天然气开采技术

第一章绪论1、 天然气：是指在不同地质条件下生成、运移并以一定压力储集在地下构造中的气体。2、 我国天燃气工程技术特点：地层和储层特性的特殊性：埋藏深(3000-6000m)开发开采难度大；中低渗气藏居多，自然产能低：储集量不富集，中小型气田居多，开发分散性、复杂性气藏产水危害的严重性流体性质的高腐蚀性天然气的可爆性和高压危险性第二章天然气物理化学性质1、天然气组成：烃类气体：甲烷、乙烷、丙烷、丁烷及以上气体非烃类气体：氮气、氢气、硫化氢、二氧化碳水等惰性气体：氦气、氩气等3、天然气组成的表示方法：已知天然气由k种组分组成，组分i的摩尔数为m体积为V质量为mi相对分子量：nM=1yiMii=1密度：EgPMRT6相对分子量：nM=1yiMii=1密度：EgPMRT6、,「宀、相对密度g7PgM28.96比容：'Pg天然气的偏差系数乙指相同温度、影响因素：组成、温度方法：1)实验法摩尔分数法：y压力下，真实气体体积与同质量理想气体体积之比。压力确定2)体积分数法：y3)质量分数法：Wikii=1i=1mi=1i=1mii=14、天然气按烃类气体分类:14、天然气按烃类气体分类:1按戊烷及以上组分分：干气：1m3井□流出物中戊烷及以上液态烃含量低于湿气：1m3井□流出物中戊烷及以上液态烃含量咼于13.5cm3的天然气。13.5cm3的天然气。按丙烷及以上组分分：贫气：1m按丙烷及以上组分分：贫气：1m3井□流出物中丙烷及以上烃类含量低于富气：1m3井□流出物中丙烷及以上烃类含量咼于天然气的相对分子量、密度、相对密度、比容：100cm3的天然气。100cm3的天然气。图版法：H2S、CO2校正；凝析气校正3)计算法拟临界压力：Ppc八PCiyii=1拟临界温度：tpc=7拟临界压力：Ppc八PCiyii=1拟临界温度：tpc=7TCiyi=1拟对比压力：pc拟对比温度:TTprpprpcP对比压力：卩厂=一PcVI£Pn对比温度：Tr=—Tcc7、临界压力Pc 临界温度Tc&天然气等温压缩系数 Cg:CT—拟对比等温压缩系数： Cpr=CgPpcprgpc9、天然气体积系数、膨胀系数:体积系数：天然气在地层条件下体积与在地面条件下体积之比Bg=3.458 14Z—gVscsc膨胀系数:Egg10、天然气粘度确定方法:1）查大气压下」-M图版，若有H2S、CO2需校正，得出校正后粘度值4卩2）查二-Tpr图版得出一，进而得出地层条件下天然气粘度-—2片 p「已g211、 天然气水露点、烃露点：水露点：气体在一定压力下析出第一滴水时的温度。烃露点：气体在一定压力下析出第一微小液态烃时的温度。烃露点影响因素：组成、压力12、 天然气水蒸气含量影响因素：1） 压力升高，水蒸气含量降低2） 温度升高，水蒸气含量升高3） 自由水中含盐量增加，水蒸气含量降低4） 高密度天然气组分中水蒸气含量少5） H2S、CO2含量高，水蒸气含量升高6） N2含量高，水蒸气含量降低13、 水蒸气含量确定方法：1） 实验法：仪器测量；化学方法2）图版法：相对密度校正；含盐量校正； H2S、CO2校正3） 计算法14、 天然气绝对湿度X:指1m天然气中所含水蒸汽的质量。天然气饱和绝对湿度Xs:指饱和状态下天然气的绝对湿度。天然气相对湿度:15、 天然气热值：天然气完全燃烧所放出的热量。高热值（总热值）：天然气自身完全燃烧所放出的热量加上生成的水蒸气凝析成水释放的汽化潜热的热值。低热值（净热值）：天然气自身完全燃烧所放出的热量。差值：汽化潜热16、 利用天然气热值确定水蒸气在湿天然气中的百分数:Hd—Hw go% 其中y-摩尔分数，叫-干天然气热值，Hw-湿天然气热值17、天然气爆炸范围：低于爆炸下限、高于爆炸上限都不会发生爆炸。第三章烃类流体相态1、体系分为单组分体系和多组分体系。2、 相：体系内部物理性质和化学性质完全均匀的一部分成为相。3、 相的特点：1）相与相之间有界面2） 任何一相都能与体系其他均匀部分分开3） 相内各部分可以是不连续的4、 独立组分：构成平衡体系的所有各相组成所需的最小组分数。在没有发生化学反应的体系中，独立组分数等于组分数5、自由度：指在不改变平衡体系中原有平衡相数的条件下可独立改变的量的个数。所谓独立，是指这些因素可在一定范围内任意变化，而不会导致旧相消失新相生成。6、 相率：用来确定体系自由度数的表达式。自由度计算公式：F=C-N+2其中：F-自由度，C-组分数，N-相数7、 相图特点：1）单组分体系临界点是两相共存的最高压力和最高温度，多组分体系存在临界凝析温度和临界凝析压力2）在TcTTm和PcPPm范围内存在逆行现象，具体如图。c mc m&范德华方程（两参数三次方型状态方程）pHa其中a、b为分子引力和斥力系数V-b V2为分子体积和斥力对压力的影响V-b为分子引力对压力的影响V29、相图判别法判断油气藏类型：见图依据：相图形态和储层温度等温降压线所处的位置。

10、参数判别法判断油气藏类型：1）四参数判别法2）地层流体密度和平均分子量判别法3） 1参数判别法 （1越小，凝析气藏油环越大）4）地面生产气油比和油罐油密度判别法（气油比越高越趋于气藏，密度越大越趋于油藏11、判断凝析气藏是否带油环:1）C5含量判别法：C5>1・75%（摩尔组成）带油环， Cjv1.75%不带油环2）Cic.比值判别法： CiC<52带油环， CiC>52不带油环3） 按等级进行分类的判别法4） Z因子判别法：Z越小，油环越大第四章气井产能分析与设计定产量。稳定流：外边界供给压力一定，质量流量一定。拟稳定流定产量。1、稳定状态达西流产能公式：774.6Kh 「qsd2丿AZ774.6Kh 「qsd2丿AZPdp=In其中各符号单位为：K-10 35,P-MPa,」-mPa$T—K,q—m3/d,长度拟压力法：拟压力：即=2拟压力法：拟压力：即=2—dp/P4Zwf产能公式:qsc平均压力法：平均压力:产能公式:sc表皮效应引起的附加压降:非达西流引起的附加压降:774.6Kh(:；-爲)In上「Wi.29i%scT|n「e(PePwf)774.6K产能公式:qsc平均压力法：平均压力:产能公式:sc表皮效应引起的附加压降:非达西流引起的附加压降:774.6Kh(:；-爲)In上「Wi.29i%scT|n「e(PePwf)774.6KAPs2h(Pe2-2Pwf)r

TIn-P2-P2wfi.29i10冷TAZscKhIn土「wwi.29ii0S-表皮系数Kh1.291 10°qscT：Kh视表皮系数：S'=S+DqscDqscDqsc-流量相关表皮系数D-惯性系数气体突出渗流特性：井底周围出现非达西流动3、稳定状态考虑表皮效应和非达西流的气井产能公式:1）拟压力法：qsc774・6Kh(、qsc774・6Kh(、-‘JTIn(土SDqsc)

rw—wf1.291x10_—3qscT resc(In亠S・Kh rwDqj2）平均压力法:qsc774.6Kh(Pe-Pwf)qsc774.6Kh(Pe-Pwf)reT(In—SDqsc)erwJ2Pe-Pwf「31.291 10耳「辽Kh(InrwDsc)S6 qsc4、拟稳定状态气井产能公式:1）拟压力法:qsc774.6Kh(-：qsc774.6Kh(-：wf)0.472rTIn( e-•SDqsc)1.2913I®—wf Dqsc)平均压力法:qsc=774.6Kh(PR-PWjT」Z(lnqsc=774.6Kh(PR-PWjT」Z(ln0.472r-SDqsc)P2R-P1.29110~qT」Z UcKh0.472re(ln e-SDqsc)「wwP确定A、：—PwfWscBqscB的方法22PR-PwfB-紊流流动系数（由惯性引起）A-层流流动系数 （由粘滞性引起）q图，斜率为B,截距为Ascqsc7、气井绝对无阻流量QAOF用途:1）气井分类：Q7、气井绝对无阻流量QAOF用途:2） 配产：q=1/4QAOF&经验产能方程:（稳定回压方程、3）产量无因次化：qD=qsc/QAOFsc=C—（PR2-P）n C是压力和产量的函数，有单位，与时间有关wfn无单位，只与流态有关，与时间无关，范围（0.5-1）n=0.5非达西流，n=1达西流确定C、n方法:Igqsc=lgCnlg(PR-P：)22在双对数之间坐标系下作 PR-Pwf -qsc图，斜率倒数为n,与横轴交点为C9、 完井对气液入井的影响：1）完井方式类型2）完井质量3）气液高速流入井底10、 各种完井方式下气井产能方程：1）裸眼完井：能量消耗在地层

不考虑污染：P：-P：=ARqsc•BrQscBRBRBa)qscRascsc考虑污染：Pr-Pwf=(ArAa)qsc2）射孔完井：能量主要消耗在气层，射孔孔眼及附近压实带PR—PwfPR—Pwf=(ARA)pqsc(pscPqsc33）砾石充填完井：PR— P=PR— P=(ARApAG qs(BRBaBP )BGQscAr'BRI地层层流、紊流系数Aa、Ba-地层污染带层流项、紊流项系数aa其中：aaAP、BP-射孔孔眼及其周围层流项、紊流项系数ag、bg-砾石充填带层流项、紊流项系数11、射孔完井表皮系数S来源于三方面：1）Sd--井筒伤害2） Sp—射孔孔道几何形状引起的表皮系数3） Sdp—孔道周围压实带产生的伤害引起的表皮系数第五章气藏动态分析1、凝析气藏特点：1） 与油藏区别：地层条件下烃类体系所处相平衡状态不同凝析气藏原始气油比大于油藏原始气油比2） 与气藏区别：凝析气藏产物为气和凝析油，气藏产物只有气凝析气藏压力下降到凝析压力以下时出现逆凝析现象2、 气藏驱动方式：1）气压驱动：地层压力系数-与累积采气量Gp呈线性关系z2）弹性水驱：由于地层水能量补充使压力下降比气驱缓慢3） 刚性水驱：3、 判断气藏驱动方式的依据：1）驱气动力2）开发各阶段气藏动态变化与周围供水区相互作用4、 决定气藏驱动方式的主要因素：地质因素：1）原始地层压力2） 含水区和供水区岩性及储集层物性特征3） 含水区的均质程度和连续性4） 气水界面附近情况工艺因素：1）采气速度2）开发方式5、水驱油藏物质平衡方程式:GpBGpBgWpBw二G®_Bg)W•Gq(—CwSwi+Cf-).沖G-储量Gp-累积米气量Wp-累积产水量We-侵入水量

其中： Bgi-原始气体体积系数Bg-气体体积系数Bw-水体积系数Cw-水压缩系数Cf-岩石压缩系数Swi-束缚水饱和度6、气藏驱动类型分析方法：1）视地层压力法：-二Gp曲线为直线说明是定容封闭气藏，气压驱动Pz局限性：忽略束缚水和岩石压缩系数2）水侵体积系数法：_■RD曲线呈45度直线下降说明是定容封闭气藏，气压驱动孙水侵体积系数1-RD其中：-相对压力系数1■'RD-采出程度3）视地质储量法：Ga-Gp曲线呈水平线时（Ga=G）说明是定容封闭气藏，气压ap a驱动 （Ga--视地质储量）7、气井生产制度（工艺制度）分析：目的：1）确保安全生产2）确保地下资源合理利用措施：在井口或井底安装装置调控产量限制气井产量的因素：1）自然因素 2）工艺因素3）经济因素决定作用&气井合理产能评价方法：1）经济配产法:2）采气曲线配产法 减少紊流效应选取线段刚偏转的点3）考虑地层与井筒的协调配产法：选取流入曲线与流出曲线交点第六章排水采气1、 气井中液体来源：1）地层中游离水或烃类凝析液进入井筒2）地层中含有水蒸气的天然气流入井筒2、 井筒积液过大造成低压井停喷、高压井中液体出现段塞流3、 气井携液临界流速Ucr:气井开始积液时，井筒内气体的最低流速气井携液临界流量qcr:临界流速对应的流量影响因素：1）温度2）压力3）油管直径（同一井筒直径大的地方容易积液）

4、气井携液临界流量模型：1）液膜模型2）液滴模型液滴模型假设气流携液最低条件为使气体中最大液滴能连续向上运动5、间歇生产所需气量小于气井携液临界流量6、气井携液临界流量用途：1）确定气井能否连续携液2）优选管柱排水采气：一口井若不能连续携液可以更换小尺寸油管使其连续携液，此方法时不适用于低产井7、泡沫排水采气：将表面活性剂注入井底，借助天然气流的搅拌，与井底积液充分接触，产生大量较稳定、低密度的含水泡沫，泡沫将井底积液携带至地面从而达到排水采气的目的适用条件需考虑：井温、井深、气流速度、日产量、液态烃、硫化氢、二氧化碳、地层水矿化度&起泡剂排水采气机理：1）泡沫效应：泡沫产生意味着气水两相结合得更加紧密2）分散效应：分散效应促使流态转变，降低临界携液流量3） 减阻效应4） 洗涤效应9、起泡剂性能：1）可降低水的表面张力2）起泡性能好，使水和气形成水包气型乳状液3）能溶解于地层水，亲憎平衡值要求在9-15之间4）泡沫携液量大（水