Газогидратные залежи - презентация, доклад, проект скачать

Нажмите для полного просмотра!

Содержание ▲

Вы можете ознакомиться и скачать презентацию на тему Газогидратные залежи. Доклад-сообщение содержит 12 слайдов. Презентации для любого класса можно скачать бесплатно. Если материал и наш сайт презентаций Mypresentation Вам понравились – поделитесь им с друзьями с помощью социальных кнопок и добавьте в закладки в своем браузере.

Слайды и текст этой презентации

Слайд 1

Описание слайда:

ПРОЕКТИРОВАНИЕ, АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ И ОБУСТРОЙСТВА УГЛЕВОДОРОДНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ ЧАСТЬ 2 ГАЗОВЫЕ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫЕ МЕСТОРОЖДЕНИЯ Лекция №6

Слайд 2

Описание слайда:

Газогидратные залежи. В 1969 г. в комитете по делам изобретений и открытий было зарегистрировано открытие: "Свойство природных газов в определенных термодинамических условиях находиться в земной коре в твердом состоянии и образовывать газогидратные залежи" Васильев В.Г., Ю.Ф. Макагон, Ф.А. Требин и др. В 1970г в опытно - промышленную эксплуатацию было введено Мессояхское газогидратное месторождение. Геолого-геофизическими и промысловыми исследованиями было установлено, что в верхней части месторождения газ находится в гидратном состоянии, в нижней части в газовой фазе. На границах этих двух зон Тпл - равна равновесной температуре гидратообразования. Отбор газа начали осуществлять из нижней части Мессояхского месторождения. При снижении пластового давления в газоносной зоне пласта осуществлялись фазовые превращения на границе газогидратной и газоносной зон и в газогидратной части залежи. Было исследовано три модели процессов, протекающих в залежи подобного типа:

Слайд 3

Описание слайда:

I модель. Предполагается, что гидраты разлагаются по всей газогидратной части залежи (объемный процесс). При этом коэффициент гидратонасыщения уменьшается во времени. I модель. Предполагается, что гидраты разлагаются по всей газогидратной части залежи (объемный процесс). При этом коэффициент гидратонасыщения уменьшается во времени. Образовавшаяся газовая фаза частично поступает к эксплуатационным скважинам, перетекая в нижнюю часть благодаря разности давлений в верхней и нижней зонах продуктивного пласта. II модель. Гидраты разлагаются только на границе раздела газогидратной и газоносной частей залежи. Предполагается контактный механизм разложения гидратов. Принимается (в соответствии с фактом), что отбор газа осуществляется из газоносной зоны залежи. При этом в газогидратной части сохраняются первоначальные пластовые давление и температура, а так же коэффициенты газо - и гидратонасыщенности пласта. Гидрато-содержащий поровый объем уменьшается за счет объема, в котором разложились гидраты. Соответственно на такой же объем возрастает поровой объем газоносной части залежи.

Слайд 4

Описание слайда:

III модель. Учитывается одновременное разложение гидратов в газогидратной части и разложение их на контакте газогидратной и газоносной зон пласта. Предполагается, что газ отбирается из обеих частей залежи, изменяются поровые объемы, снижаются пластовые давление и температура, изменяются коэффициенты газо – и гидратонасыщенности в верхней части залежи, при этом газ перетекает из газогидратной в газоносную часть пласта. III модель. Учитывается одновременное разложение гидратов в газогидратной части и разложение их на контакте газогидратной и газоносной зон пласта. Предполагается, что газ отбирается из обеих частей залежи, изменяются поровые объемы, снижаются пластовые давление и температура, изменяются коэффициенты газо – и гидратонасыщенности в верхней части залежи, при этом газ перетекает из газогидратной в газоносную часть пласта. Рассмотрим балансовые состояния для газогидратной залежи применительно ко 2 модели. Уравнение материального баланса для газоносной зоны пласта в интервале времени t - Δt, t; имеет вид: (1)

Слайд 5

Описание слайда:

где: - плотность газа при давлении , T(t), где: - плотность газа при давлении , T(t), Р и Т – с индексом 1 относятся к газоносной, с индексом 2 – к гидратонасыщенным зонам пласта, Т1(t) – температура в газоносной части в момент t, Т2P(t) – равновесная температура гидратообразования (на границе газоносной и гидратонасыщенных зон пласта), α1, α2 – коэффициенты газонасыщенности газоносной и гидратной частей залежи, Ω1(t) – поровый объём газонасыщенной части залежи в момент времени t, - часть порового объёма, в котором произошло разложение гидратов за интервал времени [t – Δt,t], - добытое количество газа за интервал времени [t – Δt,t]. Для 3-х этих моделей были получены уравнения материального баланса и уравнения теплового баланса. Необходимость уравнений теплового баланса связана с тем, что при разработке газогидратных месторождений фильтрационные процессы в пласте не изотермичны.

Слайд 6

Описание слайда:

С использованием соответствующих балансовых соотношений для указанных 3-х моделей был выполнен прогноз процесса разработки Мессояхского газогидратного месторождения. С использованием соответствующих балансовых соотношений для указанных 3-х моделей был выполнен прогноз процесса разработки Мессояхского газогидратного месторождения.

Слайд 7

Описание слайда:

- объемно - контактный механизм - объемно - контактный механизм - контактный механизм - объемный механизм - для запасов в газонасыщенной части пласта - факт Фактические показатели разработки газогидратные залежи показали, что модель контактного разложения гидратов (2 модель) позволяет наилучшим образом достичь совпадения расчетных и фактических показателей, которые приведены к средним пластовым, давлениям. Для расчетов прогнозных показателей была принята 2-я модель. Газонасыщенный объем залежи на момент прекращения закачки воды Т будет равен , а обводненная толщина – hв(t). После прекращения закачки разработка залежи продолжается в режиме истощения пластовой энергии. Давление падает как в газоносной так и в обводненной зонах пласта. Защемленный газ начинает расширяться. Газоносная часть залежи уменьшается. В момент t (t>Т) толщина обводненной зоны пласта будет равна hв(t).

Слайд 8

Описание слайда:

При заводнении пласта газ в обводненной зоне защемляется при одном и том же давлении и коэффициенте остаточной газонасыщенности αост. При заводнении пласта газ в обводненной зоне защемляется при одном и том же давлении и коэффициенте остаточной газонасыщенности αост. К концу заводнения защемленный газ в обводненной зоне будет находится при среднем давлении , а в момент t (t>Т) при давлении Согласно лабораторным экспериментам защемленный газ приобретает подвижность после снижения давления до 0,65 - 0,75 по сравнению с давлением при котором газ защемился. Или можно принять, что защемленный газ начинает двигаться после того, как коэффициент остаточной газонасыщенности достигает соответствующей величины, которая называется критической Можно принять, что при αост≈ 0,2 , αост.кр. ≈ 0,3. Пока αост < αост.кр масса защемленного газа в обводненной зоне пласта остается неизменной. Справедливо равенство: (4)

Слайд 9

Описание слайда:

При снижении до αост = αост.i, находится соответствующий им объём Ωi. При снижении до αост = αост.i, находится соответствующий им объём Ωi. По зависимости hв=f(αΩ) определяют hв i . Вычисляется соответствующее среднее пластовое давление в залежи . Уравнение материального баланса для газоносной части пласта будет иметь вид: (5) Для рассматриваемого периода, когда αост < αост.кр и задан отбор газа из месторождения во времени Qq=Q(t) легко установить временные зависимости для искомых параметров и используя уравнения (4) и (5). Подстановка в уравнение (4) вместо αост (t) величины αост.кр и использование уравнения (5) позволяет получить время ТП , после которого защемлённый газ начинает поступать из обводнённой зоны в газоносную зону пласта.

Слайд 10

Описание слайда:

Уравнение (4) для момента ТП имеет вид: Уравнение (4) для момента ТП имеет вид: (6) где: а – безразмерное приведённое давление при котором защемлённый газ приобретает подвижность. По формуле (6) вычисляется Ω(ТП) – этот поровый объём должен быть несколько больше порового объёма, отсекаемого плоскостью, проведённой через нижние отверстия интервалов перфорации в эксплуатационных скважинах. После достижения условия αост = αост.кр уравнеие материального баланса для газоносной части пласта залежи записывается в виде: (7) где: Qзащ.(t) – количество защемлённого газа, перетекшего из обводнённой зоны в газоносную зону пласта на момент времени t . Для вычисления Qзащ.(t) используют следующее соотношение:

Слайд 11

Описание слайда:

(8) где: По уравнению (7) с учетом уравнения (8) определяется зависимость среднего давления в залежи после времени ТП, т.е. после приобретения защемленным газом подвижности. В изложенном алгоритме деформирование пласта коллектора учтено в изменении продуктивных характеристик эксплуатационных скважин (А и В) при снижении пластового давления. Однако изменением порового объема залежи при снижении пластового давления пренебрегли. Суммарные потери газа к концу разработки определяются по формуле: (9)

Слайд 12

Описание слайда:

Это позволяет определить конечный коэффициент газоотдачи и соответственно конденсатоотдачи при реализации процесса заводнения. Это позволяет определить конечный коэффициент газоотдачи и соответственно конденсатоотдачи при реализации процесса заводнения.

Теги Газогидратные залежи

Похожие презентации