Разработка и эксплуатация месторождений природного газа КР-1. Халиков КР-1. Какие факторы влияют на точность определения давления и температуры по стволу скважин
 Скачать 41.76 Kb.
|
|
9-вариант Какие факторы влияют на точность определения давления и температуры по стволу скважин? При установлении технологических режимов эксплуатации скважин важно знать значения давлений и температур на забое и их распределения по стволу скважины. Давление и температуру на забое скважины измеряют непосредственно на устье при помощи глубинных приборов или вычисляют по известным параметрам. Для определения давления по стволу работающей газовой скважины используется выражение вида:  Рх = , (4.1)где Рх - давление на глубине Х от устья газовой скважины, МПа; Ру - устьевое давление в газовой скважине, МПа; q - дебит газовой скважины, тыс.м3/сут.  2S = , (4.2) где Х - глубина от устья скважины, на которой требуется определить давление, м. Средняя по интервалу расчета температура определяется как  Тср = , (4.3) где Ту - устьевая температура. К; Тх - температура на глубине X, К. Температура на заданной глубине Х рассчитывается по уравнению: Тх = Ту + Г · Х, (4.4) где Г - геотермический градиент, К/м;  Q = 1,325 · 10-12 · · (е2S - 1), (4.5) где d1 - внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, м; - коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий в общем случае от числа Re потока газа и шероховатости стенок труб е. В общем случае число Re представляет собой отношение сил инерции к силам вязкости:  Для определения распределения температуры газа по стволу работающей скважины используется уравнение вида: Тх = Тпл - Г · Н - Т · е-Н + . (4.7)  Т = Diпл · (Рпл - Рз) . (4.8)  = . (4.9)  f() = ln , (4.10) где Рпл, Рз, Ру - пластовое, забойное и устьевое давления, МПа; Н - глубина скважины, м; Di - дифференциальный коэффициент Джоуля-Томпсона в трубе, К/МПа; Г - геотермический градиент, К/м; Ср - изобарная теплоёмкость газа при среднем давлении Рср и пластовой температуре Тпл, кДж/кг·м; Di пл - дифференциальный коэффициент Джоуля-Томпсона в горной породе, К/МПа; Rc - наружный радиус эксплуатационной колонны, м; Rк - радиус контура питания, м; G - массовый расход газа, кг/с; Сп - объёмная теплоёмкость горных пород, кДж/м3·К; - суммарное время работы скважины, с; hпл - толщина перфорированной части продуктивного пласта, м; п - теплопроводность горных пород, кВт/(м·К); Ам - термический эквивалент работы, кДж/кг·м (Ам = 1/102 кДж/кг·м). После проведения расчетов производится построение графических зависимостей. 2) Теоретические основы метода падения пластового давления для определения запасов газа. В недрах, в условиях залежей, газ может находиться в свободном виде либо в растворённом виде в нефти и воде, а также в виде газогидратов. В практике подсчёта запасов применяют 2 основных методов: 1. Объёмный метод (ОМ); 2. Метод падения пластового давления (МППД). В соответствии с Классификацией запасов для свободного газа подсчитываются только геологические запасы. Объёмный метод подсчёта запасов газа Сущность объемного метода подсчета запасов газа заключается в определении объема порового пространства пласта-коллектора в пределах залежи газа и в газовых шапках. В отличие от нефти объем газа, содержащегося в залежи, кроме объема порового пространства, зависит от размеров пластового давления, от пластовой температуры, от физических свойств и химического состава самого газа. При расчете используют сведения, полученные при разведке и пробной эксплуатации. Для подсчета запасов свободного газа применяют формулу:
где V гo –начальные геологические запасы свободного газа, тыс. м3; Fзал– площадь газоносности, тыс. м2; h эфг – средневзвешенная газонасыщенная толщина, м; k п о – коэффициент открытой пористости, доли ед.; k г – коэффициент газонасыщенности, доли ед.; К p – коэффициент барический (поправка на давление), доли ед.; К t – коэффициент термический, доли ед.; К p вводится с целью учёта изменения объёма газа, находящегося в пластовых условиях к его объёму в стандартных условиях:
Р о – начальное пластовое давление в залежи, МПа; α о– соответствующая давлению Р о поправка на сжимаемость газа, доли ед.; α о= 1 / Z о; Рк – остаточное давление в залежи при давлении на устье 0,1 МПа; αк –соответствующая давлению Рк поправка на сжимаемость газа, доли ед. αк = 1 / Zк; Р с т– стандартное давление, равное 0,1 МПа; Z – коэффициент сжимаемости газа, доли ед.; Т о – абсолютная температура, равная 273 К; t с т – стандартная температура, равная 20ОС; t п л – температура пласта, ОС. Значения параметров Fзал, hэфгкоэффициентов открытой пористостиk пои газонасыщенности k г в этой формуле определяются таким же образом, как и при подсчете запасов нефти объемным методом. Произведение F. h г. k п о. k г равно объему пустотного пространства пород–коллекторов, насыщенных свободным газом. Для приведения объема свободного газа, содержащегося в залежи (её части), к стандартным условиям используется произведение барического К p и термического К t коэффициентов по зависимостям (6.5 и 6.6): Значения коэффициента Z устанавливаются по кривым (график Брауна). Значения Ро получают интерполяцией к уровню центра тяжести залежей максимальных значений данных замеров глубинным манометром или манометрического давления на устьях скважин, приведенных к глубине кровли пласта с учетом веса столба газа:
где Р зам max – манометрическое давление на устье закрытой скважины, МПа; е – основание натуральных логарифмов, равное 2,718; Н к п – глубина кровли пласта в скважине, см; ρ г –относительная плотность газа по воздуху. Величина начальных извлекаемых запасов рассчитывается по зависимости  где η – коэффициент извлечения газа, близок к единице. В зависимости от степени разведанности залежи запасы газа, подсчитанные объемным методом, можно отнести к различным категориям. Объемный метод можно считать практически универсальным для подсчета запасов любой залежи или ее части при любой степени изученности. Метод подсчёта запасов свободного газа по падению давления Метод является динамическим, применяется для подсчёта извлекаемых запасов газа, работающих в условиях газового режима. |
;
,
,