Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ

РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ (ФИЛИАЛ)

ФЕДЕРАЛЬНОГО ГОСУДАРСТВЕННОГО АВТОНОМНОГО ОБРАЗОВАТЕЛЬНОГО УЧРЕЖДЕНИЯ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «СЕВЕРО-ВОСТОЧНЫЙ ФЕДЕРАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ ИМ. М.К. АММОСОВА» В Г. МИРНОМ

Кафедра Горного и нефтегазового дела

КУРСОВАЯ РАБОТА

на тему: Методы определения коэффициента сверхсжимаемости

по дисциплине: Эксплуатация газовых и нефтяных скважин

Работу выполнил:

студент гр. НД15-5з,

Шараборин С.В.

Мирный 2019 г.

Содержание

Введение

1. Общие сведения о месторождении

2. Геологическое строение Мастахского месторождения

2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика вскрытых отложений

2.2. Параметры продуктивных пластов

2.3. Газоносность месторождения

2.4. Химический состав газа и конденсата

3. Запасы газа, конденсата и сопутствующих компонентов

4. Определение коэффициента сверхсжимаемости газа

4.1. Методика расчета коэффициента сверхсжимаемости Z газа

4.1.1. Графический метод определения коэффициента сверхсжимаемости

4.1.2. Уравнения состояния Редлиха-Квонга

4.1.3. Уравнения Пенга-Робинсона

4.1.4. Уравнение А. И. Брусиловского

4.2. Расчет коэффициента сверхсжимаемости природного газа Мастахского месторождения

4.2.1. Определение Z по уравнению Пенга-Робинсона

4.2.2. Определение Z по уравнению Редлиха-Квонга

4.2.3. Определение коэффициента сверхсжимаемости по графикам Брауна-Катца и уравнению Гуревича-Латонова

Заключение

Использованная литература:

Введение

месторождение газ конденсат сверхсжимаемость

Мастахское газоконденсатное месторождение административно распложено на территории Кобяйского района Республики Саха (Якутия). Мастахское месторождение разрабатывает предприятия ОАО «Якутская топливно-энергетическая компания» - основное газодобывающее предприятие Республики Саха (Якутия), обладающее лицензиями на разработку Средневилюйского и Мастахского газоконденсатных месторождений.

Месторождение открыто в 1967 г. и по величине запасов углеводородного сырья относится к средним. Балансовые запасы газа на конец 2008 года составляют 18 076 миллиардов кубических метров. Степень выработанности запасов - 43,9%.

По состоянию на 1 января 2009 года текущий накопленный отбор газа по месторождению составляет 14,2 миллиарда кубических метра, текущий накопленный отбор нестабильного конденсата 301 тысячи тонн.

Мастахское газоконденсатное месторождение введено в эксплуатацию в марте 1973 года и до 1986 года являлось базовым объектом разработки Республики Саха (Якутия), обеспечивая на 90-95 % потребность в энергоносителях Центрального промышленного района республики. С вводом в разработку Средневилюйского газоконденсатного месторождения Мастахское месторождение исполняет роль месторождения регулятора и в отдельности имеет второстепенное значение для баланса добычи углеводородов в регионе.

Ранее добыча газа на месторождении велась 35 эксплуатационными скважинами. В апреле 2004 года общий эксплуатационный фонд скважин составлял 19 единиц, но на сегодняшний день добыча газа производится только 3 скважинами (№№ 65,105,110). Для подключения остальных скважин проводятся плановые работы по их капитальному ремонту.

1. Общие сведения о месторождении

Мастахское газоконденсатное месторождение расположено в 400 км к северо-западу от города Якутска, на правобережье рекиВилюй, в нижнем течении его правых притоков - рек Баппагай и Таигнары. В административном отношении месторождение расположено на территории Кобяйского района. Районный центр - поселок Сангары.

В 70 км к западу от Мастахского месторождения находится базовое для газоснабжения Якутского промышленного узла Средневилюйское газоконденсатное месторождение с административно-промышленной базой в поселке Кысыл-Сыр. Через Мастахское месторождение проходит газопровод Кысыл-Сыр - Мастах - Якутск.

Круглогодичная транспортная связь между месторождением и городомЯкутском, как и с другими пунктами, осуществляется посредством малой авиации. Внутри района транспортная связь поддерживается по грунтовым дорогам, часто непроходимым в период весенне-осенней распутицы, а также водным путем. Навигационный период по р.Вилюй продолжается с первых чисел июня до начала октября.

В климатическом отношении район входит в зону резко континентального климата. Отмечается весьма существенный перепад температур - от минус 60С зимой до плюс 30С летом. Среднегодовое количество осадков - от 210 до 220 мм в год, наибольшее их количество выпадает в июле - августе. В зимнее время толщина снежного покрова - от 20 до 30 см.Холодный период года продолжается до 8 месяцев. Май и сентябрь являются переходными между холодным и теплым периодами года. Лето короткое. Снег ложится в первых числах октября. Среднегодовая температура воздуха - от минус 10С до минус 13С.

Суровый климат способствует сохранению «вечной мерзлоты». Толщина постоянно мерзлых пород составляет от 400 до 570 м. В зонах развитиякрупных озер и рек она уменьшается, появляются талики. Деятельный слой не превышает 1 - 2 м на заселенной местности и 3,5 м на открытых пространствах.

В стратиграфическом отношении район располагается в пределах Вилюйской аллювиальной равнины с абсолютными отметками от плюс 110 до плюс 125 метров. Рельеф пологоволнистый, слаборасчлененный речной сетью с широко развитыми долинными образованиями. Поверхность покрыта многочисленными болотами, озерами. Большинство мелких рек и озер в зимний период полностью промерзают.

Растительный и животный мир довольно разнообразен, несмотря на суровые климатические условия. Он представлен видами, характерными для субарктической зоны Сибири.

Полезных ископаемых, кроме газа, нефти, угля и некоторых стройматериалов, в районе не обнаружено.

Местное население немногочисленно, в основном, это якуты и русские. Основное занятие коренного населения - сельское хозяйство.

Рис. 1 - Обзорная карта района расположения месторождения.

2. Геологическое строение Мастахского месторождения

2.1. Литолого-стратиграфическая характеристика вскрытых отложений

Мастахское месторождение отличается сложным геологическим строением, большой неоднородностью коллекторов, их литологическим замещением непроницаемыми разностями. По сложности геологического строения месторождение относится ко II группе.

Разрез осадочного чехла Мастахского месторождения вскрыт до глубины 4253 м (скважина № 20). Вскрытая часть представлена палеозойскими (пермскими), мезозойскими (триасовыми, юрскими, меловыми) и четвертичными отложениями. Ниже приводится сокращенное описание геологического строения месторождения.

Палеозойская группа (Рz)

Пермская система (Р)

Пермские отложения вскрыты скважинами не на полную толщину и представлены лишь верхним отделом.

Верхний отдел (Р₂)

Верхнепермские отложения представлены песчаниками, алевролитами и аргиллитами с маломощными прослоями углей и отдельными прослоями грубообломочного материала. Максимально вскрытая толщина составляет 1046 м (скважина № 20). Песчаники - серые и темно-серые, разнозернистые, часто известковистые с тонкими линзовидными прослоями аргиллита, обуглившегося растительного материала и углей. Аргиллиты и алевролиты коричневатые, углистые, с тонкими прослойками песчаников и углей. В кровле пермских отложений на границе с триасом выделяются продуктивные пласты Р₂-I и Р₂-II.

Мезозойская группа (Мz)

Триасовая система (Т)

В разрезе триасовых отложений выделяются нижнетриасовый и средний + верхнетриасовый отделы, в пределах которых выделяются неджелинская и таганджинская (соответствующие индскому ярусу),мономская (соответствующая оленекскому ярусу) и тулурская (анизийский-норийский ярусы) свиты.

Нижний отдел (Т₁)

Нижний отдел представлен мощной толщей пород терригенного и вулканогенно-осадочного происхождения. В составе этого отдела выделяются неджелинская, таганджинская, мономская и нижняя часть тулурской свиты.

Неджелинская свита - Т, nd

Неджелинская свита делится на две толщи. Нижняя толща представлена пестро-цветными аргиллитами с прослоями алевролитов и песчаников, туфами и туфитами с вулканическим материалом основного состава. Песчаники не выдержаны по площади и по простиранию, замещаются алевролитами и аргиллитами.

Нижняя толща неджелинской свиты является региональным литологическим и геофизическим репером, а также региональным газоводоупором и покрышкой для залежей пластов Р₂-I и Р₂-II.

Верхняя толща представлена чередующимися в разрезе песчаниками, алевролитами и аргиллитами. Песчаники - серо-цветные, мелко- и среднезернистые, местами известковистые. Верхняя толща также является газосодержащей. К ней приурочены продуктивные пласты Т₁-IV_б и Т₁-IV_в. Толщина неджелинской свиты колеблется от 40 до 106 м.

Таганджинская свита - Т₁, тg

Таганджинскаясвитапредставлена толщей серо-цветных, иногда зеленоватых, песчаников с подчиненными прослоями алевролитов и аргиллитов. Присутствуют прослои вулканогенно-осадочных пород. Для таганджинской свиты характерно широкое развитие известковистых песчаников и пестро-цветных конгломератобрекчий, сложенных карбонатизированными обломками пород.

Нижняя граница свиты проводится по резкой смене аргиллитов неджелинской свиты на песчаники.

К средней части свиты приурочены продуктивные пласты Т₁-Х и Т₁-Х_а. Пласт Т₁-Х_а выделяется только в пределах восточного купола основного поднятия.Толщина таганджинской свиты изменяется от 441 до 538 м.

Мономская свита - Т₁, mn

Мономская свита представлена характерной толщей переслаивания пестро-цветных аргиллитов, мелкозернистых, глинистых красновато-коричневых, бурых алевролитов, мелко- и среднезернистых песчаников с линзами известковистых пород. По сравнению с другими площадями Хапчагайского мегавала на Мастахском месторождении разрез мономской свиты значительно опесчанен, отмечаются включения пирита. Толщина мономской свиты изменяется от 78 до 170 м.

Средний и верхний отделы - Т₂₊₃. Средний и верхний отделы триасовой системы представлены тулурской свитой (Т₂₊₃tl), которая залегает на размытой поверхности мономской свиты. Тулурская свита сложена серо-цветными песчаниками, разнозернистыми, участками известковистыми с подчиненными прослоями аргиллитов и алевролитов. Все породы, участками слоистые, со скоплениями углисто-слюдистого материала обогащены обугленной растительной органикой. Толщина тулурской свиты изменяется от 458 до 564 м.

Юрская система (J)

Отложения юрской системы трансгрессивно перекрывают подстилающие породы. Граница между триасовой и юрской системами условно проводится по подошве аргиллитовой пачки толщиной от 10 до 15 м, хорошо выраженной на диаграммах ПС. Юрская система представлена тремя отделами: нижним, средним и верхним.

Нижний отдел (J₁.)Нижнеюрские отложения с размывом залегают на породах тулурской свиты и по литологическим признакам разделены на две свиты: кысылсырскую и сунтарскую.

Кысылсырская свита (J, ks)

Кысылсырская свита представлена песчаниками светло-серыми с зеленоватым оттенком, мелко-, средне- и крупнозернистыми, местами известковистыми с подчиненными прослоями алевролитов и аргиллитов. Вверх по разрезу наблюдается постепенная смена средне- и крупнозернистых песчаников на мелкозернистые и увеличение количества и толщины алевролитовых и глинистых пластов.

Породы участками слоистые со скоплениями углисто-слюдистого материала, повсеместно отмечены включения пирита.К разрезу свиты приурочены продуктивные пласты J₁-I и J₁-II. Толщина кысылсырской свиты изменяется от 183 до 244 м.

Сунтарская свита (J₁sn)

Сунтарская свита представлена аргиллитами с прослоями алевролитов. Аргиллиты темно-серые, плотные, тонкослоистые с редкими и маломощными прослойками сильно известковистых, плотных песчаников и алевролитов. Повсеместно отмечаются включения пирита.

Сунтарская свита является региональным маркирующим горизонтом, четко выделяющимся на каротажных диаграммах. Толщина свиты изменяется от 28 до 57 м.

Средний отдел (J₂)

Средний отдел представлен мощной толщей пород якутской свиты.

Якутская свита (J₂jk)

Свита представлена серо-цветной песчаной толщей с редкими прослоями серых алевролитов и аргиллитов, которые приурочены, в основном, к верхней и нижней частям разреза.Песчаники мелко- и среднезернистые, участками известковистые, местами слоистые со скоплением углисто-слюдистого материала. Толщина свиты составляет от 165 до 227 м.

Верхний отдел (J₃)

Верхний отдел юрской системы представлен нижневилюйской, марыкчанской и бергеинской свитами.

Нижневилюйская свита (J₃nv)

Нижневилюйская свита сложена, в основном, серо-цветной толщей песчаников с подчиненными прослоями аргиллитов и алевролитов.Песчаники мелко- и среднезернистые, участками горизонтально и косослоистые с углисто-слюдистым материалом. По всей толще отмечаются включения пирита. Толщина свиты изменяется от 104 до 223 м.

Марыкчанская свита (J₃mr)

Марыкчанская свита представлена частым переслаиванием песчаников, аргиллитов и алевролитов с содержанием редких и маломощных прослоев каменных углей. Песчаники - светло-серые и серые, мелко- и среднезернистые, участками тонкослоистые с включением пирита. Аргиллиты и алевролиты - темно-серые, тонкослоистые, часто углистые. Толщина свиты - от 75 до 155 м.

Бергеинская свита (J₃br)

Бергеинская свита представлена мощной угленосной толщей ритмичного чередования серо-цветных и мощных пластов песчаника с чередующимися алевролитами и аргиллитами или пачками их переслаивания с прослоями углей. Толщины углистых пластов достигают нескольких метров. Песчаники местами известковистые, слоистые, со скоплением углистого материала на плоскостях наслоения.Толщина свиты изменяется в широких пределах - от 198 до 406 м.

Меловая система (К)

Меловая система представлена нижним и верхним отделами.

Нижний отдел (К₁)

Нижнемеловые отложения представлены мощной угленосной толщей серо-цветных песчаников, алевролитов и аргиллитов с прослоями бурых и каменных углей. Толщина отдельных угольных пропластков в верхней части разреза достигает 12 м. Песчаники - светло-серые и серые, от мелко- до крупнозернистых, массивные, участками известковистые, иногда слоистые со скоплением углисто-слюдистого материала. Алевролиты и аргиллиты - серые и темно-серые с зеленоватым оттенком, плотные, тонкослоистые. Толщина нижнемеловых отложений изменяется от 272 до 612 м.

Верхний отдел (К₂)

Граница нижнего и верхнего мела устанавливается по исчезновению угольных пластов. Отложения верхнего мела залегают с региональным стратиграфическим и угловым несогласием на нижнемеловых породах. Верхнемеловые отложения представлены светло-серыми песками и песчаниками с подчиненными пластами и линзами глин, аргиллитов и алевролитов, приуроченных, в основном, к средней и верхней части разреза. В песчаниках встречаются включения кремнистой и кварцевой гальки, гальки изверженных пород, обломков обугленной древесины, зерен янтаря и других конкреций сидерита. Отмечаются редкие прослои и линзы лигнитов, глинистых галечников. Толщина верхнемеловых отложений изменяется в широких пределах.

Четвертичная система (Q)

Отложения четвертичной системы представлены преимущественно аллювиальными образованиями. Наряду с этим имеются пески эолового происхождения, разнообразные суглинки и глинистые образования озер и болот. Толщина отложений достигает 40 м.

В тектоническом отношении Мастахское месторождение расположено в Центральной части Хапчагайского мегавала - крупнейшей положительной структуры Вилюйской синеклизы. Хапчагайский мегавал изучен бурением и сейсморазведкой по нижнемеловым, юрским, триасовым и пермским отложениям.

Мастахское газоконденсатное месторождение приурочено к Мастахской брахиантиклинальной структуре. Мастахская брахиантиклиналь имеет субширотное простирание. Размеры ее по замкнутой изогипсе - минус 3300 м (кровля пласта Т₁-IV_в) - 41Ч14 км, амплитуда - 272 м. Свод осложнен куполовидными поднятиями, наиболее значительные из которых западное и восточное.Западное поднятие имеет довольно плоский и обширный свод с углами падения пород до 1.

Восточное поднятие имеет гребневидную форму с крутыми крыльями (до 4,5), которые постепенно выполаживаются и образуют локальные структурные террасы - северную и южную.

На западной и восточной периклиналях Мастахской брахиантиклинали пласты имеют углы падения от 1 до 1,5. Южное крыло структуры пологое (2 - 2,5), северное - более крутое (4 - 5).

Разрывное нарушение ни одной из скважин не вскрыто. Однако косвенные признаки свидетельствуют о его наличии. Скважины, пробуренные в своде структуры, имеющем плоскую вытянутую субширотную форму, в восточной части имеют абсолютные отметки залегания пластов на 60 м ниже, чем в западной. Например, в скважине № 109 абсолютная отметка кровли пласта Р2-I составляет минус 3082 м, а в скважине № 107 - минус 3022 м. Аналогичное положение и по другим пластам. По залежам, распространение которых включает местоположение разрывного нарушения, отмечается отличие отметок ГВК в опущенном и приподнятом блоках. Особенно четко это проявляется по залежи пласта J₁-II, в которой положение ГВК четко фиксируется материалами ГИС. В связи с последним все залежи, «затронутые» разрывным нарушением, делятся на расположенные в приподнятом (западная часть) и опущенном (восточная часть) блоках.

2.2. Параметры продуктивных пластов

Определение значений открытой пористости и газонасыщенности проводилось по результатам интерпретации материалов ГИС и данным лабораторных исследований кернового материала. Проницаемость определялась по данным анализа кернового материала и ГГДИ скважин.

Юрские отложения

Пористость. Пласт J₁-I₁. На западном куполе по результатам анализов кернового материала значение открытой пористости определено на 59 образцах керна, отобранного из 3 скважин (№ 1, 51, 58). Среднее значение составило 0,192. По данным результатов интерпретации материалов ГИС среднее значение К_п составило 0,187 (12 скважин).

Пласт J₁-J₂. На западном куполе по результатам анализов кернового материала значение открытой пористости определено на 20 образцах керна, отобранного из 3 скважин (№ 1, 51, 58). Среднее значение составило 0,218.

На восточном куполе по результатам анализов кернового материала значение К_п определено на 34 образцах керна, отобранного из 5 скважин (№ 8, 11, 16-Ю, 54, 64). Среднее значение составило 0,212.

Пласт J₁-I_I. На западном куполе по результатам анализов кернового материала значение открытой пористости определено на 100 образцах керна, отобранного из 2 скважин (№ 56, 58). Среднее значение составило 0,207.

На восточном куполе по результатам анализов кернового материала значение К_попределено на 43 образцах керна, отобранного из 2 скважин (№ 54, 55). Среднее значение составило 0,231.

Начальная газонасыщенность. Пласт J₁-I₁.На западном куполе по результатам анализов кернового материала значение начальной газонасыщенности определено на 47 образцах керна, отобранного из 3 скважин (№ 1, 51, 58). Среднее значение составило 0,47.

На восточном куполе по результатам анализов кернового материала значение К_г определено на 6 образцах керна, отобранного из 3 скважин (№ 5, 8, 11). Среднее значение составило 0,46.

Пласт J₁-I₂. На западном куполе по результатам анализов кернового материала значение начальной газонасыщенности определено на 12 образцах керна, отобранного из 3 скважин (№ 1, 51, 58). Среднее значение составило 0,673.

На восточном куполе по результатам анализов кернового материала значение К_г определено на 28 образцах керна, отобранного из 4 скважин (№ 8, 11, 16-Ю, 54). Среднее значение составило 0,608.

Пласт J₁-I_I. На западном куполе по результатам анализов кернового материала значение начальной газонасыщенности определено на 83 образцах керна, отобранного из 2 скважин (№ 56, 58). Среднее значение составило 0,658.

На восточном куполе по результатам анализов кернового материала значение К_г определено на 43 образцах керна, отобранного из 2 скважин (№ 54, 55). Среднее значение составило 0,646.

Проницаемость. Пласт J₁-I₁. На западном куполе по результатам анализов кернового материала значение проницаемости определено на 59 образцах керна, отобранного из 2 скважин (№ 1, 58). Среднее значение составило 86·10^-15 м².

На восточном куполе значение проницаемости определено на 13 образцах керна, отобранного из 5 скважин (№ 5, 8, 11, 16-Ю, 55). Среднее значение составило 11·10^-15 м².

Пласт J₁-I₂. На западном куполе по результатам анализов кернового материала значение проницаемости определено на 17 образцах керна, отобранного из 2 скважин (№ 1, 58). Среднее значение составило 131·10^-15 м².

На восточном куполе значение проницаемости определено на 39 образцах керна, отобранного из 6 скважин (№ 5, 8, 11, 16-Ю, 54, 64). Среднее значение составило 122·10^-15 м².

Пласт J₁-I_I. На западном куполе по результатам анализов кернового материала значение проницаемости определено на 120 образцах керна, отобранного из 3 скважин (№ 1, 56, 58). Среднее значение составило 260·10^-15 м².

На восточном куполе значение проницаемости определено на 49 образцах керна, отобранного из 3 скважин (№ 16-Ю, 54, 55). Среднее значение составило 210·10^-15 м².

Триасовые отложения

Пористость. Пласт Т₁-Х_а. По результатам анализов кернового материала значение открытой пористости определено на 18 образцах керна, отобранного из 2 скважин (№ 110, 118). Среднее значение К_п составило 0,183.

Пласт Т₁-Х (приподнятый блок). По результатам анализов кернового материала значение открытой пористости определено на 63 образцах керна, отобранного из 3 скважин (№ 79, 102, 104). Среднее значение К_п составило 0,161.

Пласт Т₁-Х (опущенный блок, западный купол). Лабораторных определений по керну нет.

Пласт Т₁-Х (опущенный блок, восточный купол). Лабораторных определений по керну нет.

Пласт Т₁-IV_б. По результатам анализов кернового материала значение открытой пористости определено на 4 образцах керна, отобранного из скважины № 19. Среднее значение К_п составило 0,169.

Начальная газонасыщенность. Пласт Т₁-Х_а. По результатам анализов кернового материала значение начальной газонасыщенности определено на 17 образцах керна, отобранного из 2 скважин (№ 110, 118). Среднее значение К_г составило 0,78.

Пласт Т₁-Х (приподнятый блок). По результатам анализов кернового материала значение начальной газонасыщенности определено на 48 образцах керна, отобранного из 3 скважин (№ 79, 102, 104). Среднее значениеК_гсоставило 0,57.

Пласт Т₁-Х (опущенный блок, западный купол). Лабораторных определений по керну нет.

Пласт Т₁-Х (опущенный блок, восточный купол). Лабораторных определений по керну нет.

Пласт Т₁-IV_б. По результатам анализов кернового материала значение начальной газонасыщенности определено на 1 образце керна, отобранного из скважины № 19. Среднее значение К_г составило 0,549.

Проницаемость.Пласт Т₁-Х_а. По результатам анализов кернового материала значение проницаемости определено на 7 образцах керна, отобранного из скважины № 118. Среднее значение составило 579·10^-15 м².

Пласт Т₁-Х (приподнятый блок). По результатам анализов кернового материала значение проницаемости определено на 63 образцах керна, отобранного из 3 скважин (№ 79, 102, 104). Среднее значение составило 36·10^-15 м².

Пласт Т₁-Х (опущенный блок, западный купол). По результатам анализов кернового материала значение проницаемости определено на 30 образцах керна, отобранного из скважины № 30. Среднее значение составило 15,5·10^-15 м².

Пласт Т₁-Х (опущенный блок, восточный купол). По результатам анализов кернового материала значение проницаемости определено на 37 образцах керна, отобранного из 2 скважин (№ 30, 65). Среднее значение составило 82·10^-15 м².

Пласт Т₁-IV_б. По результатам анализов кернового материала значение проницаемости определено на 4 образцах керна, отобранного из скважины № 19. Среднее значение составило 5·10^-15 м².

Пермские отложения

Пористость.Пласт Р₂-I_а (приподнятый блок). По результатам анализов кернового материала значение открытой пористости определено на 2 образцах керна, отобранного из скважины № 29. Среднее значение К_п составило 0,158.

Пласт Р₂-I_а (опущенный блок). Лабораторных определений по керну нет.

Пласт Р₂-I_б (опущенный блок). По результатам анализов кернового материала значение открытой пористости определено на 3 образцах керна, отобранного из скважины № 11. Среднее значение К_п составило 0,146.

Начальная газонасыщенность. Пласт Р₂-I_а. По результатам кернового материала значение начальной газонасыщенности определено на 2 образцах керна, отобранного из скважины № 29. Среднее значение К_п составило 0,548.

Пласт Р₂-I_б. По результатам анализов кернового материала значение начальной газонасыщенности определено на 3 образцах керна, отобранного из скважины № 11. Среднее значение К_г составило 0,657.

Пласт Р₂-II. Лабораторных определений по керну нет.

Проницаемость. По результатам анализов кернового материала значение проницаемости определено только для залежей пластов Р₂-I_а и Р₂-I_б. Для остальных залежей определений проницаемости нет.

Для залежи Р₂-I_а (приподнятый блок) значение проницаемости, определенное по керну, составило 4,4·10^-15 м² (2 скважины, 2 определения).

Для залежи Р₂-I_б (опущенный блок) значение проницаемости, определенное по керну, составило 22,6·10^-15 м²(2 скважины, 3 определения).

По ГГДИ скважин значение проницаемости определено в целом для пластов Р₂-I, II и составило 11,7·10^-15 м²(3 скважины, 6 определений).

2.3. Газоносность месторождения

В разрезе, вскрытом разведочными скважинами, промышленная газоносность установлена в нижнеюрских (пласт J₁-I), триасовых (пласты Т₁-Х_а, Т₁-Х и Т₁-IV) и пермских (пласт Р₂-I,II) отложениях.

Юрские отложения

Разрывным нарушением залежь разбивается на два блока - приподнятый и опущенный. Продуктивный пласт (J₁-I) состоит из трех слоев, условно названных сверху вниз по разрезу - пласт J₁-I₁, пласт J₁-I₂, пласт J₁-II. В пределах приподнятого блока находится залежь, не имеющая промышленного значения. В пределах опущенного блока залежь приурочена к двум куполам - западному и восточному с единой гидродинамической системой.

Газоводяной контакт принят на абсолютной отметке минус 1681,5 м по подошве газонасыщенной части пласта в скважине № 1.

Залежь газа пласта J₁-I контролируется подошвой непроницаемой глинистой покрышки и поверхностью ГВК с элементами тектонического экранирования. Залежь классифицируется как пластовая, сводовая, подстилаемая по всей площади водой. Размеры залежи, приуроченной к западному куполу, - 8Ч4 км, к восточному куполу - 11Ч4 км.

Триасовые отложения

Пласт Т₁-Х_а имеет локальное распространение только в пределах восточного купола опущенного блока. Газо-водяной контакт принят по нижним дырам интервала перфорации в скважине № 30 на абсолютной отметке минус 2787 м. Залежь газа пласта Т₁-Х_а - пластовая, сводовая, литологически экранированная, контролируется кровлей проницаемой части пласта, поверхностью ГВК и границей лито-фациального замещения пласта-коллектора. Размеры залежи - 4,5Ч1,5 км, высота - 18 м.

Пласт Т₁-Х распространен в пределах приподнятого и опущенного блоков. В пределах приподнятого блока газо-водяной контакт для залежи пласта Т₁-Х принят по подошве газонасыщенной части пласта в скважине № 33 на абсолютной отметке минус 2797,3 м. Залежь газа - пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи - 5Ч4,1 км, высота - 64,3 м.

В пределах опущенного блока залежь разбивается на два купола - западный и восточный. На западном куполе газо-водяной контакт принят на абсолютной отметке минус 2801 м, по-середине интервала перфорации в скважине № 107. Залежь газа - пластовая, сводовая, контролируется кровлей проницаемой части пласта и поверхностью ГВК, с элементами тектонического экранирования. Размеры залежи - 2,6Ч1,5 км, высота - 22 м.

На восточном куполе газо-водяной контакт принят на абсолютной отметке минус 2814 м по нижним дырам интервала перфорации в скважине № 30. Залежь газа - пластовая, сводовая, подстилаемая по всей площади водой. Размеры залежи - 4,2Ч1,6, высота - 18 м.

Пласт Т₁-IV состоит из трех слоев, которые условно названы: пласт Т₁-IV_б и пласт Т₁-IV_в. Промышленная газоносность установлена только в пласте Т₁-IV_б. В пределах опущенного блока промышленно газоносной является залежь, приуроченная к восточному куполу.

Газо-водяной контакт по пласту Т₁-IV_б в пределах восточного купола опущенного блока принят на абсолютной отметке минус 3088 м по нижним дырам перфорации в скважине № 100.

Залежь газа пласта Т₁-IV_б классифицируется как пластовая, сводовая, литологически экранированная, контролируется кровлей проницаемой части пласта и поверхностью ГВК. Размеры залежи - 7,5Ч6 км, высота - 83 м, середина залежи - 3060 м.

Пласт Т1-IVв. Постановлением ГКЗ СССР (протокол № 8223 от 1978 года) по утверждению запасов газа по Мастахскому месторождению запасы газа пласта Т1-IVв отнесены к забалансовым.

Пермские отложения

Пласт Р₂-I. Газовая залежь приурочена к пласту Р₂-I, располагающемуся в верхней части разреза пермских отложений. Пласт Р₂-I условно разбивается на пласты сверху вниз пласт Р₂-I_а, пласт Р₂-I_б и пласт Р₂-II.

Разрывным нарушением газовая залежь делится на два блока - приподнятый и опущенный. В пределах приподнятого блока газо-водяной контакт принят на абсолютной отметке минус 3090 м по подошве газонасыщенной части пласта Р₂-I_а в скважине № 98. Залежь газа классифицируется как пластовая, сводовая, тектонически экранированная. Размеры залежи - 2,2Ч4,5 км, высота - 69 м.

В пределах опущенного блока газо-водяной контакт принят на абсолютной отметке минус 3154 м по подошве газонасыщенной части пласта в скважине № 18. Залежь газа контролируется кровлей проницаемой части пласта, границей лито-фациального замещения пласта-коллектора и разрывным нарушением. Залежь классифицируется как пластовая, сводовая, с элементами литологического и тектонического экранирования. Размеры залежи - 10Ч5,5 км, высота - 87 м.

Газоводяной контакт для запасов категории С₂ принят для всей площади газоносности на абсолютной отметке минус 3333,1 м по подошве эффективной части пласта в скважине № 28.

В пределах опущенного блока, по данным интерпретации материалов ГИС, пласт Р₂-I в полном объеме (Р₂-I_а, Р₂-I_б, Р₂-II) распространен только на восточном куполе.

На западном куполе установлен только пласт Р₂-I_а, обладающий пониженными коллекторскими свойствами. В связи с вышеуказанным на западном куполе полученные притоки газа решением ГКЗ РФ приняты непромышленными для условий Мастахского месторождения.

2.4. Химический состав газа и конденсата

В среднем по месторождению в газе содержится (% мольные): метан - 94,14 %; этан - 3,3 %; пропан - 0,88 %; бутаны - 0,28 %; пентаны+ выше - 0,95 %; сероводород - 0 %; углекислый газ - 0,14 %, азот - 0,308 %, в том числе гелий 0,002 %. Плотность газа порядка 0,8 кг/м³.

Средний фракционный состав пластового конденсата

Содержание углеводородного конденсата -7,88 г/моль.

Таблица 1 - Средний фракционный состав и физико-химические свойства стабильного конденсата.

Наименование	Значение
1	Фракционный состав:
	НК, оС	284,8
	10 % об. перегоняется при tоС	92
	50 %	150
	90 %	275
	КК, С	308
	Отгон, %	94
	Остаток, %	2
	Потери, %	3
2	Плотность, г/см3	0,8098
3	Молекулярная масса, г	169
4	Вязкость кинематическая, при +20 оС, мм2/с	Не опр.
5	Содержание, % масс.
	Серы	Не опр.

3. Запасы газа, конденсата и сопутствующих компонентов

Последний подсчет запасов выполнен ОАО «СевКавНИПИгаз» в 2004 году. Запасы газа, конденсата и компонентов, утвержденные ГКЗ РФ (протокол № 959 от 03.11.2004), приведены в таблице 2.

Подсчитанные параметры запасов газа и стабильного конденсата, утвержденные ГКЗ РФ, апробированные ООО «Якутгазпром» и принятые при проектировании, приведены в таблице 3.

Таблица 2 - Запасы газа, стабильного конденсата и сопутствующих компонентов.

Наименование	Величины
	J1-I,II	Т1-Ха	Т1-Х приподнят.	Т1-Х опущ., восточн.	Т1-Х опущ., западн.	Т1-IVб'	Т1-IVб''	Р2-I,II	Всего по месторожд.
Категория	С1	С1	С1	С1	С1	С1	С2	С1	С2	С1	С2
Начальные балансовые запасы «сухого» газа, млн.м3	13164	1803	5007	379	808	5223	876	5859	5665	32243	6541
Накопленная добыча на дату проектирования, млн.м3	6911	1322	979	-	-	2264	-	2119	-	13595	-
Остаточные балансовые запасы газа на дату проектирования, млн.м3	6253	481	4028	379	808	2959	876	3740	5665	18648	6541
Начальные балансовые запасы стабильного конденсата, тыс. т	35	54	314	24	50	152	26	416	402	1045	428
Начальные извлекаемые запасы стабильного конденсата, тыс. т	30	46	176	13	28	129	22	291	281	713	303
Накопленное извлечение стабильного конденсата, тыс. т	22	26	61	-	-	47	-	130	-	286	-
Остаточные балансовые запасы стабильного конденсата, тыс. т	8	20	115	13	28	82	22	161	281	427	-
Начальные запасы, тыс. т:
этана										611	219
пропана										301	66
бутанов										166	26
Организация, утвердившая запасы (дата утвержд., № протокола)	ГКЗ МПР РФ, протокол № 959 от 03.11.2004 г.

Таблица 3 - Подсчитанные параметры, запасы газа и стабильного конденсата.

Пласт	Категория запасов	Блок	Купол	Площадь газоносности, км2	Газонасыщенная толщина, м	Объем газонасыщенных пластов, м3	Пористость %	Газонасыщенность, доли ед.	Пластовое давление, МПа	Пластовая температура, оС	Коэффициент сверхсжимаемости	Балансовые запасы пластового газа, млн.м3	Потенциальное содержание стабильного конденсата, г/м3	Балансовые запасы «сухого» газа, млн.м3	Балансовые запасы стабильного конденсата, тыс.т
J1-I1	С1	опущ.	запад.	22,828	6,2	141,5	19,2	0,470	17,6	39	1,235	2565	2,7	2542	7
			вост.	33,800	5,3	179,1	18,2	0,460	17,6	39	1,235	3012	2,7	2985	8
J1-I2	С1	опущ.	запад.	8,268	4,7	38,9	21,8	0,673	17,6	39	1,235	1145	2,7	1135	3
			вост.	24,856	5,4	134,2	21,2	0,608	17,6	39	1,235	3475	2,7	3444	9
J1-II	С1	опущ.	запад.	3,146	4,0	12,6	20,7	0,658	17,6	39	1,235	344	2,7	341	1
			вост.	8,970	10,2	91,5	23,1	0,646	17,6	39	1,235	2742	2,7	2717	7
Т1-Ха	С1	опущ.	вост.	6,356	7,5	47,7	18,3	0,780	28,5	61,5	1,08	1814	30	1803	54
Т1-Х	С1	прип.	-	17,568	11,8	207,3	16,1	0,570	28,8	62	1,07	5070	62	5007	314
		опущ.	запад.	3,77	4,5	17,0	19,0	0,440	28,8	62	1,07	384	62	379	24
			вост.	5,616	6,9	38,8	16,6	0,470	28,8	62	1,07	818	62	808	50
Т1-IVб	С1	опущ.	вост.	32,864	7,2	236,6	16,8	0,453	34,4	68	1,00	5252	29	5223	152
Т1-IVб	С2	прип.	-	21,750	1,5	32,6	16,0	0,540	39,5	68,5	0,95	887	29	876	26
Р2-Iа	С1	прип.	-	14,378	1,7	24,4	14,9	0,704	41,4	68,5	0,92	826	70	814	58
		опущ.	вост.	34,00	1,6	54,4	14,6	0,440	42,7	70,5	0,92	1157	70	1140	81
Р2-Iб	С1	опущ.	вост.	37,440	1,5	56,2	15,2	0,631	42,7	70,5	0,92	1783	70	1757	125
Р2-II	С1	прип.	-	5,642	2,8	15,8	14,9	0,538	42,3	68,5	0,92	417	70	411	29
		опущ.	вост.	29,224	2,4	70,1	15,7	0,481	42,8	70,5	0,92	1757	70	1737	123
Р2-II	С2			96,65	2,0	193,3	14	0,650	42,3	73	0,85	5747	70	5665	402

4. Определение коэффициента сверхсжимаемости газа

4.1. Методика расчета коэффициента сверхсжимаемости Z газа

Для определения многих физических свойств природных газов (коэффициент сверхсжимаемости, плотности, энтальпии, энтропии, коэффициента летучести др.) используется уравнение состояния.

Уравнением состояния называется аналитическая зависимость между параметрами, описывающими поведение простого и сложного вещества. В качестве таких параметров используется давление, температура и объем.

Состояние реальных газов при различных термобарических условиях описывается следующим уравнением:

PV=ZGRT,

где P - абсолютное давление, Па;V - объем, м³;Z- коэффициент сверхсжимаемости реального газа; Т - абсолютная температура, К; G - масса газа, кг; R - удельная газовая постоянная, Дж/(кг*К).

Газовая постоянная при нормальных условиях равна R=8314 Дж/(кг*К).

Коэффициент сверхсжимаемости газа Z учитывает отклонение реальных газов от идеальных и зависит от давления, температуры и состава газа.

Если газ - однокомпонентный, то коэффициент его сверхсжимаемости зависит от критических параметров. Критические параметры - это параметры, при которых исчезает граница между газовой и жидкими фазами и свойства этих фаз становятся равными друг другу.

Критическое давление - это давление, выше которого вещество не может быть в жидком и газообразном состоянии одновременно.

Критическая температура - это температура, выше которой газ не может быть переведен в жидкость при любом давлении. Критическую температуру и давление можно рассчитать по формуле А. З. Истомина:

Р_кр = 4,892-0,4048•с_отн, МПа

Т_кр = 94,712 + 170,8•с_отн, К.

где с_отн- относительная плотность.

При критических давлениях и температурах все другие параметры, характеризующие вещество, являются критическими.

По вычисленным значениям критического давления и температуры определяют соответствующие приведенные параметры. Приведенные параметры - это параметры, которые являются безразмерными и показывают во сколько раз заданные параметры газа больше или меньше их критических значений:

Р_пр = Р/Р_кр, МПа

Т_пр = Т/Т_кр, К.

Для многокомпонентных веществ вводится понятие псевдокритических параметров, определяемых по принципу аддитивности, т. е.

Р_пкр = УX_i•Р_кр.i, МПа

Т_пкр = УX_i•Т_кр.i, К.

Критические параметры конденсата С₅₊ определяют по формулам:

, МПа

, К.

Формулы справедливы при 100?М_С5+?240 кг/кмольи 700<с_С5+<950 кг/м³.

При наличии в составе природного газа сероводорода менее 5% по объему используют формулы:

Р_пкр= 5,195 - 1,087•с_отн + 0,0762•Хн₂s, МПа

T_{п кр} = 125,64 + 111•с_отн + 1,97•Хн₂s, К.

Коэффициент сверхсжимаемости Z по известным критическим параметрам определяют по графику или различными уравнениями состояния.

4.1.1. Графический метод определения коэффициента сверхсжимаемости

Наиболее простым способом определения коэффициента сверхсжимаемости Z является графический, можно использовать графическую зависимость Z от приведенного давления и приведенной температуры, показанный на рисунке 2. На рисунке 3-5 приведены зависимости коэффициента сверхсжимаемости от критических давления и температуры для азота, углекислого газа и сероводорода.

Рисунок 2 - Зависимость коэффициента сверхсжимаемости Z природного газа от приведенных давления и температуры.

Рисунок 3 - Зависимость коэффициента сверхсжимаемости Z азота от давления и температуры.

Рисунок 4 - Зависимость коэффициента сверхсжимаемости Z углекислого газа от давления и температуры.

Рисунок 5 - Зависимость коэффициента сверхсжимаемости Z сероводорода от давления и температуры.

4.1.2. Уравнения состояния Редлиха-Квонга

Для более точных расчетов коэффициент сверхсжимаемости природного газа должен быть определен по уравнениям состояния газов, наиболее широкое распространение среди которых получили уравнения Редлиха-Квонга, Пенга-Робинсона, Соаве.

Уравнение состояния Редлиха-Квонга - двухпараметрическое уравнение состояния реального газа, полученное О. Редлихом и Дж. Квонгом в 1949 году, как улучшение уравнения Ван-дер-Ваальса. При этом Отто Редлих в своей статье 1975 года пишет, что уравнение не опирается на теоретические обоснования, а является, по сути, удачной эмпирической модификацией ранее известных уравнений.

Уравнение имеет вид:

;

где P - давление, Па; T - абсолютная температура, К; V - мольный объём, мі/моль; R - универсальная газовая постоянная, Дж/(моль·К);a и b - некоторые константы, зависящие от конкретного вещества.

Для многокомпонентных смесей значения а и b равны:

где N - число компонентов, у_i - мольная доля i -го компонента.

;

.

Для расчета коэффициента сверхсжимаемости природного газа уравнение Редлиха-Квонга приводится к виду:

Z³-Z²+Z•(а+b²•Р-b)•Р-а•b•Р²=0

Значение Zопределяется с ошибкой не более 2% при 0,01<Р_пр<12 и 1,05<Т_пр<1,6.

Уравнение Редлиха-Квонга применимо, если выполняется условиеР_пр<0,5Т_пр.

4.1.3. Уравнения Пенга-Робинсона

В 1976 году Д. Пенгом и Д.Робинсоном было предложено дальнейшее развитие уравнения состояния, обладающее важными свойствами в отношении описания газовых смесей.

Дальнейшее уточнение уравнений состояния вида Ван-дер-Ваальса проведены Пенгом и Робинсоном, которые учли еще один параметр - фактор ацентричности, введенный Питцером. Он учитывает силы, связанные с несферичностью молекул, чем форма молекулы ближе к шару, тем меньше значение фактора ацентричности. Численное значение для каждого компонента определяется по формуле:

щ= -lg•Р_пр-1,00

где щ - фактор ацентричности.

Для комплексного компонента С₅₊, С₆₊ значение фактора ацентричности определяют по формуле:

.

Для смеси газов значение равно:

.

Уравнение Пенга-Робинсона позволяет с приемлемой точностью определить объем, состав, плотность жидкой фазы, калорические и термодинамические свойства смесей при высоких давлениях и температурах. Уравнение Пенга-Робинсона относительно коэффициента сверхсжимаемости Z имеет вид:

Z³-Z²•(1-b)+Z•(а-3b²-2b)-(аb-b²-b³)=0

где ; .

.

4.1.4. Уравнение А. И. Брусиловского

Хотя уравнение Пенга-Робинсона до настоящего времени является наиболее распространенным кубическим уравнением состояния, начиная с 80-х годов XX века были предприняты многочисленные попытки его усовершенствования, в основном, за счет увеличения числа коэффициентов в слагаемом, характеризующем действие сил притяжения. В 1990 г. А.И.Брусиловским было предложено обобщенное четырехкоэффициентное уравнение состояния, которое имеет следующий вид:

где б, в, у, д - некоторые константы, которые связаны между собой следующими соотношениями, полученными из условий

Величины и - независимые параметры уравнения состояния, которые, наряду с величиной ш, для каждого вещества определяются из условия наилучшего совпадения различного рода расчетных и экспериментальных данных. А.И. Брусиловским были определены оптимальные значения указанных параметров для углеводородов от метана до бутанов, а также для азота, двуокиси углерода и сероводорода.

4.2. Расчет коэффициента сверхсжимаемости природного газа Мастахского месторождения

Таблица 7.

Р_пл=261кгс/см² Р_пл= 25,59 МПа

Т_пл=55⁰С Т_пл= 328,15 К.

Определяем по каждому компоненту критические давления и температуру и находим критические параметры по смеси Таблица 7. Затем находим приведенные параметры:

Р_пр=Р_пл/Р_кр = 5,46

Т_пр= Т_пл/Т_кр = 1,65.

Таблица 8 - Определение молекулярной массы, критических и приведенных параметров смеси

4.2.1. Определение Zпо уравнению Пенга-Робинсона

Таблица 9.

Решение:

m = 0,37464 + 1,54226 * w - 0,26992 * w².

m = 0,37464 + 1,54226 * 0,02 - 0,26992 * 0,02² = 0,402.

б(T) = (1+m*(1 - Т_пр^0,5))² = (1 + 0,402*(1 - 1,65^0,5))² = 0,784

а_кр = 0,45724*8314²*Т_кр²/Р_кр = 0,45724*8314²*199,14²/4,69=2,67415*10¹¹

b = =0,0778*8314*Т_кр/Р_кр = 0,0778*8314*199,14/4,69=27482,404

а(Т) = б(T)*а_кр = 0,784 + 2,67415*10¹¹ = 2,09861*10¹¹

А = а(Т)*Р/(8314²*Т²) = 2,09861*10¹¹*25,60/(8314²*328,15²) = 0,721665

В = b*P/(8314*T) = 27482,404*25,60/(8314*328,15) = 0,25783

r = B - 1 = 0,25783 - 1 = - 0,74216588

s = A - 3*B² - 2*B = 0,721665 - 3*0,25783² - 2*0,25783 = 0,006562

t = B²+B³ - A*B = 0,25783^...