30 |
42 п |
||||||||
IffJTOCC |
• |
Ш 2S .28 |
Z |
||||||
1 ^c |
|||||||||
Л класс |
X |
К 47 <J7 |
■1 X 3Z |
||||||
■ |
AM |
А 28 |
It А |
||||||
AJ* Шкласс |
-j -г А*7 |
д 1Э 13 7 А/* |
ко ^ |
2 А** 21 |
3"а |
||||
□w Шкласс |
зз^ргэ 36 |
29 |
гв---- |
so |
15 |
а 2Z |
|||
! |
О J |
Рис. III.2. Графические результаты классификации
сатосодержанием, к классу II — со средним, к классу Ш — с малым и к классу V — с низким конденсатосодер-жанием.
В дальнейшем обработка изотерм конденсации и фазовых превращений при сепарации газоконденсатных систем в зависимости от главной компоненты Z\ й термодинамических условий сепарации проводится для каждой группы в отдельности.
Более точно отнести систему к тому или иному классу можно С помощью дискриминантных функций [46], которые позволяют определить границы (пороги) класса.
Для этого необходимо решить следующее неравенство:
75
где bij определяется на основании признаков исходной системы (состава); а^ — величина порога; / — номера классов месторождений.
В табл. III. 16 приведены значения порогов ац и уравнения для определения Ьц.
Таблица III.16
Класс |
hi |
ач |
I |
2) 0,2001 zx—5,7303 z2 3) 0,5669 z,—9,6890 z-4) 0,4510Zl—17,1521 z2 |
—8,4509 —9,2434 0,7933 |
II |
1) —0,2001 гл +5,7303 za 3) 0,3667 г,—3,9537 za 4) 0,2509 zx+l 1,4217 z2 |
+8,4509 —0,7924 9,2442 |
III |
1) —0,5669 гг+9,6890 za 2) —0,3667 Zl+3,9587za 4) —0,1158 zt—7,4690 za |
9,2434 0,7924 7,8745 |
IV |
1) -0,4510 21+17,1521г2 2) —0,2509 гг+4,4217 za 3) 0,ll58z1+7,4630z9 |
-fl,793S —9,2442 —7,8745 |
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СОСТОЯНИЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ СИСТЕМ В СТВОЛЕ СКВАЖИНЫ
Как показывают теоретические и промысловые исследования, при разработке газоконденсатных месторождений на истощение [29, 30, 31] определенная часть конденсата накапливается в при-забойной зоне и в стволе скважины. Выпадение конденсата в призабойной зоне и в стволе скважины ухудшает фазовую проницаемость газа, следовательно, уменьшает производительность скважины.
Скопившийся на забое скважины конденсат образует «жидкую пробку», которая по аналогии с «песчаной пробкой» играет роль забойного штуцера и значительно изменяет дебит скважин.
Используя прием, предложенный Ю. П. Коротаевым, удалось установить, что на забое некоторых газоконденсатных скважин месторождения Карадаг накапливается конденсат, в связи с чем уменьшается средний дебит [31].
Практическими наблюдениями установлено, что скопление
76
жидкой фазы на забое и в стволе скважины не всегда сопровождается выносом ее на поверхность. В некоторых случаях жидкость не выносится на поверхность, тогда как на забое имеется газожидкостная пробка.
Скопление конденсата на забое можно уменьшить за счет увеличения скорости газового потока в скважине. Скопление конденсата на забое происходит как в результате выноса его из призабойной зоны, так и выделения из газовой фазы в колонне подъемных труб.
На практике применяются следующие методы и способы удаления жидкой фазы из призабойной зоны и из ствола скважины.
1. Продувка скважины.
2. Механический способ (плунжерный лифт).
3. Химический способ (реагенты).
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.