Расчет технологического режима, обоснование и рекомендации по выбору 3х разнодебитных газоконденсатных скважин подключенных к УКПГ-3. Рас

 
 
 

    2.2 Расчет свойств и псевдокритических параметров смеси

    Молекулярная  масса газовой смеси определяется по формуле:

                                                                                                    _(2.2.1)

где Мi - молекулярная масса i-го компонента; х_i - объемная (мольная) доля i-го компонента, %.

    Критическая температура смеси определяется по формуле:

                                                                                                                _(2.2.2)

где Т_крi - критическая температура i-го компонента, К.

    Критическое давление смеси определяется по формуле:

                                                                                                                _(2.2.3)

где Р_крi- критическое давление i-го компонента, МПа.

    Плотность газовой смеси при стандартных условиях определяется по формуле:

                                                                                             _(2.2.4)

                                                                                       _(2.2.5)

                                                                                                       _(2.2.6) 

где М_ст - молекулярная масса газовой смеси при стандартных условиях, V_ст – объем газовой смеси при стандартных условиях, V_i - объем одного моля i-го компонента, 10^-3м³.

    Относительную плотность определяем по формуле:

                                                        

                                                    (2.2.7)

где  ρ_воз=1,205, кг/м³ – плотность воздуха.

    Газовая постоянная определяется по формуле:

                                           

                                                       (2.2.8)

где R_i - газовая постоянная i-го компонента, м/^оС.

    Вязкость  газовой смеси определяется по следующим формулам:

    Величина  μ_ат определяется по формуле:

                                                                                         _(2.2.9)

где μ_i - коэффициент динамической вязкости i-го компонента при заданной температуре и атмосферном давлении, мПа·с.

    Величина  μ_{i ат} определяется  по формуле:

                                                                                 _(2.2.10)

где M_i - молекулярная масса i-го компонента; Ω_μiат - интеграл столкновений; Т - температура газа, К; _i – параметр потенциалов, А.

    Значения  констант _i и Ωμ_iат находят по таблицам 2 и 14 [2] по известному компонентному составу газа. Для нахождения Ωμ_iат сначала вычисляют величину

                                                  

                                                         (2.2.11)

Величина  (ε/k),К дана в табл.2 [2]. Для неполярных компонентов δ = 0. Значения Ωμ_iат в зависимости от Т* приведены в табл. 13 и 14 [2].

    По  приведенным параметрам Р_пр и Т_пр по рис.18 [2] определяем μ* и рассчитываем μ при данных температуре и давлении

                                              

                                                       (2.2.12)

    Для определения Р_пк и Т_пк газовых смесей газоконденсатных месторождений используем формулы

;                                         _(2.2.13) 
;                                 _(2.2.14)

_{Рпк – псевдокритическое давление, МПа;}

_{Тпк – псевдокритическая температура, К.} 

Таблица 2.2.1 - Результаты расчета свойств газоконденсатной смеси

3. Методы газогидродинамических исследований газовых и газоконденсатных скважин

     Важнейшими  источниками  информации о газоносном пласте и скважинах газового месторождения являются газогидродинамические методы исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации, результаты этих исследований необходимы при определении запаса газа и конденсата, при проектировании и анализе разработки месторождений, составлении проектов обустройства, установления технологических режимов эксплуатации скважин, оценке их эффективности различных геолого-технических мероприятий. проводимых на скважинах и т.д.

     В настоящее время получают развитие так называемые комплексные исследования газовых скважин, основанные на применении газогидродинамических и геофизических методов в сочетании с лабораторными анализами кернов и продукции скважины (газа, конденсата и воды). Применение комплексных методов позволит получать более полные данные о пластах и скважинах. При помощи геофизических методов в сочетании с газогидродинамическими можно разрешить многие вопросы проектирования и анализа разработки месторождений и, в особенности, в разработке эффективных методов контроля и регулирования разработки. 

     3.1   Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В.

     Процесс исследования скважин можно разделить  на два этапа: собственное исследование и интерпретация результатов.

     Наиболее  чаще используется графический метод  определения коэффициентов А и В, требующий исследовать скважины на не менее 5-7 режимах. Испытания проводят последовательно, переходя от меньших дебитов к большим.

     Давление  и дебит измеряют непрерывно, начиная  с момента пуска скважины до их стабилизации, то есть когда их значения не изменяются во времени на данном режиме работы и в последующем после закрытия скважины. Значения их, используемые для обработки результатов испытания с целью построения индикаторной кривой, определяют при условии практически полной стабилизации давления. Индикаторная кривая это зависимость между ∆Р² и Q. Как видно из уравнения притока этой зависимостью является парабола, выходящая из начала координат. Одной из основных задач исследования скважин является определение  коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В. Для этого выражение 

                             (3.1.1) 

приводят  к уравнению прямой линии: 

                                                      (3.1.2) 

    Построив  затем график зависимости DР²/Q = f (Q) , получают прямую линию, отсекающую на оси ординат отрезок, равный  «А», тангенс угла наклона которого равен коэффициенту «В».

    Данные  для определения коэффициентов  А и В графоаналитическим методом были получены в ГПУ, таблица 3.1.1. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 3.1.1 - Данные для определения коэффициентов А и В

                              
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Рисунок 3.1.1 - Зависимость ∆Р² и ∆Р²/Q от Q (скв. № 155) 
 
 

     Рисунок 3.1.2 - Зависимость ∆Р²  и ∆Р²/Q от Q (скв. № 428) 
 
 
 
 
 
 

                                                                                   

                                                                        

 

Рисунок 3.1.3 - Зависимость ∆Р² и ∆Р²/Q от Q (скв. № 429) 
 
 
 
 
 
 

     

4. Расчет технологического режима газоконденсатной скважины

     4.1 Факторы и критерии, влияющие на выбор  технологического  режима эксплуатации скважины.

     На правильный выбор технологического режима влияет множество факторов, и поэтому при их недостаточном изучении установленный режим оказывается неправильным. К основным факторам, влияющим на режим эксплуатации на ОНГКМ, относятся: образование гидратов в стволе скважины, наличие коррозионно-активных компонентов в составе газа, образование жидкостных пробок, подтягивание конусов пластовой воды к забою скважины. Каждый из перечисленных факторов имеет свои критерии.

     Критерием образования гидратов в стволе скважины является  температуры на устье скважины, которая должна быть ниже равновесной   температуры гидратообразования. Для того, чтобы ингибиторная пленка не срывалась с внутренней поверхности оборудования скорость на устье не должна превышать 11 м/с. Для того, чтобы не образовывались жидкостные и песчаные пробки, скорость на забое должна быть более 4 м/с. Для того, чтобы конус пластовой воды не подтягивался к забою дебит скважины должен быть меньше предельного безводного дебита при относительном фактическом вскрытии. 

    4.2  Краткая характеристика  скважин

 
 
 

    4.3 Распределение давления и температуры в работающей скважине

    Давление  на рассматриваемом участке скважины определяется по формуле Адамова:

                                                                                                 _(4.3.1)

_{где Рз – давление на забое, МПа; Q – дебит скважины, тыс.м³/сут.}

    _{Безразмерный  параметр θ определяем по формуле:}

                                                                              _(4.3.2)