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

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 28 Декабря 2011 в 22:58, курсовая работа

Описание

Технологический режим работы газовых скважин - это заранее запрограммированные определенные условия движения газа в призабойной зоне и по стволу скважины, характеризуемые значением дебита и забойного давления и определяемые некоторыми естественными ограничениями. Например, энергосбережением, эксплуатацией без осложнений и аварий, недопущением разрушения пород забоя при высоких депрессиях или поступления пластовой воды на забой и др.

Содержание

Введение……………………………………………………………..……………….4
1. Краткая геологическая характеристика зоны, дренируемой скважинами, подключенными к УКПГ -3.…….………………………………………………….….5
2. Состав газа ………………………………………..…………………………….7
2.1 Расчет компонентного состава пластовой смеси ..…………………….…….7
2. 2 Расчет свойств и псевдокритических параметров смеси ………………….8
3. Методы газогидродинамических исследований газовых и газоконденсатных скважин………………………………………………………………………….…11
3.1 Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В ....11
4. Технологический режим газоконденсатной скважины………………………17
4.1 Факторы и критерии, влияющие на выбор технологического режима эксплуатации скважины………..…………………………………………………….17
4.2 Краткая характеристика скважин …………………………………….....….17
4.3 Распределение давления и температуры в работающей скважине …………18
4.4 Определение равновесной температуры гидратообразования ……….…….20
4.5 Расчет расхода ингибитора гидратообразования………………………….28
4.6 Определение скорости потока газа на забое и устье скважины………..……28
5. Предельный безводный дебит работы скважин……………………….………30
5.1 Определение предельного безводного режима работы скважин……...…….30
6. Анализ результатов расчетов……………………...……………………………35
7. Определение вертикальной проницаемости вскрытого пласта….………….38
Заключение…………………………………...……………………………………..42
Литература………………………………………………..…………………………43

Скачать (684.76 Кб) Сколько стоит заказать работу?
Работа состоит из  1 файл

Курсовая работа.docx

— 718.26 Кб (Скачать документ)

 где  λ- коэффициент гидравлического сопротивления; Z- коэффициент сверхсжимаемости газа при средних давлении и температуре; Тср - средняя температура, К; dфт- диаметр фонтанных труб, м; S- безразмерный параметр.

    Коэффициент гидравлического сопротивления  λ определяется по формуле:

                                                                                         (4.3.3)

где   l – абсолютная шероховатость, м. 

                                                                                      (4.3.4)

                                                                                                    (4.3.5)

    Коэффициент сверхсжимаемости определяется для условий Тср, К и Рср, МПа – средних на соответствующих участках ствола значений температуры и давления.

                                                                                         (4.3.6)   

где Тпр – приведенная температура, К; Рпр – приведенное давление, МПа.

                                               

                                          (4.3.7)

где Ткр – критическая температура, К; Ркр – критическое давление, МПа.

                                                                                                               (4.3.8)

где - относительная плотность газа, кг/м3; Х – текущее расстояние от забоя скважины, м.

    Изменение температуры при  движении газа по стволу работающей скважины рассчитывается по формуле:   

                                         (4.3.9)

где ∆Т – изменение  температуры в  призабойной зоне пласта, К; Тпл – пластовая температура, К; Г- геотермический градиент, К/м; Срх – теплоемкость газа, кДж/кг К; Di – коэффициент Джоуля- Томсона, К/МПа; α – коэффициент имеющий размерность 1/м; А – термический эквивалент работы, А= 0,0098 кДж/кгм.

                                                     (4.3.10)

где Сn – объемная теплоемкость горных пород, кДж/м3К; τ – время работы скважины, с; Нпл – толщина пласта, м; Rc – радиус скважины, м; Rк – радиус контура питания, м.

    Теплоемкость  газа определяется по формуле:

                                              (4.3.11)

    Функция Джоуля-Томсона рассчитывается по формуле:

                                                                             (4.3.12)

    Коэффициент Джоуля-Томсона рассчитывается по формуле:

                                                                                                                 (4.3.13)

    Безразмерная  функция времени определяется по формуле:

                                                                                                     (4.3.14)

где  λ – теплопроводность горных пород, кВт/мК.

    Размерный коэффициент определяется по формуле:

                                                                                                 (4.3.15)     

    4.4 Определение равновесной температуры гидратообразования

    Равновесная температура гидратообразования определяется по формуле :

                                    + 273                                                                (4.4.1)     

где  Трг, С; a и b – коэффициенты, определяемые по результатам экспериментов для каждого месторождения. Для ОНГКМ a = 16,7, b = -14,2.  
 
 

 

Таблица 4.4.1 – Результаты расчета давления и температуры по стволу выбранных скважин 

№ X H Pср Tср Zs l S q Px Cp FDT KDT a Tx Tргx
155 0 1712,5 2,40 304,6 0,943 0,01963 0,0000000 0,0000000 2,400 2,008 0,233 5,071 0,001266 304,6 281,9
343 1370 2,36 303,7 0,944 0,01963 0,0265856 0,0000116 2,311 2,005 0,234 5,114 0,001268 302,7 281,6
685 1027,5 2,31 301,9 0,944 0,01963 0,0534700 0,0000237 2,223 2,001 0,237 5,189 0,001271 299,1 281,3
1027,5 685 2,27 299,5 0,944 0,01963 0,0808307 0,0000363 2,135 1,996 0,241 5,287 0,001273 294,3 281,0
1370 342,5 2,23 296,7 0,944 0,01963 0,1087738 0,0000494 2,049 1,992 0,246 5,402 0,001276 288,8 280,7
1712,5 0 2,19 293,7 0,944 0,01963 0,1373654 0,0000630 1,962 1,987 0,251 5,529 0,001279 282,8 280,4
428 0 1657 2,41 304,1 0,942 0,01963 0,0000000 0,0000000 2,412 2,008 0,233 5,086 0,001168 304,1 281,9
331 1325,6 2,37 303,3 0,943 0,01963 0,0257625 0,0000112 2,321 2,005 0,235 5,124 0,00117 302,5 281,6
662,8 994,2 2,32 301,7 0,944 0,01963 0,0517737 0,0000229 2,230 2,001 0,237 5,192 0,001173 299,3 281,3
994,2 662,8 2,28 299,6 0,944 0,01963 0,0781988 0,0000351 2,140 1,997 0,241 5,281 0,001175 295,0 281,0
1325,6 331,4 2,24 297,0 0,944 0,01963 0,1051421 0,0000477 2,051 1,992 0,245 5,387 0,001178 289,9 280,7
1657 0 2,19 294,2 0,944 0,01963 0,1326716 0,0000607 1,961 1,988 0,250 5,506 0,001181 284,3 280,4
429 0 1727,5 2,49 303,8 0,941 0,01963 0,0000000 0,0000000 2,487 2,013 0,234 5,080 0,001028 303,8 282,1
345,5 1382 2,43 303,0 0,942 0,01963 0,0269294 0,0000117 2,382 2,009 0,235 5,119 0,001029 302,3 281,8
691 1036,5 2,38 301,5 0,942 0,01963 0,0541070 0,0000239 2,277 2,005 0,238 5,187 0,001032 299,1 281,5
1036,5 691 2,33 299,3 0,943 0,01963 0,0817098 0,0000366 2,174 2,000 0,241 5,278 0,001034 294,8 281,1
1382 345,5 2,28 296,7 0,943 0,01963 0,1098544 0,0000498 2,071 1,995 0,246 5,386 0,001036 289,7 280, 8
1727,5 0 2,24 293,9 0,943 0,01963 0,1386199 0,0000636 1,968 1,990 0,250 5,507 0,001039 284,0 280,4
 
 

   

Рисунок 4.4.1 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования в зависимости от дебита (скважина № 155) 
 
 
 
 
 
 
 
 

     Рисунок 4.4.2 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования в зависимости от глубины (скважина № 155)

     График  показывает, что условия для образования  гидратов не создаются. 
 
 
 
 
 
 

     Рисунок 4.4.3 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования в зависимости от дебита (скважина № 428) 
 
 
 
 
 

     Рисунок 4.4.4 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования в зависимости от глубины (скважина № 428)

     График  показывает, что условия для образования  гидратов не создаются. 
 
 
 
 
 
 
 
 

   Рисунок 4.4.5 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования в зависимости от дебита (скважина № 429) 
 
 
 
 

     Рисунок 4.4.6 - Распределение давления, температуры и равновесной температуры гидратообразования в зависимости от глубины (скважина № 429)

     График  показывает, что условия для образования  гидратов не создаются. 
 
 
 
 
 

    4.5 Расчет расхода ингибитора гидратообразования

                             (4.5.1)                                      
где   G1, G2 – весовые концентрации свежего и отработанного метанола, %, G1 = 98%; W1,W2 – влагосодержание газа в пласте и на устье скважины, кг/тыс.м3сут;

                                       

(4.5. 2)    

где  М – молекулярная масса метанола, М = 32; ∆Т – разность между равновесной температурой гидратообразования и температуры конца защищенного участка, К; К – экспериментальный коэффициент, К = 1295.

                                                   

                                              (4.5.3)

где Р - давление газа, МПа; А – коэффициент, равный влагосодержанию идеального газа; В – коэффициент, зависящий от состава газа и температуры.            

                               (4.5.4)

                              (4.5.5)

    4.6 Определение скорости потока газа на забое и устье скважины

    По  данным исследований принимаем на устье  Vкр ≤ 11м/с, при этом условии пленка ингибитора не срывается с внутренней поверхности оборудования скважины обеспечивая надежную защиту от коррозии.

    Для забоя Vкр > 4м/с при этом условии происходит вынос жидкости и механических примесей с забоя, что обеспечивает нормальную работу скважины.

    Скорость  на забое и устье скважины определяем по формулам:

;                                  (4.6.1)

    Для выбора и обоснования технологического режима удобно использовать такое понятие  как критический дебит, который  можно рассчитать по формулам:

;                              (4.6.2)

Таблица 4.6.1- Результаты расчета скорости и критического дебита

  Ру Рз Ту Тз Vу Vз Q г Qкр.мин. Qкр.мах
МПа МПа К К м/с м/с тыс.м3/сут тыс.м3/сут тыс.м3/сут
155 1,96 2,40 282,79 304,58 7,43 6,53 105,00 64,29 155,47
428 1,96 2,41 284,33 304,10 8,18 7,10 115,00 64,75 154,57
429 1,97 2,49 284,03 303,78 9,20 7,77 130,00 66,93 155,40

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