Промышленность \ Добыча, хранение и транспортировка нефти и газа

Методы повышения эффективности процессов добычи и транспорта газа, страница 6

.,    Л—100 рактеризующий фракционный   состав конденсата, 7=-гг——-;

—

6) параметр, характеризующий групповой состав конденсата, , где Сар, СМет, Снаф — ароматические, метано­вые и нафтеновые углеводороды в конденсате, вес.%; 7) плас­товая температура t, °C; 8) плотность конденсата р, г/см3.

Рассмотрим влияние каждого из этих факторов в отдель­ности.

Месторождения разбиваются на три группы по содержанию конденсата: I—до 100 см3/м3; II — от 100 до 300 см3/м3; III — выше 300 ем3/м3.

Таблица 1.7

Содержание конденсата, г/м»

Коэффициент извлечения конденсата

<0,6

>0.6

До 100 От 100 до 300 Более 300

5,0 Vu 16,51>21 5,5 f31.

5,0У12

16,5 £/22

5,5 гза

фа=0,224

Месторождения по коэффициентам  извлечения  делятся на две группы — меньше и больше 0,6.

Составляется табл. 1.6.

Таблица 1.6

Содержа­ние ксщ-денсата в газе, г/м»

Коэффициент извлечения

<0.6

>0,6

Всего п..

До 100 100—300 Выше 300 Всего

I"11

gin 27rt°l

gn»,

16"» 2п** 27П*«

10"» 33я"

54 ЛГ

Мера связи в этом случае определяется коэффициентом со­пряженности по формуле [9]     ;

(1.14)


где s — число групп, различающихся по содержанию; t групп, различающихся по коэффициентам извлечения;


 — число


N


N


(1.15)


.Для определения ф2 вычисляется сначала Таблица значений

= n10nQS/N;

13


(1.16)

Полученные данные заносят в табл. 1.7. Оценка ф2 проводится по формуле

 (1.17) где с — число классов в таблице сопряженности (табл. 1.8).

Таблица 1.8


 

Параметры


Коэффициент сопряженности



Содержание конденсата в газе д, см3/м3

 ++

ъ

Температура выкипания 90 об. % кон­денсата t, °С Фракции, выкипающие до 100° С, е,

об. %

Параметр, характеризующий фракцион* ный состав конденсата, к— 100

/=  900—в

Параметр, характеризующий групповой состав конденсата,

—снаф


0,159 0,192 0,187

0,043

0,182

0,029


0,224 0,270 0.26S 0,061

0,256

0,041


0,142 0,159 0,157

0,068

0,153 0,068


В данном примере значение ф2 соответствует С = tc = 6,  с = 5/54 = 0,093.

Так как <р2=0,224>0,0925, то можно считать, что связь меж­ду коэффициентом извлечения и содержанием конденсата не­случайна.

Средняя квадр этическая погрешность вычисления ф2 опреде­ляется по формуле


Уф2 (1 + Фа)


У0,224 (1 + 0,224) =0,142.


По формуле (1.11) определяется коэффициент взаимной со­пряженности

~                0,224              (

14


Поскольку погрешность определения ф2 велика, то связь не­является достаточно надежной.

Аналогичные расчеты были проведены для каждого из пере­численных параметров. Полученные результаты по коэффици­енту сопряженности ф2 и погрешности сг<р* приведены в табл. I.8..

Пример 1.5. Рассмотрим связь различных факторов с конеч­ной газоотдачей пласта.

При анализе влияния различных геологотехнических факто­ров на конечную газоотдачу в качестве основных были приня­ты следующие:

1)  начальное пластовое давление;

2)  соотношение площади разбуривания к общей начальной^
площади (5разбА$об.н);

3)  параметры, характеризующие коллекторские свойства за­
лежи (kh/ц и k/цт);

4)  суммарный и среднегодовой отбор в период постоянной
добычи;

5)  суммарный отбор к началу падающей добычи;

6)  темп снижения годового отбора (AQrcw/QrotfQcyM);

7)  общая длительность периода разработки месторождения.

Всего рассматривалось 78 месторождений (табл. 1.9). Иа них 44 разрабатываются лри упруговодонапорном режиме,, 26 — при газовом и 8 — при жестком водонапорном режиме. Статистическая обработка велась по всему массиву данных и для каждого режима в отдельности. В дальнейшем в книге* предполагается ^провести обработку всего массива, введя до­полнительный фактор, характеризующий интенсивность упру^ говодонапорного режима.

Скачать файл