2. Цель и задачи курсовой работы
Курсовая работа по дисциплине «Подземная гидромеханика»
выполняется студентами после изучения курса данного предмета. Наряду с лекциями, практическими занятиями и выполнением контрольных заданий написание курсовой работы способствует углублению знаний студентов по изучаемой дисциплине.
Выполнение курсовой работы предполагает закрепление полученных
студентами знаний, развитие самостоятельных творческих навыков работы
с литературой, научно-техническими и методическими материалами, а также приобретение практического опыта аналитической работы.
Выполнение студентами курсовой работы по подземной гидромеханике является весьма важным этапом при изучении этой дисциплины. Цели и задачи выполнения курсовой работы:
углубление и закрепление теоритических знаний, полученных студентами во время лекционных занятий и при самостоятельном изучении курса;
привитие навыков самостоятельной работы с учебной и научной литературой;
выработка аналитического мышления при изучении и решении поставленных вопросов и задач;
выработка умения грамотно и сжато излогать суть вопроса, поставленного в теме курсовой работы;
привитие навыков выполнения расчетов по тем или иным формулам, применеия системы единиц измерения СИ;
привитие умения делать анализ и вывод по полученным результатам;
привитие навыков оформления курсовой работы согласно предъявляемым требованиям.
Выполнение курсовой работы является одним из важных моментов подготовки к дипломному проектированию. Взаимосвязь курсового и
дипломного проектирования обеспечивается продуманным выбором
направления технологического развития конкретного нефтегазодобывающего предприятия на стадии курсового проектирования.
Выполнение курсовой работы развивает у студента навыки самостоятельного творчества, воспитывает чувство ответственности за
полученные результаты, приобщает его к научно-исследовательской работе, развивает навыки инженерно-технических расчетов и анализа результатов.
На любом этапе предусматривается возможность консультирования с
руководителем по курсовому проектированию при возникновении вопросов и сложных моментов в процессе курсового проектирования.
Выполнеие курсовой работы является заключительным этапом при изучении курса подземной гидромеханике.
3. Краткая теория по теме курсовой работы
Уравнение материального баланса для газовой залежи - основа метода определения запасов газа по данным об изменении добытого количества газа и средневзвешенного по газонасыщенному объему порового пространства пластового давления. Уравнение материального баланса в той или иной форме записи используется при определении показателей разработки месторождений природного газа в условиях газового или водонапорного режима. Дифференциальные уравнения истощения газовой залежи применяются в расчетах показателей разработки газовых месторождений в период падающей добычи газа. Приведем вывод этих широко распространенных уравнений.
3.1 Уравнение материального баланса при газовом режиме залежи
Согласно принципу материального баланса, начальная масса М н газа в пласте равняется сумме отобранной к моменту t массы газа М доб и оставшейся на момент t массы газа М ост в пласте, т.е.
М н = М ост (t ) + М до6 (t ).
Если обозначить начальный объем порового пространства через Ώ н, а средний для залежи коэффициент газонасыщенности (отношение газонасыщенного объема к общему поровому объему залежи) через, то начальная масса газа в залежи до ее разработки будет
М н =Ώ н р н
Здесь р н - плотность газа при пластовой температуре Т пл и начальном пластовом давлении.
Согласно уравнению состояния для реального газа
ρ н = ρ ат p н z ат / p ат z н ,
где ρ ат - плотность газа при р ат и Т пл,z н и z ат коэффициенты сверхсжимаемости газа при температуре Т пл и давлениях р н и р ат соответственно.
Следовательно, начальная масса газа в пласте равняется
М н =Ώ н ρ ат p н z ат / p ат z н (1.1)
По мере разработки газовой залежи давление в ней падает. Пластовая температура в процессе разработки газового месторождения остается (практически) неизменной. Тогда к некоторому моменту t при среднем пластовом давлении (t) масса газа в пласте
М ост (t ) =Ώ н ρ ат (t ) z ат / p ат z ((t )) (1.2)
Пусть изменение во времени отбора газа из залежи в единицу времени определяется функциональной зависимостью Q*=Q*(t). Тогда за время t суммарная масса отобранного газа составит
М до6 (t )= ρ ат Q * доб (t )= ρ ат * (t ) dt (1.3)
С учетом выражений (1.1)-(1.3) уравнение материального баланса для газовой залежи в случае газового режима записывается в виде
Ώ н р н z ат / z н =Ώ н (t ) z ат / z [ (t )]+ p ат Q * доб (t ) (1.4)
Здесь Q* доб (t)- количество добытого газа к моменту t, приведенное к р ат и Т пл, м 3 .
Обычно добытый из залежи объем газа вычисляется при стандартной температуре Т ст (293° К) и р ат. Добытое количество газа, приведенное к стандартным условиям, обозначим Q доб (t). В этом случае уравнение материального баланса принимает вид
Ώ н р н / z н =Ώ н (t ) / z [ (t )]+ p ат Q доб (t )Т пл /Т ст (1.5)
Коэффициент z ат близок к единице. Поэтому здесь и в дальнейшем принимаем, что z ат = 1.
Уравнение материального баланса (1.4) можно получить интегрированием дифференциального уравнения истощения газовой залежи. Поступим наоборот. Из уравнения (1.4) получим дифференциальное уравнение истощения газовой залежи. Для этого продифференцируем по времени уравнение (1.4) :
dQ * доб (t )/ dt =Ώ н p ат dt [ z (t ))]
С учетом выражения для добытого количества газа (1.3) получаем следующее искомое уравнение
Q *(t ) =Ώ н p ат dt [ z (t ))] (1.6)
Из уравнения (1.6) следует, что количество отбираемого в единицу времени газа в момент t пропорционально скорости (темпу) изменения приведенного среднего пластового давления в залежи на тот же момент.
3.2 Уравнение материального баланса при водонапорном режиме залежи
При водонапорном режиме формулировка принципа материального баланса следующая: начальная масса газа в пласте равняется сумме добытой массы газа и массы газа, оставшейся в газонасыщенном и обводненном М о6в объемах пласта.
Так как обводненный объем пласта равен Ώн - Ώ(t), то в этом объеме при среднем коэффициенте остаточной газонасыщенности α ост находится газ в количестве
М обв (t ) = ρ ат [Ώн - Ώ(t )] α ост (t ) / p ат z [ (t )] (1.7)
Следовательно, уравнение материального баланса для газовой залежи в условиях водонапорного режима с учетом неполноты вытеснения газа водой записывается в виде
Ώ н р н / z н =Ώ н (t ) / z [ (t )]+ p ат Q доб (t )Т пл /Т ст +
+[Ώн - Ώ(t )] α ост (t )](t ) / z [ (t )] (1.8)
Здесь - среднее давление в обводненном объеме пласта; z() - коэффициент сверхсжимаемости при и Т пл; α ост - отношение защемленного объема газа (при давлении и температуре Т пл) к общему поровому объему обводненной зоны пласта. По данным лабораторных исследований, коэффициент остаточной газонасыщенности зависит от давления в обводненном объеме, что и отражено в уравнении (1.8).
При среднем коэффициенте остаточной газонасыщенности α ост ( суммарное количество воды Q B (t), поступившей в залежь к некоторому моменту t , распределится в объеме Q в (t)/[-α ост ( Тогда газонасыщенный объем (внутри контура газ-вода) ко времени t составит:
Ώ(t )=Ώ н - Q в (t ) /[- α ост ( ) (1.9)
Таким образом, под текущим газонасыщенным объемом (в 1.8) понимается его выражение согласно (1.9).
Не представляет труда из уравнения материального баланса (1.8) получить дифференциальное уравнение истощения залежи при водонапорном режиме.
Принципиальных затруднений для использования (1.8) и (1.9) при определении показателей разработки газовых месторождений в условиях водонапорного режима не имеется. Однако использование указанных формул усложняет методику расчетов, что объясняется необходимостью определения α ост и учета изменения этого коэффициента от переменного давления . Кроме того, при анализе фактических данных затрудняется определение зависимости Расчеты значительно упрощаются, если в (1.8) принять следующее допущение
Условие (1.10) характеризует допущение о том, что газ защемляется при давлении, равном среднему пластовому давлению в залежи, и изменение коэффициента остаточной газонасыщенности определяется изменением во времени среднего пластового давления, т.е. α ост = α ост (). Тогда из (1.8) с учетом (1.9) и (1.10) получим
z [ (t )][(Ώ н р н / z н ) - p ат Q доб (t )Т пл /Т ст ]/ Ώ н - Q в (t ) (1.11)
Важность уравнения (1.11) состоит в том, что для использования его, благодаря допущению (1.10), не требуется знания трудно определяемой а осх для обводненной зоны пласта и установления зависимости ее изменения во времени. Уравнение (1.11) обеспечивает высокую точность при прогнозных расчетах до отбора из залежи 50% и более от начальных запасов газа в пласте. При больших отборах необходимо использовать уравнения (1.8) и (1.9).
В ряде случаев, при значительной неоднородности пласта по коллекторским свойствам, в обводненной зоне может оставаться газ в виде макрозащемленных объемов. Тогда при анализе разработки в уравнении материального баланса его необходимо учитывать. В прогнозных же расчетах весьма затруднительно заранее учесть возможность формирования макрозащемленных объемов газа. Строго говоря, их не следует допускать в принципе, предпринимая соответствующие меры по регулированию системы разработки.
3.3 Учет отдельных факторов в материальном балансе залежи
Теория и практика разработки месторождений природных газов приводят к необходимости учета в уравнении материального баланса некоторых процессов, проходящих в продуктивном пласте при снижении давления.
Учет ретроградных явлений в пласте
При разработке газоконденсатной залежи в пласте выпадает конденсат. Поэтому начальная масса М н газоконденсатной смеси в пласте равняется сумме текущей массы M(t) газоконденсатной системы в пласте, массы M к (t) выпавшего в пласте сырого конденсата к моменту t и массы добытого M доб (t) пластового газа к моменту t , т.е.
М н = M (t ) + M к (t ) + M доб (t ) (1.12)
Поступая аналогично предыдущим случаям, получаем следующее уравнение для газоконденсатной залежи применительно к газовому режиму:
Ώ н р н Т ст ρ гн / p ат z н Т пл =[Ώ н -ΔΏ()](t ) Т ст ρ г ()/ z () p ат Т пл + +ΔΏ() ρ к ()+ M доб (t ) (1.13)
Здесь Ώ н, ΔΏ() - соответственно начальный газонасыщенный поровый объем залежи и объем пор пласта, занятых выпавшим сырым конденсатом к моменту t ; р н , (t) - начальное и текущее среднее пластовые давления, взвешенные соответственно по поровым объемам Ώ н и Ώ н -ΔΏ(); z н,z() - коэффициенты сверхсжимаемости газоконденсатной системы при температуре Т пл и соответственно при давлениях р н и (t); ρ гн, ρ г () - соответственно плотность пластового газа начального и текущего состава, приведенные к р аг и Т ст; ρ к () - плотность выпавшего в пласте сырого конденсата на момент t , приведенная к давлению (t) и температуре Т пл .
При определении массы добытого пластового газа к моменту t используется следующее рекуррентное соотношение:
M доб (t ) = M доб (t - Δ t ) +{ Q доб сг (t )β[ (t )]- Q доб сг (t - Δ t )β[ (t - Δ t )]}{ ρ г [ (t )]+ + ρ г [ (t - Δ t )]} (1.14)
Здесь M доб (t - Δt) - масса добытого пластового газа на момент t - Δt; Q доб сг (t - Δt) , Q доб сг (t) - добытые количества сухого газа на моменты t - Δt и t соответственно, приведенные к р ат и Т ст ; Δt - шаг по времени; β() - объемный коэффициент перевода сухого газа в пластовый газ при стандартных условиях, β = Q доб пл г / Q доб сг.
Деформационные изменения в продуктивном пласте
Лабораторные эксперименты с образцами керна показывают, что при снижении внутрипорового (пластового) давления уменьшаются коэффициенты пористости и проницаемости. Проницаемость карбонатных коллекторов в значительной мере трещинная. Она особенно чувствительна к изменениям давления в призабойной зоне или отдаленных областях пласта.
Результаты экспериментов показывают, что зависимость коэффициента пористости от давления обычно экспоненциальная:
m = m 0 ехр[-а m (p н - р)]
Здесь m 0 - коэффициент пористости при р н; а m - коэффициент сжимаемости пор, 1/МПа.
Тогда нетрудно видеть, что уравнение материального баланса для газовой залежи с деформируемым коллектором записывается в виде (при принятии = 1)
(t ) ехр[-а m (p н - (t ) )]/ z [ (t )]= р н / z н - p ат Q доб (t )Т пл / Ώ н Т ст (1.15)
Оценки показывают допустимость применения уравнения (1.15) при высоких коэффициентах газонасыщенности а (при ≥0,8).
При деформации пласта - коллектора коэффициент газонасыщенности изменяется, во-первых, вследствие уменьшения порового объема залежи и, во-вторых, по причине расширения остаточной воды. Обозначим текущий коэффициент газонасыщенности пласта через. Тогда уравнение материального баланса представляется следующим образом:
(t )[(t )] ехр[-а m (p н - (t ) )] / z [ (t )]= р н / z н - p ат Q доб (t )Т пл / / Ώ н Т ст
Здесь [(t )]= 1-(1- ) ехр[(а m + β ж )(p н - (t ) )]; β ж - коэффициент объемной упругости жидкости.
Влияние деформации пласта-коллектора на зависимость / z ()= f (Q доб (t )) проиллюстрировано на рис. 2.17. При этом запасы газа в рассматриваемом пласте Q зап =100 млрд.м 3 , а р н = 30 МПа. Содержание метана в газе 98%, пластовая температура 323К, = 1.
Значение а m = 10 -2 1/МПа (для сопоставления отметим, что в случае гранулярного коллектора a m ≈ 10 -3 1/МПа).
Итак, вследствие деформации продуктивного коллектора зависимость / z ()= f (Q доб (t )) (линия 2) располагается выше соответствующей зависимости при отсутствии деформации (линия 1), что объясняется уменьшением во времени порового объема залежи. При = 0 линии 1 и 2 сходятся в одну точку, так как независимо от того, деформируемый ли пласт или нет, добытое количество газа к моменту, когда = 0, должно равняться начальным запасам газа в пласте. Если проэкстраполировать начальный участок зависимости / z ()= f (Q доб (t )) до оси абсцисс (линия 3), то оцениванием завышенные начальные запасы газа в пласте.
4.Примеры числовых расчетов и графических решений
Многие задачи неустановившейся фильтрации газа решаются приближенно по методу последовательной смены стационарных состояний с привлечением уравнения материального баланса газа.
4.1 Решение задачи о притоке газа к скважине методом последовательной смены стационарных состояний
Отметим, что метод ПССС основан на следующих предпосылках:
в каждый момент времени существует конечная возмущенная область, в которой происходит движение газа к скважине;
движение газа внутри возмущенной области стационарно;
размер возмущенной области определяется из уравнения материального баланса.
Рассмотрим решение задачи (методом ПССС) о притоке газа к скважине с постоянным дебитом Q АТ; радиус скважины r C .
В любой момент времени возмущенной областью является круговая область радиусом R (t) , внутри которой давление распределяется по стационарному закону (6.26)
Вне возмущенной области давление равно начальному (невозмущенное состояние):
Р = Р К, r > R (t). (8.16)
Для возмущенной зоны можно записать выражение дебита по формуле (6.28) для стационарной фильтрации:
Заметим, что в нашей задаче (при Q АТ = const) забойное давление Р С = Р С (t).
Для дальнейших выводов выделим из (8.17) отношение:
и подставим в формулу (8.15). Получим:
Для нахождение R (t) составим уравнение материального баланса.
Начальный запас газа (при Р = Р К) в зоне пласта радиусом R (t)
Текущий запас газа выразим через средневзвешенное давление:
где определяется по формуле (6.30) установившейся фильтрации
Так как отбор происходит с постоянным дебитом Q АТ, то отобранная масса газа к моменту t равна. Следовательно
или с учетом (8.19) и (8.20), имеем
Подставляя в (8.22) выражения (8.21) для и (8.17) для Q АТ , получим
Для значений времени, для которых имеем
Зная закон движения границы возмущенной области в виде (8.23) или (8.24), можно найти давление в любой точке возмущенной зоны пласта и на забое скважины по формуле (8.18)
Формула (8.25) и (8.26) пригодны как для бесконечного пласта, так и для конечного открытого или закрытого пластов радиусом. В последнем случае они годятся только для первой фазы движения, пока воронка депрессии не достигнет границы пласта, т.е. для.
Изменение давления во второй фазе зависит от типа газового пласта. Если он закрыт, то давление будет продолжать снижаться во всем пласте, включая границу.
Если он открытый (Р = Р К при r = R K), т.е. режим водонапорный, то во второй фазе установится стационарный режим с постоянной депрессией
(Р К - Р С), где
Приближенное решение задачи об отборе газа из замкнутого пласта
Рассмотрим задачу об отборе газа из замкнутой круговой залежи радиусом R К. В центре залежи находится скважина радиусом r С. До вскрытия пласта скважиной давление во всей залежи было Р К.
Рассмотрим две задачи:
отбор газа с постоянным дебитом (Q АТ = const);
отбор газа с сохранением давления на скважине (P C = const).
В первой задаче нас интересует падение давления на границе пласта и на забое скважин.
Во второй задаче – падение давления на границе и падение дебита Q(t).
Обе задачи решаем методом ПССС, т.е. с применением законов стационарной фильтрации газа и уравнения истощения газовой залежи. Это уравнение – уравнение материального баланса – заключается в том, что количество газа, извлеченного из пласта за некоторый промежуток времени, равно уменьшению запасов газа в пласте. Так как пласт замкнут, то запасы ограничены и не пополняются извне.
Выведем это уравнение.
Если - плотность идеального газа, соответствующая усредненному давлению в пласте; V пор - объем порового пространства пласта, принимаемый постоянным; то уменьшение запасов газа за бесконечно малый промежуток времени запишется в виде
Отобранная масса газа за тот же промежуток времени будет равна
Приравнивая (8.28) и (8.29), получим дифференциальное уравнение истощения газовой залежи
Ранее было показано, что средневзвешенное давление при плоскорадиальной фильтрации газа мало отличается от контурного Р К (в нашем случае Р К – давление на границе замкнутого пласта). Поэтому можно принять и заменяем в (8.30) на:
Теперь рассмотрим случай первый: Q AT = const .
Интегрируем это уравнение, учитывая, что при t = 0 Р = Р Н; получаем
т. е. давление на границе пласта меняется по линейному закону с течением времени (рис.54).
Для определения закона изменения забойного давления с течением времени, запишем формулу для дебита скважины
и выразим из нее забойное давление
Отсюда с учетом выражения (8.33) для Р К находим
График изменения Р С (t) по (8.36) показан на рис.54.
Рис. 54 Рис. 55
Рассмотрим второй случай: Р С = const .
Для определения зависимости Р К от t подставим выражение для дебита (8.34) в уравнение (8.31) и разделим переменные
Обозначим и интегрируя от 0 до t и от Р Н до Р К, получим
Задаваясь различными значениями давления Р К на границе залежи, начиная от Р Н и меньшими, можно найти соответствующие значения времени разработки залежи. Подставляя заданные значения Р К в формулу (8.34), определяем дебиты в эти же моменты времени t. Графики Р К (t) и Q AT (t) для этого случая приведены на рис.55.
Примеры решения задач
5.Практическое использование полученных результатов
Материальный баланс газовой залежи- отражает закон сохранения массы применительно к газовой (газоконденсатной, газогидратной) залежи. При разработке месторождения в условиях газового режима материальный баланс газовой залежи записывается в следующем виде:
М н = М ост (t) + М доб (t), где
М н -
начальная масса газа в пласте;
М ост (t)
- оставшаяся в пласте масса газа к
моменту времени t;
М доб (t) -
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 М обв (t)
- масса газа, оставшаяся в обводнённой
зоне пласта к моменту времени t, т.е.
М н = М обв (t) + М ост (t) + М доб (t).
Уравнение применяется при проведении
прогнозных расчётов, а также используется
для уточнения коллекторских свойств
водонапорного бассейна.
Материальным балансом газовой залежи
учитывается деформация продуктивного
коллектора (изменение коэффициента
пористости, 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).
В данной курсовой работе я рассмотрел применение уравнения материального баланса при фильтрации газа для решения вопроса подсчета запасов газа методом падения пластового давления (для газового и водонапорного режимов), а также методы решения задач фильтрации газа с помощью уравнения материального баланса (метод последовательной смены стационарных состояний и приближенное решение задачи об отборе газа из замкнутого пласта соответственно).
Уравнение материального баланса является теоретической основой подсчета запасов газа методом падения пластового давления. Этот метод позволяет оценить текущие извлекаемые запасы газа на момент его применения в зоне, вовлеченной в разработку, и, в первую очередь, из высокопроницаемых пропластков. Вовлечение в разработку низкопроницаемых пропластков по этой методике учитывается в неявной форме. Поэтому по методу падения пластового давления определяются запасы, когда неизвестно, из каких пропластков эти запасы, с какими фильтрационными и емкостными параметрами и когда включились или включатся в разработку эти пропластки. Определяемые методом падения пластового давления запасы в целом зависят от: геометрии (размеров) дренируемой зоны; фильтрационных и емкостных параметров пропластков; параметра анизотропии; запасов упругих сил водоносного бассейна; степени вторжения подошвенной или контурной вод в газовую залежь; темпа отбора газа из месторождения; размещения и числа скважин и др.
Точность определения запасов газа этим методом зависит от режима залежи. Практически идеальную точность определения запасов газа этим методом можно гарантировать при полном вовлечении в разработку залежи, имеющей газовый режим и однородной по емкостным и фильтрационным параметрам. Как правило, на газовых и газоконденсатных месторождениях имеют место два режима: газовый и водонапорный. В условиях сравнительно интенсивного вторжения воды в газовую залежь точность определения запасов газа снижается из-за отсутствия информации о количестве вторгшейся воды в газовую залежь и изменения давления газа в газовой части залежи. Количество вторгшейся в газовую залежь воды зависит от разности давлений в газоносной и водоносной частях залежи, параметров пласта и упругих запасов водоносного бассейна. В начальной стадии разработки разница в давлениях не велика, и темп падения пластового давления в газовой части близок к темпу газового режима.
При подсчете запасов газа методом падения пластового давления усредняется практически только один параметр - пластовое давление по площади и при значительной толщине залежи - и по толщине. Очень существенно влияют на запасы газа по этому методу вторжение воды в залежь (не на начальной стадии разработки), перетоки газа и ввод новых скважин или группы скважин в разработку в зоне, уже вовлеченной в разработку.
Метод падения пластового давления в одинаковой степени применим для отдельных скважин, кустов, установок комплексной подготовки газа, но с одновременным по всем скважинам, кустам и УКПГ измерением давления и отбором газа с последующим суммированием полученных удельных запасов газа по залежи.
7. Список используемой литературы
1. Басниев К.С., Власов А.М., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика: Учебник для вузов. – М., Недра, 1986.
2. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений, М.: «Струна», - 1998.
3. Чарный И. А. Основы подземной гидравлики, М., Гостоптехиздат, 1956.
4.Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений. - М.: Недра, 1987.
5. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. М., Недра, 1973.
6. Евдокимова В.А., Кочина И.Н. Сборник задач по подземной гидравлике. – М., Недра, 1979.
Федеральное агентство по образованию
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РФ
ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ
ВЫСШЕГО ПРОФЕССИАНАЛЬНОГО ОБРАЗОВАНИЯ
ФИЛИАЛ УФИМСКОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО НЕФТЯНОГО
ТЕХНИЧЕСКОГО УНИВЕРСИТЕТА В Г.ОКТЯБРЬСКОМ
Кафедра РРНГМ
Курсовая работа
по дисциплине: «Подземная гидромеханика»
тема: «Методы решения задач фильтрации газа с помощью уравнения материального баланса»
Вариант №70
|
А.А. Прокофьев |
||||
|
Л.В. Петрова |
C одержание
1. Введение 3
2. Цель и задачи курсовой работы 4
3. Краткая теория по теме курсовой работы 5
3.1 Уравнение материального баланса при газовом режиме залежи 5
3.2 Уравнение материального баланса при водонапорном режиме залежи 7
3.3 Учет отдельных факторов в материальном балансе залежи 8
4.Примеры числовых расчетов и графических решений 12
4.1 Решение задачи о притоке газа к скважине методом последовательной смены стационарных состояний 12
Изучение и анализ производства медного купороса
Дипломная работа >> Химия... газ или другое горючее, необходимое в ходе данного метода ... фильтрации лежит принцип разделения неоднородных сред при помощи ... решение не может быть использовано для осушествления поставленной задачи ... значения параметров. Уравнение материального баланса ύ0iρ0i ...
Коллекторские свойства горных пород (1)
Практическая работа >> ГеографияВ случае фильтрации газа это условие... для решения многих задач . - ... на основе уравнения материального баланса , записанного для... и L оцениваются и уточняются методом последовательных проб и приближений. Рассмотрим... химическим способом с помощью добавления соды...
Технологический процесс при производстве ударопрочного полистирола
Дипломная работа >> Промышленность, производство... задач производства полиформальдегида (гомополимераа) является получение конечного продукта заданного качества с минимальными материальными ... величины. С помощью переменной j отмечают...). Погрешность этого метода фильтрации определяется путем подстановки...
Приближенное решение задачи об отборе газа из замкнутого пласта 14
решения задачи оперативного управления определяются натуральные показатели оборачиваемости групп материальных ресурсов по...
Характер разработки залежи может быть определен заранее с помощью уравнения материального баланса , учитывающего такие переменные факторы, как объемы пластовых флюидов, пластовые давления и температуры, сжимаемость, товарные объемы нефти и газа и степень продвижения воды в залежь. Правильнее было бы сказать, что это целый комплекс уравнений , с помощью которого инженер-промысловик может рассчитать объемы нефти, газа и законтурной воды в пласте и предсказать характер и величины изменений этих объемов в будущем. Но их рассмотрение выходит за рамки данной книги. Следует лишь твердо помнить, что нефтегазоносный пласт характеризуется многими взаимосвязанными переменными факторами и что изменение одного из них может оказаться закономерной причиной изменения других факторов. Точность прогнозирования таких изменений зависит от точности используемых данных при решении уравнений с различными переменными. На основе данных о предшествующей разработке залежи можно сделать достаточно объективные количественные или полуколичественные прогнозы относительно поведения этой залежи в будущем.
Знание физических законов, на которых основано уравнение материального баланса, позволяет производить переоценку некоторых представлений, сложившихся в начальный период разработки залежи. Например, если пластовое давление в процессе разработки снижается медленнее, чем предполагалось по предварительным расчетам, то это свидетельствует о каком-то дополнительном источнике питания пласта. Так, на месторождении Мара в западной Венесуэле характер добычи нефти из продуктивного пласта в меловых отложениях не соответствовал уравнению материального баланса. Исследования показали, что эта залежь дополнительно подпитывалась из залежи в фундаменте (см. стр. 125 и фиг. 6-31). Если обнаруживается, что в какой-то части залежи пластовое давление и дебиты скважин поддерживаются на высоком уровне, несмотря на их общее снижение на всей остальной площади залежи, то это может служрггь указанием на возможность существования еще не разведанных участков месторождения и, таким образом, привести к открытию новых значительных запасов нефти .
Федеральное агентство по образованию Федеральное государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Новгородский государственный университет им. Ярослава Мудрого Факультет естественных наук и природных ресурсов Кафедра химии и экологии ОСНОВЫ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА Методическое пособие Великий Новгород 2006 2 Грошева Л. П. Основы материального баланса Методическое пособие /Новгородский государственный университет. Методическое пособие предназначено для студентов специальности «Химическая технология неорганических веществ» и «Химия», обучающихся технологическим расчетам и выполняющих курсовые и дипломные работы по технологии минеральных удобрений и солей. В методическом пособии рассмотрены расчет количества и состава технических продуктов, стехиометрические расчеты, приведены уравнения материального баланса. Даны контрольные задания для выполнения. © Новгородский государственный университет, 2006 © Грошева Л.П., 2006 2 3 Содержание ВВЕДЕНИЕ.................................................................................................................. 4 1 РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА И СОСТАВА ТЕХНИЧЕСКИХ ПРОДУКТОВ........ 5 2 СТЕХИОМЕТРИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ................................................................... 6 3 УРАВНЕНИЕ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА................................................... 7 4 ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ.......................................................................................... 9 4.1 Расчет расходных коэффициентов................................................................... 9 4.2 Составление материальных балансов необратимых химико- технологических процессов.................................................................................. 11 КОНТРОЛЬНЫЕ ЗАДАНИЯ................................................................................... 14 3 4 ВВЕДЕНИЕ Прежде чем приступить к конструированию какого-либо аппарата, необходимо произвести подробный технохимический расчет всего процесса производства или той его части, которая непосредственно связана с конструируемым аппаратом. В основу любого технохимического расчета положены два основных закона: 1)закон сохранения массы вещества и 2) закон сохранения энергии. На первом из этих законов базируется всякий материальный расчет. Закон сохранения масс веществ заключается в том, что во всякой замкнутой системе масса вещества остается постоянной, независимо от того, какие изменения претерпевают вещества в этой системе. Применительно к расчету материального баланса какого-либо процесса производства этот закон принимает следующую простую формулировку: масса исходных продуктов процесса должна быть равна массе его конечных продуктов. Следовательно, когда производится материальный расчет процесса, необходимо учитывать массу каждого компонента, поступающего в данный аппарат (приход) и массу каждого компонента, уходящего из аппарата (расход). Сумма приходов компонентов должна быть равна сумме расхода, независимо от состава продукта при поступлении и выходе, т.е. независимо от того, каким изменениям они подверглись в данном аппарате. Основная задача данного пособия ознакомить студентов с основами расчета материального баланса. 4 5 1 РАСЧЕТ КОЛИЧЕСТВА И СОСТАВА ТЕХНИЧЕСКИХ ПРОДУКТОВ В промышленной практике довольно часто приходится иметь дело с вычислениями количественных соотношений между компонентами начальных и конечных продуктов производства, в основе которого лежат физические процессы. При этих процессах не образуется новых компонентов, а только происходят изменения состава продуктов, которые подвергаются обработке или хранению при определенных условиях. Поэтому, составляя материальный баланс этих процессов, следует иметь в виду, что в приходной и расходной его частях участвуют одни и те же компоненты, но только в различных количественных соотношениях. Пример 1. Влажность 125 т каменного угля при его хранении на складе изменилась с 6.5% до 4.2%. Определить, насколько изменился вес угля. Решение. Вес влаги в первоначальном количестве угля равен 125 * 0.065 = 8.125т. Вес сухого угля 125 – 8.125 =116.875 т. Вес угля при содержании в нем 4.2% влаги, составит 116.875/(1.0 –0.042) =122.0 т. Таким образом, 125 т угля за счет уменьшения влажности потеряли в весе 125 –112 –3 т. Пример 2. На кристаллизацию поступает 10 т насыщенного водного раствора хлористого калия при 1000С. Во время кристаллизации раствор охлаждается до 200С. Определить выход кристаллов хлористого калия, если растворимость его при 1000С составляет 56.7 г, а при 200С –34 г на 100 г воды. Решение. Обозначим вес кристаллов КСl через G. Начальная концентрация раствора хлористого калия С нач. = 56.7 * 100/56.7 + 100 = 36.2%, конечная концентрация его С кон = 34.0 * 100/34.0 + 100 = 25.4%. Приход: Вес КСl в 10 т начального раствора при 1000С …………0.362*10 =3.62 т Расход: Вес кристаллов хлористого калия……………………….. Gm. Вес маточного раствора………………………………..…(10 – Gm) Вес КСl в маточном растворе при 200С ………………….0.254 *(10 – Gm) Отсюда имеем 3.62 = G + 0.254 * (10 – Gm) Решая это уравнение, получим G = 1.45 т. 5 6 Пример 3. Свежедобытый торф имел состав (в %): влага…85.2, кокс…5.2, летучие…8.8, зола…0.8. Подсчитать состав торфа после сушки. Решение. В 100 кг свежедобытого торфа содержалось 8ю8 +5.2 +0.8 =14.8 кг летучих, кокса и золы. Отсюда состав безводного торфа следующий (в %): Летучие….8.8 /*100 /14.8 = 59.5 Кокс……...5.2 * 100/14.8 = 35.1 Зола………0.8 *100 /14.8 = 5.4 В пересчете на воздушно-сухой торф (с 10% влаги) это составит: Летучие….(100 –10) *0.595 = 53.5 кг или 53.5% Кокс……...(100 –10)) –0.351 = 31.6 кг или 31.6% Зола………(100 –10) * 0.054 = 4.9 кг или 4.9% Влага……...10 кг или 10% . всего 100 кг или 100% 2 СТЕХИОМЕТРИЧЕСКИЕ РАСЧЕТЫ Расчеты технологических процессов, в результате которых происходит химическое изменение вещества, основаны на стехиометрических законах: законе постоянства состава и законе кратных отношений, которые выражают собой взаимное отношение атомов и молекул при их химическом взаимодействии друг с другом. Согласно закону постоянства состава, любое вещество, какими бы способами его не получали, имеет вполне определенный состав. Закон кратных отношений состоит в том, что при образовании какого- либо простого или сложного вещества элементы в молекулу последнего входят в количествах, равных или кратных их атомному весу. Если же отнести этот закон к объемам, вступающих в реакцию веществ, то он примет следующую формулировку: если вещества вступают в химическую реакцию в газообразном состоянии, то они при одинаковых условиях (Р и Т) могут соединяться только в объемах, которые соотносятся между собой как целые числа. Пример 3. Химический анализ природного известняка показал следующее. Из навески известняка 1.0312 г путем ее растворения, последующего осаждения иона Са+2 щавелевокислым аммонием и прокаливанием осадка СаС2О4 получено 0.5384 г СаО, а из навески 0.3220 г путем разложения кислотой получено 68.5 см3 СО2 (приведенных к нормальным условиям). Подсчитать содержание углекислого кальция и магния в известняке, если весь кальций в нем находится только в виде СаСО3, а угольная кислота – в виде карбонатов кальция и магния. Решение. Мол. в. СаО равен 56.08, СО2 – 44, СаСО3 – 100.1, МgСО3 –84.32. Мол. объем СО2 равен 22.26 л/моль (22260см3/моль). По данным анализа из 100 г природного известняка получено: 6 7 0.5384 * 100/1.0312 * 56.08 = 0.931 мол СаО; 68.5 * 100/0.3220 * 22260 = 0.956 мол СО2. Отсюда следует, что в 100 г известняка содержится 0.931 мол, или 0.931*100.1 = 93.2 г СаСО3. На это количество СаСО3 выделится при разложении 0.931 мол СО2.. Остальные (0.956 – 0.931) = 0.025 моль СО2. связаны в известняке в виде МgСО3. Следовательно, в 100 г известняка содержится 0.025*24.32 = 2.1 г МgСО3. Таким образом, природный известняк содержит: 93.2% СаСО3, 2.1% МgСО3 и 4.7% пустой породы. 3 УРАВНЕНИЕ МАТЕРИАЛЬНОГО БАЛАНСА Материальный баланс любого технологического процесса или части его составляется на основании закона сохранения веса (массы) вещества: ΣGисх = ΣGкон, (3.1) где ΣGисх – сумма весов (масс) исходных продуктов процесса; ΣGкон – сумма весов (масс) конечных продуктов процесса в тех же единицах измерения. Таким образом, если в какой-либо аппарат или технологический узел поступает GА кг продукта А, GВ кг продукта В и т.д., а в результате переработки их получается GС кг продукта С, GД кг продукта Д и т.д., а также если в конечных продуктах остается часть начальных продуктов А (GА кг), В (GВ кг) и т.д., то при этом должно сохраниться равенство GА + GВ +….= GА" + GВ" + GС + GД +….+ΔG, (3.1а) где ΔG –производственные потери продукта. Определение массы вводимых компонентов и полученных продуктов производится отдельно для твердой, жидкой и газообразных фаз согласно уравнению Gг + Gж + Gт.= Gг" + Gж" + G"т (3.1б) В процессе не всегда присутствуют все фазы, в одной фазе может содержаться несколько веществ, что приводит к упрощению или усложнению уравнения (3.1). При составлении полного баланса обычно решают систему уравнений (3.1) с несколькими неизвестными. При этом могут быть использованы соответствующие формулы для определения равновесного и фактического выхода продукта, скорости процесса и т. д. Теоретический материальный баланс рассчитывается на основе стехиометрического уравнения реакции и молекулярной массы компонентов. Практический материальный баланс учитывает состав исходного сырья и готовой продукции, избыток одного из компонентов сырья, степень превращения, потери сырья и готового продукта и т. п. 7 8 Из данных материального баланса можно найти расход сырья и вспомогательных материалов на заданную мощность аппарата, цеха, себестоимость продукта, выходы продукта, объем реакционной зоны, число реакторов, производственные потери. На основе материального баланса составляют тепловой баланс, позволяющий определить потребность в топливе, величину теплообменных поверхностей, расход теплоты или хладоагентов. Результаты этих подсчетов обычно сводят в таблицу материального баланса. Типовая таблица материального баланса Приход Расход Статья прихода Количество, кг Статья расхода Количество, кг Продукт А GА Продукт А GА Продукт В GВ (остаток) Продукт В GВ (остаток) Продукт С GС Продукт Д GД Производственные ΔG потери Итого G Итого G Расчеты выполняю обычно в единицах массы (кг, т), можно расчет вести в молях. Только для газовых реакций, идущих без изменения объема, в некоторых случаях возможно ограничиться составления баланса в м3. Материальный баланс составляется (в зависимости от условий и задания) на единицу (1 кг, 1 кмоль и т. п.) или на 100 единиц (100 кг) или на 1000 единиц (1000 кг) массы основного сырья или продукта. Очень часто баланс составляется на массовый поток в единицу времени (кг/сек), а иногда на поток, поступающий в аппарат в целом. Расходные коэффициенты – величины, характеризующие расход различных видов сырья, воды, топлива, электроэнергии, пара на единицу вырабатываемой продукции. При конструировании аппаратов и определении параметров технологического режима задаются также условия, при которых рационально сочетаются высокая интенсивность и производительность процесса с высоким качеством продукции и возможно более низкой себестоимостью. Себестоимостью называется денежное выражение затрат данного предприятия на изготовления и сбыт продукции. Для составления калькуляции себестоимости, т. е. расчета затрат на единицу продукции – определяют статьи расхода и в том числе расходные коэффициенты по сырью, материалам, топливу, энергии и с учетом цен на них рассчитывают калькуляцию. На практике обычно, чем меньше расходные коэффициенты, тем экономичнее процесс и соответственно тем меньше себестоимость продукции. Особенно большое значение имеют расходные коэффициенты по сырью, поскольку для 8 9 большинства химических производств 60–70% себестоимости приходится на эту статью. Для расчета расходных коэффициентов необходимо знать все стадии технологического процесса, в результате осуществления которых происходит превращение исходного сырья в готовый продукт. Теоретические расходные коэффициенты Ат учитывают стехиометрические соотношения, по которым происходит превращение исходных веществ в целевой продукт. Практические расходные коэффициенты Апр, кроме этого, учитывают производственные потери на всех стадиях процесса, а также побочные реакции, если они имеют место. Расходные коэффициенты для одного и того же продукта зависят от состава исходных материалов и могут значительно отличаться друг от друга. 4 ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ 4.1 Расчет расходных коэффициентов Пример 1. Определить теоретические расходные коэффициенты для следующих железных руд в процессе выплавки чугуна, содержащего 92% Fе, при условии, что руды не содержат пустой породы и примесей: М Шпатовый железняк FеСО3 ……………………………115.8 Лимонит 2 Fе2О3 *3Н2О………………………………...373 Гетит 2 Fе2О3 *2Н2О…………………………………….355 Красный железняк Fе2О3………………………………..159.7 Магнитный железняк Fе3О4…………………………….231.5 М – молекулярная масса. Решение. FеСО3 Из 1 кмоль FеСО3 можно получить 1 кмоль Fе или из 115.8 кг FеСО3 – 55.9 кг Fе. Отсюда для получения 1 т чугуна с содержанием Fе= 92% (масс) необходимо 1 * 0.92 * 115.8/ 4 * 55.9 = 1.9 т Аналогично находим значения теоретических расходных коэффициентов для других руд: 2 Fе2О3*3Н2О 1*0.92*355/4* 55.9 = 1.45 т 2 Fе2О3*2Н2О 1*0.92*159.7 /255.9 = 1.33 т Fе3О4 1*0.92*231.5 /3 *55.9 = 1.28 т. 9 10 Пример 2. Определить количество аммиака, требуемое для производства 100000 т в год азотной кислоты и расход воздуха на окисление аммиака (м3/ч), если цех работает 355 дней в году, выход оксида азотах х1 = 0.97, степень абсорбции х2 = 0.92, а содержание аммиака в сухой аммиачно-воздушной смеси – 7.13%. Решение. Окисление аммиака является первой стадией получения азотной кислоты из аммиака. По этому методу аммиака окисляется кислородом воздуха в присутствии платинового катализатора при 800-9000С до оксидов азота. Затем, полученный оксид азота окисляется до диоксида азота, а последний поглощается водой с образованием азотной кислоты. Схематично процесс можно изобразить следующим уравнением 4NН3 + 5О2 = 4NО + 6Н2О 2NО + О2 = 2NО2 2NО2 + Н2О = 2НNО3 + NО Для материальных расчетов можно в первом приближении записать суммарное уравнение этих трех стадий в виде NН3 + 2О2 = НNО3 + Н2О Мол. масса NН3 – 17, НNО3 – 63. Необходимое количество аммиака для получения 100000 т НNО3 с учетом степени окисления и степени абсорбции составит 100000 * 17/63 * 0.97 * 0.92 = 30300 т Расход аммиака составит 1000 * 30300/355 * 24 = 3560 кг/ч Объем аммиака составит 3560 * 22.4/17 = 4680м3 Расход воздуха (м3/ч), требуемый для окисления (в составе аммиачно- воздушной смеси) будет равен 4680·(100 – 11.5)/11.5 = 36000м3 где 11.5 – содержание аммиака в смеси (%об.), т. е. (7.13/17) * 100/(7.13/17) + (92.87/29) = 11.5 10
Материальный баланс газовой залежи - отражает закон сохранения массы применительно к газовой (газоконденсатной, газогидратной) залежи. При разработке месторождения в условиях газового режима материальный баланс газовой залежи записывается в следующем виде:
Мн = М(t) + Мдоб(t), где
Мн - начальная масса газа в пласте;
М(t) - оставшаяся в пласте масса газа к моменту времени t;
Мдоб - 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.
Мн = М(t) + Мост(t) + Мдоб(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 коэффициента пористости, 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).
Вопрос №6 Характерные особенности проявления и установление режима разработки газовой залежи.
Под режимом газовой залежи или режимом работы пласта понимают проявления доминирующей формы пластовой энергии, вызывающей движение газа в пласте и обусловливающей приток газа к скважинам в процессе разработки залежи. На газовых месторождениях в основном проявляются газовый и водонапорный режимы.
Режим существенно влияет на разработку залежи и наряду с другими факторами определяет основные условия эксплуатации, к которым, например, относятся темп падения давления и дебитов газа, обводнение скважин и т. п.
Режим работы залежи зависит от геологического строения залежи; гидрогеологических условий, ее размеров и протяженности водонапорной системы; (физических свойств и неоднородности газовых коллекторов; темпа отбора газа из залежи; используемых методов поддержания пластового давления (для газоконденсатных месторождений).
Газовый режим (режим расширяющегося газа).При газовом режиме газонасыщенность пористой среды в процессе разработки не меняется, основным источником энергии, способствующим движению газа в системе пласт - газопровод, является давление, создаваемое расширяющимся газом. На глубокозалегающих газовых месторождениях незначительное влияние может оказать упругость газоносного коллектора. Этот режим проявляется в том случае, если отсутствуют пластовые воды или если они практически не продвигаются в газовую залежь при снижении давления в процессе разработки.
Водонапорный режим. Основной источник пластовой энергии при этом режиме работы газовой залежи - напор краевых (подошвенных) вод. Водонапорный режим подразделяется на упругий и жесткий.
Упругий режим связан с упругими силами воды и породы. Жесткий режим газовой залежи связан с наличием активных пластовых вод и характеризуется тем, что при эксплуатации в газовую залежь поступают подошвенные или краевые воды, в результате чего не только уменьшается объем пласта, занятого газом, но и полностью восстанавливается пластовое давление.
На практике месторождения, как правило, разрабатываются при газоводонапорном (упруговодонапорном) режиме. В этом случае газ в пласте продвигается в результате его расширения и действия напора воды. Причем количество воды, внедряющейся за счет расширения газа, значительно меньше того количества, которое необходимо для полного восстановления давления. Главным условием продвижения воды в залежь является связь ее газовой части с водоносной. Продвижение воды может привести к обводнению скважин. Это следует учитывать при расположении скважин по площади и при проектировании глубины забоя новых добывающих скважин.
При упруговодонапорном режиме вода внедряется в разрабатываемую газовую залежь за счет падения давления в системе и связанного с этим расширения пород пласта, а также самой воды.
Газовые залежи с водонапорным режимом, в которых полностью восстанавливается давление при эксплуатации, встречаются довольно редко. Обычно при водонапорном режиме давление восстанавливается частично, т. е. пластовое давление при эксплуатации понижается, но темп понижения более медленный, чем при газовом режиме.
В большинстве своем газовые месторождения в начальный период разрабатываются по газовому режиму. Проявление водонапорного режима обычно замечается, но не сразу, а после отбора из залежи 20-50% запасов газа. На практике встречаются также исключения из этого правила, например, для мелких газовых месторождений, водонапорный режим может проявляться практически сразу после начала эксплуатации.
При эксплуатации газоконденсатных месторождений с целью получения наибольшего количества конденсата путем закачки в пласт сухого газа или воды иногда создают искусственный газонапорный или водонапорный режим.
В некоторых случаях на режим работы залежи в многопластовом месторождении могут влиять условия разработки выше или нижележащих горизонтов, например при перетоках газа.
Определение режима работы залежи. До начала разработки газового месторождения можно высказать только общие соображения о возможности проявления того или иного режима. Характер режима устанавливается по данным, полученным при эксплуатации месторождения.
Режим работы залежи можно определять по уравнению материального баланса
где - начальное, текущее и добытое количество газа.
Заменяя в последнем уравнении G через объем W и плотность r газа, а также выражая плотность через давление из обобщенного уравнения состояния, имеем:
, (2.11)
где р н и р т - пластовые средневзвешенные по объему порового пространства залежи абсолютные давления соответственно начальное и текущее; W н,W т - начальный, текущий объемы порового пространства, занятые газом; W в - объем порового пространства, занятый водой (или другим агентом), поступившей в газовую залежь за время, соответствующее снижению давления с р н до р т; Q д - количество газа, добытое из залежи при снижении давления с р н до р т , приведенное к стандартным условиям; z н,z т,z ст - коэффициенты сжимаемости соответственно при начальных, текущих и стандартных условиях (z ст =1), R н,R т,R ст - газовая постоянная при начальных, текущих и стандартных условиях; Т н иТ к - температура в залежки соответственно начальная и текущая;Т ст =293К. Можно считать, что при движении газа в пласте
Так как для чисто газовых месторождений в процессе эксплуатации не происходит изменения состава газа, то
Значение R. может изменяться в процессе эксплуатации газоконденсатных месторождений.
При газовом режиме в уравнении (2.11) W в =0 и W н =W =const. В этом случае уравнение (2.11) перепишется в виде:
где 
Для газоводонапорного режима, при котором отмечается поступление воды в газовый пласт, зависимость (2.20) запишется несколько в другом виде:
Газовый режим работы залежи характеризуется тем, что отношение количества газа Q д, добытого за определенный промежуток времени, к паданию давления в залежи за тот же промежуток времени согласно (2.21) есть величина постоянная:
. (2.14)
Если a в процессе эксплуатации увеличивается, то режим залежи газоводонапорный. В этом случае возможен также приток газа в залежь из других горизонтов. При утечке газа из залежи, количество которого не учитывается, значение a со временем уменьшается.
Для многопластовых место-рождений при перетоке газа из одного горизонта в другой для определения режима работы каждой залежи решают уравнение вида (2.21) или (2.23), в одно из которых добавляют, а из другого вычитают количество перетекшего газа.
Основанием для получения уравнения реактора любого типа является материальный баланс, составленный по одному из компонентов реакционной смеси.
Составим такой баланс по исходному реагенту A при проведении простой необратимой реакции A → R .
В общем виде уравнение материального баланса:
где В А (пр) – количество реагента А , поступающего в единицу времени в тот реакционный объем, для которого составляется баланс;
В А (расх) – количество реагента А , расходуемого в единицу времени в реакционном объеме.
Учитывая, что поступивший в реактор реагент А расходуется в трех направлениях, можно записать:
где В А (х.р) – количество реагента А , вступающее в реакционном объеме в химическую реакцию в единицу времени;
В А (ст) – сток реагента А , т.е. количество реагента А , выходящее из реакционного объема в единицу времени;
В А (нак) – накопление реагента А , т.е. количество реагента А , остающееся в реакционном объеме в неизмененном виде в единицу времени.
С учетом уравнения (3) уравнение (2) записывается в виде:
Разность между В А (пр) и В А (ст) представляет собой количество реагента А , переносимое конвективным потоком В А(конв) :
Принимая это во внимание, уравнение (4) можно записать:
В каждом конкретном случае уравнение материального баланса принимает различную форму.
Баланс может быть составлен
v для единицы объема реакционной массы,
v для бесконечно малого (элементарного) объема,
v а также реактора в целом.
При этом можно рассчитывать материальные потоки,
· проходящие через объем за единицу времени,
· либо относить эти потоки к 1 моль исходного реагента или продукта.
В общем случае , когда концентрация реагента непостоянна в различных точках реактора или непостоянна во времени , материальный баланс составляют в дифференциальной форме для элементарного объема реактора :
где C A – концентрация реагента А в реакционной смеси;
x , y , z – пространственные координаты;
–составляющие скорости потока;
D – коэффициент молекулярной и конвективной диффузии;
r A – скорость химической реакции.
Левая часть уравнения (7) характеризует общее изменение концентрации исходного вещества во времени в элементарном объеме, для которого составляется материальный баланс. Это – накопление вещества А , которому соответствует величина В А (нак) в уравнении (6).
Первая группа членов правой части уравнения (7) отражает А вследствие переноса его реакционной массой в направлении, совпадающем с направлением потока .
Вторая группа членов правой части уравнения (7) отражает изменение концентрации реагента А в элементарном объеме в результате переноса его путем диффузии.
Указанные две группы правой части уравнения характеризуют суммарный перенос вещества в движущейся среде путем конвекции и диффузии. В уравнении (6) им соответствует величина В А(конв) – такой суммарный перенос вещества называют конвективным массообменом, или конвективной диффузией).
И, наконец, член r A показывает изменение концентрации реагента А в элементарном объеме за счет химической реакции . Ему в уравнении (6) соответствует величина В А (х.р.
Применительно к типу реактора и режиму его работы дифференциальное уравнение материального баланса (7) может быть преобразовано, что облегчает его решение.
В том случае, когда параметры процесса постоянны во всем объеме реактора и во времени , нет необходимости составлять баланс в дифференциальной форме. Баланс составляют в конечных величинах , взяв разность значений параметров на входе в реактор и на выходе из него.
Все процессы, протекающие в химических реакторах, подразделяют на:
Стационарные (установившиеся);
Нестационарные (неустановившиеся).
К стационарным относят процессы, при которых в системе или в рассматриваемом элементарном объеме реакционной смеси параметры процесса (например, концентрация реагента А, температура и т.д.) не изменяются во времени, поэтому в реакторах отсутствует накопление вещества (или тепла) и производная от параметра по времени равна нулю.
При нестационарных режимах параметры непостоянны во времени и всегда происходит накопление вещества (тепла).