Реферат: Гидродинамические исследования скважин Ямсовейского газоконденсатного месторождения

--PAGE_BREAK--
1. Географическая и орографическая характеристика Ямсовейского газоконденсатного месторождения


Ямсовейское газоконденсатное месторождение расположено на территории Ямало – Ненецкого автономного округа в пределах Надымского и Пуровского районов Тюменской области, в <metricconverter productid=«425 км» w:st=«on»>425 км от г. Салехарда, в <metricconverter productid=«60 км» w:st=«on»>60 км на юго-восток от поселка Пангоды.

Территория месторождения представляет собой заболоченную равнину с множеством мелких и глубоких озер. Отметки рельефа изменяются от +<metricconverter productid=«62 м» w:st=«on»>62 м в долинах рек до +<metricconverter productid=«92 м» w:st=«on»>92 м на водоразделах. Речная сеть представлена реками Большой и Малый Ямсовей, Танлова, Ягенетта и их притоками. Русла рек сильно извилисты и имеют небольшую глубину, практически несудоходны. В среднем течении реки Ямсовей имеются месторождения строительных песков, песчано-гравийной смеси. Местность сильно заболочена. В летнее время болота непроходимы для всех видов транспорта. Вскрываются реки в конце мая – начале июня и замерзают в середине октября.

Месторождение расположено в зоне тундры, покрытой моховой растительностью, с участками редколесья. Климат района – континентальный с холодной и продолжительной зимой и коротким прохладным летом. Среднегодовая температура минус 2-30 С. Самые холодные месяцы – декабрь и январь. Среднемесячная температура в январе минус 300 С, наиболее низкая – 550 С. Самый теплый месяц – июль со средней температурой +140 С. Снеговой покров устанавливается с середины октября и сходит в середине мая. Мощность снегового покрова 1-<metricconverter productid=«1,5 м» w:st=«on»>1,5 м. Средняя продолжительность снежного покрова – 230 дней.

Годовое количество осадков составляет 300 – <metricconverter productid=«500 мм» w:st=«on»>500 мм, большая часть которых приходиться на лето.

Населенных пунктов очень мало. Плотность населения – редкая. Ближайшими к месторождению являются поселки Ныда, Нумги, Тарко-Сале, Уренгой, города Новый Уренгой и Надым.

Основной состав населения – русские, ненцы, ханты, украинцы, башкиры. Население занято, в основном, рыболовством, охотой, звероводством, геологоразведочными работами.

Дорожная сеть в районе месторождения отсутствует. Транспортировка грузов и оборудования в летнее время возможна только вертолетами, зимой – гусеничным и авиатранспортом.

В <metricconverter productid=«100 км» w:st=«on»>100 км находится месторождение Медвежье, где расположены головные сооружения газопровода Медвежье — Пунга. Город газодобытчиков Надым расположен в <metricconverter productid=«140 км» w:st=«on»>140 км к западу от месторождения. Ближайшая железнодорожная станция г. Новый Уренгой находится <metricconverter productid=«95 км» w:st=«on»>95 км к северо-востоку. Севернее, в <metricconverter productid=«50 км» w:st=«on»>50 км, проходит железная дорога Новый Уренгой – Пангоды с грузовым движением. Действует автомобильная дорога Старый Надым – Пангоды. Севернее месторождения проходит трасса магистральных газопроводов Уренгой – Центр.




2. Геологическая характеристика Ямсовейского месторождения. Характеристика продуктивных пластов. Физико-химическая характеристика газа. Дебитность скважин
Маршрутные и площадные сейсмоработы начали проводится с 50-х годов.

В пределах Ямсовейского месторождения опробованы четыре нефтегазоносных комплекса.

Нижне-среднеюрский комплекс является региональным нефтегазоносным и приурочен к кровле комплекса. В пределах месторождения комплекс вскрыт на максимальную толщину <metricconverter productid=«190 м» w:st=«on»>190 м.

Ачимовский НГК опробован во всех пробуренных скважинах и по результатам испытаний скв.81 установлена газоконденсатная залежь в ачимовской пачке. По результатам бурения установлено наличие нефтяной залежи, подстилающей газоконденсатную залежь. С учетом дополнительных данных залежь представляется газо-конденсатно-нефтяной. Ее размеры 4 х <metricconverter productid=«7 км» w:st=«on»>7 км, высота <metricconverter productid=«28 м» w:st=«on»>28 м, предполагаемая высота нефтяной оторочки <metricconverter productid=«14 м» w:st=«on»>14 м.

Неокомский НГК не опробован. По материалам промысловой геофизики проницаемые пласты характеризуются водоносными.

Апт-сеноманский комплекс в глубоких скважинах опробован в нижней и верхней частях. Из перспективных интервалов (ПК22, ПК20, ПК18) получены притоки воды.

Залежь газа в кровле сеноманской толщи вскрыта на глубинах 884 – <metricconverter productid=«1035 м» w:st=«on»>1035 м. Сверху залежь контролируется глинистой покрышкой туронского и палеогенового возраста толщиной около <metricconverter productid=«500 м» w:st=«on»>500 м. Газовая залежь идентична по своему строению залежам других месторождений Надым-Пурской нефтегазоносной области. Продуктивная толща представлена переслаивающимися песчано-алевритовыми и глинистыми породами. Толщина пластов – коллекторов в газонасыщенной части разреза составляет 0,4-<metricconverter productid=«22,6 м» w:st=«on»>22,6 м, а прослои заглинизированных пород и глин, исключенных из эффективных толщин 0,4 — <metricconverter productid=«7,7 м» w:st=«on»>7,7 м.

В разрезе сеноманских отложений Ямсовейского месторождения наблюдается преобладание проницаемых пород. Доля коллекторов по скважинам колеблется от 49,2 до 86,9%. В среднем для Ямсовейской площади песчанистость составляет 71,5%.

Проведенными площадными сейсморазведочными работами 1993-1994 гг. существенно уточнена геометрия сеноманской залежи как по кровле, так и по поверхности ГВК. Поверхность ГВК оказалась более сложной, подверженной различного рода флуктуациям. По данным сейсмики отметки седловины между Ямсовейским и Ярейским поднятиями оказались гипсометрически выше поверхности ГВК, что позволяет утверждать об единстве залежей в сеноманском комплексе этих месторождений.

В большинстве скважин ГВК отбивается на отметках минус 940 –943 м. Среднее положение на отметке –940 м. Положение ГВК, принятое по геофизике, подтверждается данными испытания

Высота залежи <metricconverter productid=«185,4 м» w:st=«on»>185,4 м, размеры 16 х <metricconverter productid=«60 км» w:st=«on»>60 км. По типу залежь является массивной, водоплавающей. Начальное пластовое давление 9,8 МПа, пластовая температура 27,40С.

Проведенные в 1979-1989 гг. работы по изучению емкостных параметров показали, что сеноманские газонасыщенные породы обладают высокими фильтрационно-емкостными свойствами. По промыслово-геофизическим материалам коэффициент пористости равен 0,305 для Ямсовейской площади.

Результаты эксплуатационного бурения и доразведки залежи изменили представления о геологическом строении и ее геометрии.

Анализ геолого-геофизических материалов по скважинам месторождения показал несоответствие структурного плана по данным разведочного и эксплуатационного бурения. Расхождения в отметках кровли составляют от 2 до <metricconverter productid=«67,6 м» w:st=«on»>67,6 м, составляя в среднем +_25 м. Местоположение свода не изменилось. Северный небольшой купол преобразовался в структурный нос. Юго-западный присводовый участок стал более крупнопадающим.

Общая толщина по скважинам изменяется от 11,6 до <metricconverter productid=«177,2 м» w:st=«on»>177,2 м, эффективная – от 4 до <metricconverter productid=«141,6 м» w:st=«on»>141,6 м. Положение ГВК не изменилось.

По данным химического анализа состав газа сеноманской залежи по всей площади Ямсовейского месторождения остается практически неизменным Газ метанового состава с содержанием:

-                       метана — от 97,01 до 98,96%;

-                       этан – от 0,06 до 0,19%;

-                       содержание азота колеблется от 0,73 до 2,24%;

-                       углекислый газ – от 0,11 до 0,56%;

-                       инертные газы – гелий: от 0,002 до 0,017%

-                       аргон: до 0,02%

-                       водород – от 0,001 до 0,005%

-                       пропан, бутан, пентан – не обнаружены.

Относительный удельный вес газа по воздуху 0,56, низшая теплотворная способность колеблется в пределах 7788-7932 ккал. Среднекритические параметры газа, рассчитанные для среднего состава газа, составляют: Рс =4,48 МПа (45,7 кгс/см2),

Тс = 190,30К.

Специальные исследования на газоконденсатность в сеноманских скважинах не проводились. В анализах газа, отобранных на устье скважин, пентаны + вышекипящие не обнаружены.

Температура на глубине газоводяного контакта (сеноман) составляет 28,80С, а на отметке минус <metricconverter productid=«890 м» w:st=«on»>890 м (1/3 выше ГВК), к которой приведены пластовые давления – 27,40С.

Разбуривание скважин Ямсовейского месторождения осуществлялось кустовым способом при размещении в кустах от 3-х до 5-ти скважин. В данное время в эксплуатации находятся 27 кустов :

Из 5-ти скважин – 7 кустов;

Из 4-х скважин – 9 кустов;

Из 3-х скважин – 11 кустов.

В 103 эксплуатационные скважины спущены лифтовые трубы диаметром <metricconverter productid=«168 мм» w:st=«on»>168 мм, одна скважина оснащена комбинированной лифтовой колонной 168 х <metricconverter productid=«114 мм» w:st=«on»>114 мм.

Анализ добывных возможностей действующего фонда показал, что скважины обладают высокой продуктивностью: более 14% скважин являются высокопродуктивными с дебитами свыше 1000 тыс. м3/сутки;

31% скважин работает с дебитами от 750 до 1000 тыс. м3/сутки; невысокая продуктивность – до 500 тыс.м3/сут. отмечается у 20% скважин.

На месторождении с целью обеспечения равномерной отработке запасов по разрезу продуктивных отложений и длительной безводной эксплуатации скважин применена дифференцированая система вскрытия. Из 104-х проперфорированных эксплуатационных скважин верхняя часть вскрыта в 22 скважинах, нижняя – в 44 скважинах. Остальные эксплуатируют верхнюю и нижнюю части одновременно.

В настоящее время на Ямсовейском газоконденсатном месторождении находятся в эксплуатации четыре газоконденсатных скважины, пробуренные на ачимовские отложения. Были проведены исследования физико-химических свойств газового конденсата и дана его оценка как углеводородного сырья для производства моторных топлив. В современных нормативных документах, регламентирующих качество таких нефтепродуктов, как бензин, реактивное и дизельное топливо, содержание серы является одним из основных и постоянно контролируемых показателей. Поэтому следует обратить внимание на такой благоприятный фактор, как низкое содержание общей серы в газовом конденсате Ямсовея, благодаря чему не потребуется дополнительных затрат на гидроочистку.




3. Основные параметры пласта: пористость, проницаемость, начальная газонасыщенность
Физико-литологические свойства изучались по керну в центральной лаборатории Главтюменьгеологии. Керн отобран, в основном, из газонасыщенной части разреза. Вынос керна составил <metricconverter productid=«274,72 м» w:st=«on»>274,72 м или 47,05% к проходке с отбором керна.

Изготовлено и описано 49 шлифов, выполнено 145 анализов гранулометрического состава, 678 анализов пористости, 110 анализов проницаемости и 94 анализа остаточной водонасыщенности.

Открытая пористость пород-коллекторов изменяется от 17,7-25% в плотных алевролитах и слабоизвестковистых песчаниках, до 36-39% в слабосцементированных разностях песчаников и алевролитов. Наиболее часто встречаются значения пористости 31-33%, 33-35%. Средняя пористость по керну (417 определений) составляет 31,7%.

Около 60% изученных образцов керна характеризуются остаточной водонасыщенностью от 10 до 35%. Средневзвешенное значение остаточной водонасыщенности составляет 33,2%.

Средневзвешенное значение проницаемости по лабораторным данным равно 233 мД.

Проведенные в 1979-1989гг. работы по изучению емкостных параметров по скважинам, пробуренным на РНО, показали, что сеноманские газонасыщенные породы обладают высокими фильтрационно-емкостными свойствами. По промыслово-геофизическим материалам коэффициент пористости равен 0,305 для Ямсовейской площади и 0,29 — для Ярэйской площади.

Средневзвешенное значение коэффициента газонасыщенности для Ямсовейской площади равно 0,73 и 0,63 -для Ярэйской.




4. Толщина продуктивных пластов
Продуктивная толща представлена песчано-алевритовыми и глинистыми породами, характеризуется резкой фациальной изменчивостью. Разрезы даже в близрасположенных скважинах трудносопоставимы.

Толщина пластов-коллекторов составляет 0,4-<metricconverter productid=«10 м» w:st=«on»>10 м и более. В газоносной части разреза преобладают песчано-алевритовые пласты (80%). В сводовой части разрез опесчанен (скв. 15,13,22).

Некоторое увеличение глинизации разреза от свода к крыльям намечается в северо-западном (скв. 10,14) и юго-восточном направлениях.

Четких литологических реперов сеноманская толща не содержит. В кровле залегает пласт, толщиной 5-<metricconverter productid=«6 м» w:st=«on»>6 м, представленный по керну алевролитами. песчаниками глинистыми. Ниже по разрезу залегают проницаемые породы, состоящие, в основном, из песчаников и алевролитов на 90-95%. Толщина этих пород изменяется от <metricconverter productid=«13 м» w:st=«on»>13 м (скв. 17) до <metricconverter productid=«32 м» w:st=«on»>32 м (скв. 15).

Далее залегает пачка частого чередования песчано-алевритовых и глинистых пород. В сводовой и присводовых частях преобладают песчано-алевритовые породы. Коллекторами газа являются песчаники мелкозернистые и алевролиты средние и крупнозернистые. Песчаники аркозовые, слюдистые, в различной степени глинистые, сильно каолинизированные, иногда с известковистым цементом. Алевролиты средней плотности, слюдистые, иногда известковистые. Характерны намывы растительного детрита, подчеркивающие разнообразную слоистость.

Степень отсортированности пород невысокая. Очень редко в образцах керна встречаются песчаники с хорошей и средней отсортированностью. Породы с лучшей отсортированностью обладают высокими емкостными фильтрационными свойствами (открытая пористость 30,0-34,5%, проницаемость 900мД). Наибольшее распространение в разрезе имеют песчаники и переходные разности между песчаниками и алевролитами, с преобладающим размером обломков 0,13-<metricconverter productid=«0,09 мм» w:st=«on»>0,09 мм. По составу обломочного материала песчано-алевритовые породы относятся к аркозовым. В них содержится 46-62% кварца, полевых шпатов 30-44%, обломки пород до 9% и слюд 1-7%. Характерна сильная каолинизация полевых шпатов. Среди обломков пород преобладают кремнисто-глинистые разности. Изредка встречаются хлоритизированные обломки эффузивных пород.

Содержание цемента в песчаниках и алевролитах колеблется от 5-15% в рыхлых разностях, до 20-25% в более плотных. В породах наблюдается смешанный тип цемента. Карбонатный цемент кальцитового типа, реже сидеритового состава имеет незначительное распространение. Песчаники и алевролиты с карбонатным цементом встречаются в виде маломощных прослоев. Обычно карбонатный тип цемента составляет 22-45% объема породы.

Плотными прослоями, исключенными из эффективной толщины, являются глины, иногда алевритистые, а также глинисто-кремнистые и известковистые породы, редкие прослои известняка и сидерита, а также песчаники и алевролиты с базальным карбонатным цементом.

Анализ геолого-геофизических материалов по скважинам Ямсовейского месторождения показал несоответствие структурного плана по данным разведочного и по результатам эксплуатационного бурения. Расхождения в отметках кровли составляют от 2 до <metricconverter productid=«67,6 м» w:st=«on»>67,6 м., в среднем ±25,0м. Местоположение свода не изменилось. Северный небольшой купол преобразовался в структурный нос. Юго-западный присводовый участок стал более крупнопадающим.

Общая толщина по скважинам изменяется от 11,6 (скв.496) до <metricconverter productid=«177,2 м» w:st=«on»>177,2 м (скв.150н), эффективная — от 4 (скв.496) до <metricconverter productid=«141,6 м» w:st=«on»>141,6 м (скв.100). Выделение »коллекторов произведено по общепринятым качественным признакам. Исходя из суммарных газонасыщенных толщин, построена карта газонасыщенных эффективных толщин.




5. Состав газа
В Центральной лаборатории Главтюменьгеологии по пробам,, отобранным из скважин Ямсовейского месторождения, было выполнено семь анализов газа и три анализа растворенного в воде газа (табл.1). Все пробы газа были отобраны на устье скважин. По данным химического анализа состав газа сеноманской залежи по всей площади Ямсовейского месторождения остается практически неизменным. Газ метанового состава с содержанием; метана от 97,01 до 98,96%, этана- от 0,06 до 0,19° о. Более тяжелые углеводороды в составе газа не обнаружены. Содержание азота колеблется от 0,73 до 2,24%. Из других негорючих компонентов присутствует углекислый газ от 0,11 до 0,56%. Инертные газы отмечены в непромышленных концентрациях (Не- от 0,002 до 0,017%, Ar— до 0,02%). В пяти пробах в очень незначительных количествах (от 0,001 до 0,050%) присутствует водород. Относительный удельный вес газа по воздуху 0,56, низшая теплотворная способность колеблется в пределах 7788-7932 ккал. Среднекритические параметры газа. рассчитанные для среднего состава газа составляют: Рс-=45,7 ата, Тс=190.3°К. Специальные исследования на газоконденсатность в сеноманских скважинах Ямсовейского месторождения не проводились. В анализах газа, отобранного на устье скважин, пентаны + вышекипящие не обнаружены. Это, по-видимому, связано с условиями отбора проб и недостаточной точностью определения гомологов метана существующими методами хроматографии.

В результате опробования газоконденсатной залежи в отложениях ачимовской толщи (скв.81) состав пластового газа следующий: СН4 -77,54%, C2H6–5.37%, C3H8-2,02% нС4Н10 — 1.01% вС4Н10 — 6,52%. СО2 -1.03% N2-3.68%. Потенциальное содержание конденсата в пластовом газе 361 г/м3 Групповой состав конденсата: нафтеновые — 21,47%, метановые — 46,73%, ароматические-24,14%. Результаты анализа свободного газа Ямсовейского месторождения


--PAGE_BREAK--Исследование газовых скважин при установившихся режимах проводится в следующем порядке :
1) Перед исследованием скважину продувают в течении 15 – 20 мин. Для удаления твердых частиц и жидкости с забоя скважин. После продувки скважину закрывают до полного восстановления давления. На многих газовых месторождений это время составляет 2 – 3 ч.

2) В диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТе) устанавливают диафрагму с малым диаметром калиброванного отверстия. После этого открывают коренную задвижку, пускают скважину в работу до наступления установившегося состояния, при котором давление и температура газа перед диафрагмой ДИКТа и в затрубном пространстве не изменяется во времени. Записывают эти давления и температуры газа в журнал исследований и останавливают скважину, полностью закрывая коренную задвижку (см. рис. 1 ).

3) В ДИКТе устанавливают диафрагму с большим диаметром калиброванного отверстия и вновь дожидаются наступления установившегося состояния, записывают давления и температуры, после чего скважину останавливают.

Такие операции повторяют 4, 6 или 9 раз, по числу имеющихся диафрагм. С целью контроля после исследования скважины на диафрагме с наибольшим калиброванным отверстием иногда повторяют исследование на диафрагме с меньшим диаметром отверстий.

4) По давлению и температуре газа перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают дебит газа для каждой диафрагмы.

5) По статическому затрубному давлению или динамическому давлению перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают давление на забое скважины.


<img width=«426» height=«264» src=«ref-1_1450930968-29675.coolpic» v:shapes="_x0000_i1026">

Рис. 1. Схема расположения оборудования и приборов при испытании диафрагменным измерителем критического течения :

1 – диафрагменный измеритель;

2 – породоуловитель;

3 –6 – манометры.




10. Обработка результатов исследований
Обработка результатов исследований скважин начинается с определения забойных давлений. Наиболее надежные данные получают при непосредственном измерении забойных давлений глубинными приборами. Однако, если газ достаточно чист (примеси не превышают 1 – 10 г/см3), вполне допустимо забойные давления определять по давлению на устье скважины. При неподвижном столбе газа
<img width=«90» height=«37» src=«ref-1_1450960643-363.coolpic» v:shapes="_x0000_i1027">, (1)
<img width=«20» height=«24» src=«ref-1_1450961006-100.coolpic» v:shapes="_x0000_i1028"> – давление на забое;

<img width=«21» height=«25» src=«ref-1_1450961106-105.coolpic» v:shapes="_x0000_i1029"> – давление неподвижного столба на устье.
<img width=«125» height=«50» src=«ref-1_1450961211-602.coolpic» v:shapes="_x0000_i1030">, (2)
<img width=«16» height=«17» src=«ref-1_1450961813-92.coolpic» v:shapes="_x0000_i1031"> – относительная плотность газа;

<img width=«13» height=«19» src=«ref-1_1450961905-88.coolpic» v:shapes="_x0000_i1032"> – глубина скважины до расчетного уровня, м;

<img width=«13» height=«13» src=«ref-1_1450961993-83.coolpic» v:shapes="_x0000_i1033"> – среднее по высоте значение коэффициента сжимаемости газа;

<img width=«15» height=«17» src=«ref-1_1450962076-91.coolpic» v:shapes="_x0000_i1034"> – средняя по скважине абсолютная температура газа, К.

Если по той или иной причине в скважине не образуется неподвижный столб газа, а его давление на устье удается замерить, забойное давление можно рассчитать по формуле
<img width=«188» height=«35» src=«ref-1_1450962167-714.coolpic» v:shapes="_x0000_i1035">, (3)
<img width=«23» height=«19» src=«ref-1_1450962881-101.coolpic» v:shapes="_x0000_i1036"> и <img width=«23» height=«21» src=«ref-1_1450962982-107.coolpic» v:shapes="_x0000_i1037"> –абсолютные давления на забое и на устье, МПа;

<img width=«13» height=«17» src=«ref-1_1450963089-87.coolpic» v:shapes="_x0000_i1038"> – расход газа, м3/с;

Приравняем (1) и (3), получим:
<img width=«171» height=«27» src=«ref-1_1450963176-331.coolpic» v:shapes="_x0000_i1039">,… (4)

<img width=«127» height=«49» src=«ref-1_1450963507-480.coolpic» v:shapes="_x0000_i1040">,… (5)

<img width=«208» height=«51» src=«ref-1_1450963987-619.coolpic» v:shapes="_x0000_i1041">,… (6)
<img width=«15» height=«19» src=«ref-1_1450964606-90.coolpic» alt="*" v:shapes="_x0000_i1042">       — определяется по справочникам как функция числа Рейнольдса и относительной шероховатости труб;
<img width=«195» height=«51» src=«ref-1_1450964696-618.coolpic» v:shapes="_x0000_i1043">,… (7)
<img width=«21» height=«25» src=«ref-1_1450965314-102.coolpic» v:shapes="_x0000_i1044">  — определяется по значениям Р и Т на устье скважины и по предполагаемым их значениям на забое;

<img width=«15» height=«19» src=«ref-1_1450965416-90.coolpic» v:shapes="_x0000_i1045"> – внутренний диаметр фонтанных труб, м.
<img width=«172» height=«72» src=«ref-1_1450965506-604.coolpic» v:shapes="_x0000_i1046">, (8)
e-относительная шероховатость e=0,0395;

Re-число Рейнольдса:
<img width=«113» height=«44» src=«ref-1_1450966110-334.coolpic» v:shapes="_x0000_i1047">, (6)
Q-дебит газа, тыс.м3/сут;

r— плотность газа по воздуху;

d- внутренний диаметр, м;

m— динамическая вязкость газа, Па*с.

После того как определены давления, подсчитываются расходы газа. При исследованиях скважин расход газа определяется с помощью диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа) (см. рис. 2), измерителя некритического течения и трубки Пито.

Измеритель критического течения подключается к устью скважины через сепаратор (породоуловитель). Противодавление в скважине создается диафрагмой диаметра d, помещенной в головке ДИКТа 1 с помощью прижимной гайки 2. Давление <img width=«19» height=«23» src=«ref-1_1450966444-99.coolpic» v:shapes="_x0000_i1048"> перед диафрагмой измеряется манометром, подключенным к ниппелю 3. Температура газа измеряется термометром, помещенным в карман 4.
<img width=«233» height=«318» src=«ref-1_1450966543-19134.coolpic» v:shapes="_x0000_i1049">

Рис. 2 Диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ):

1-     диафрагма, 2- отверстие для продувочного вентиля, 3- вентиль,

4- термометрический стакан.




11. Расчётная часть
11.1 Порядок расчёта дебита скважины
Уравнение притока газа к скважине рассчитывается по формуле:
<img width=«12» height=«23» src=«ref-1_1450985677-73.coolpic» v:shapes="_x0000_i1050"><img width=«136» height=«25» src=«ref-1_1450985750-271.coolpic» v:shapes="_x0000_i1051">,… (1)
формула Г. А. Адамова для НКТ:
<img width=«127» height=«27» src=«ref-1_1450986021-260.coolpic» v:shapes="_x0000_i1052">,… (2)
уравнение движения газа в шлейфе:
<img width=«107» height=«27» src=«ref-1_1450986281-243.coolpic» v:shapes="_x0000_i1053">,… (3)
где Рпл — пластовое давление, МПа;

Рвх – давление входа в коллектор, МПа;

Ру — устьевое давление на скважине, МПа;

Рс – забойное давление в скважине, МПа;

e2s– член, учитывающий массу газа в НКТ;

А и В –коэффициенты фильтрационных сопротивлений;
<img width=«123» height=«47» src=«ref-1_1450986524-344.coolpic» v:shapes="_x0000_i1054">,… (4)
где zср– коэффициент сверхсжимаемости газа;

Тср – средняя температура в скважине, К;

Н – глубина скважины, м;

<img width=«13» height=«17» src=«ref-1_1450986868-85.coolpic» v:shapes="_x0000_i1055"> — плотность газа,

<img width=«208» height=«51» src=«ref-1_1450963987-619.coolpic» v:shapes="_x0000_i1056">,… (5)
где <img width=«13» height=«17» src=«ref-1_1450987572-87.coolpic» v:shapes="_x0000_i1057"> — коэффициент гидравлического сопротивления;

dвн– внутренний диаметр НКТ, мм;
Помножив уравнение (3) на e2sи затем сложив уравнения (1), (2), (3) получим выражение:
<img width=«257» height=«25» src=«ref-1_1450987659-437.coolpic» v:shapes="_x0000_i1058">,… (6)
В связи с очень малыми значениями произведения <img width=«36» height=«24» src=«ref-1_1450988096-135.coolpic» v:shapes="_x0000_i1059"> ими можно пренебречь, тогда введем В*= (B+<img width=«17» height=«23» src=«ref-1_1450988231-98.coolpic» v:shapes="_x0000_i1060">), получим:
<img width=«175» height=«25» src=«ref-1_1450988329-319.coolpic» v:shapes="_x0000_i1061">,… (7)
Решая квадратное уравнение, получим:
<img width=«228» height=«49» src=«ref-1_1450988648-556.coolpic» v:shapes="_x0000_i1062">,… (8)
Назначая произвольно несколько значений Рвх = 1…7 МПа, рассчитываем дебиты при заданных нами режимах, по ним строим графики зависимости Рвх от qi.
    продолжение
--PAGE_BREAK--11.2 Методика расчета свойств смеси газов


Коэффициент сверхсжимаемости определим по формуле Латонова-Гуревича:


z=(0,4×lg(Тпр)+0,73)Рпр+0,1×Рпр,… (9)
Псевдокритическая температура смеси газов:
Тпк=SТкрi×hi                                      (10)
Псевдокритическое давление смеси газов:
Рпк=SРкрi×hi                                                           (11)
где Ткрi, Ркрi – значения критической температуры и критического давления для отдельных компонентов, К, МПа;

hi– мольная доля компонента в газе;

Приведенная температура:
Тпр=Т/Тпк                                                               (12)
Приведенное давление:
Рпр=Р/Рпк                                                              (13)
где Т, Р – рабочие температура и давление, К, МПа;
11.3 Расчет гидравлического сопротивления
Давление на забое остановленной скважины определяют по формуле:
<img width=«80» height=«25» src=«ref-1_1450989204-197.coolpic» v:shapes="_x0000_i1063">,… (1)


<img width=«123» height=«47» src=«ref-1_1450986524-344.coolpic» v:shapes="_x0000_i1064">,… (2)
Так же можно рассчитать по формуле:
<img width=«125» height=«27» src=«ref-1_1450989745-282.coolpic» v:shapes="_x0000_i1065">,… (3)
Приравняем (1) и (3), получим:
<img width=«171» height=«27» src=«ref-1_1450963176-331.coolpic» v:shapes="_x0000_i1066">,… (4)

<img width=«127» height=«49» src=«ref-1_1450963507-480.coolpic» v:shapes="_x0000_i1067">,… (5)

<img width=«208» height=«51» src=«ref-1_1450963987-619.coolpic» v:shapes="_x0000_i1068">,… (6)
где dвн– внутренний диаметр НКТ, мм;
<img width=«195» height=«51» src=«ref-1_1450964696-618.coolpic» v:shapes="_x0000_i1069">,… (7)
где zср– коэффициент сверхсжимаемости газа;

Тср — средняя температура в скважине, К.

Расчёт ведётся в EXCEL.

Полученные расчеты занесём в таблицы:




12. Результаты расчётов
12.1 Расчёт дебитов скважин
Таблица.

 

 

 

RO=

0,56

 

s=

0,0726041

 

Тср=

285

К

e^2s=

1,1562803

 

Zср=

1

 

q=

316,15831

т. м3/сут

H=

1082

м

 

310,73839

т. м3/сут

Dвн=

8,38E-05

мм

 

280,41326

т. м3/сут

A=

0,103574

 

 

168,97603

т. м3/сут

B=

0,000256

 

сумма=

1076,286

 

Pпл=

7,74

МПа

 

 

 

Рвх=

1

МПа

 

 

 

 

1,5

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

5,5

 

 

 

 

B*=

0,00026

 

 

 

 

тета=

4,17E-06

 

 

 

 

лямда=

0,02

 

скв.362

 

 

 

 

 

 

 

 

RO=

0,56

 

s=

0,0735331

 

Тср=

284

 

e^2s=

1,1584307

 

Zср=

1

 

q=

327,76322

 

H=

1092

 

 

323,09418

 

Dвн=

8,38E-05

 

 

296,82758

 

A=

0,048363

 

 

197,18695

 

B=

0,000398

 

сумма=

1144,8719

 

Pпл=

7,76

 

 

 

 

Рвх=

1

 

 

 

 

 

1,5

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

5,5

 

 

 

 

B*=

0,000402

 

 

 

 

тета=

4,20E-06

 

скв.363

 

 

RO=

0,56

 

s=

0,0739372

 

Тср=

284

 

e^2s=

1,1593672

 

Zср=

1

 

q=

268,25458

 

H=

1098

 

 

264,82954

 

Dвн=

8,38E-05

 

 

245,54319

 

A=

0,01564

 

 

171,95469

 

B=

0,00076

 

сумма=

950,58201

 

Pпл=

7,77

 

 

 

 

Рвх=

1

 

 

 

 

 

1,5

 

 

 

 

 

3

 

 

 

 

 

5,5

 

 

 

 

B*=

0,000764

 

 

 

 

тета=

4,22E-06

 



12.2 Методика расчёта свойств смеси газов
1. z=(0,4lg(Ткр)+0,73) <img width=«17» height=«21» src=«ref-1_1450992075-121.coolpic» v:shapes="_x0000_i1070">+0.1Ркр=(0,4*lg(1.478)+0,73) <img width=«21» height=«21» src=«ref-1_1450992196-87.coolpic» v:shapes="_x0000_i1071">+0.1*2.1=0.83

2.Тпк= <img width=«17» height=«20» src=«ref-1_1450992283-93.coolpic» v:shapes="_x0000_i1072">Ткр<img width=«13» height=«17» src=«ref-1_1450992376-88.coolpic» v:shapes="_x0000_i1073">i= 0,9848*190,5+0,00114*305,4+0,0236*125,3+0,0016*304=191,41 К

3.Рпк= <img width=«17» height=«20» src=«ref-1_1450992283-93.coolpic» v:shapes="_x0000_i1074">Ркр/ <img width=«13» height=«17» src=«ref-1_1450992376-88.coolpic» v:shapes="_x0000_i1075">i=0,9848*4,88+0,00114*5,07+0,0236*3,53+0,0016*7,64=4,914 МПа

4.T= 283 K

Тпр= Т/Ткр =283/191,41=1,478 К

5.Р= 10,3 МПа

Pпр= P/Pкр =10.3/4.9=2.1 МПа




Таблица 12.1 Состав газа

<img width=«457» height=«177» src=«ref-1_1450992645-11154.coolpic» v:shapes="_x0000_i1076">
12.3 Расчёт гидравлического сопротивления
    продолжение
--PAGE_BREAK--