Определение забойного давления в горизонтальных скважинах различных конструкций. Распределение температуры газа по стволу работающей скважины

Страницы работы

Фрагмент текста работы

правило, при расчетах используют глубины середины этажа газоносности. При очень большом этаже газоносности, как например, на Шебелинском месторождении (этаж газоносности равен 1156 м); на Карачаганакском газоконденсатном месторождении (этаж газоносности в центральной части равен 1500 м) использовать глубину, соответствующей середине этажа газоносности может привести к большим погрешностям, в зависимости от интервала вскрытия пласта; Тх — температура газа на глубине х. В случае совпадения начала координат с серединой пласта формулу (95.7) можно заменить:

                                                            Тх = Тпл - Гх,                                                  (96.7)

где Г — геотермический градиент земли в районе расположения месторождения, определяемый по формуле:       

                                    Г = (Тпл - Тнс)/(L - h нс),                                                         (97.7)

Тнс— температура земли на глубине нейтрального слоя hнс.

Распределение температуры газа при его фильтрации от контура питания к забою скважины определяется формулой:

                        Т (R) = Тпл - Di,                      (98.7)

Т (R) — температура газа на расстоянии R от контура питания, град; Тпл — пластовая температура, град; Di — коэффициент Джоуля-Томсона в пластовых условиях. Величина Di зависит от распределения давления и является переменной. Для практических расчетов его величину следует определить, исходя из среднего значения пластового давления в диапазоне от Rк до R. В предельном случае максимальное изменение давления в пласте будет Рз£Р£Рпл. При небольших депрессиях на пласт (в пределах до 5 МПа) в качестве среднего давления в области от Rс до Rк можно принять Рср=  и величину Di определить для условий Рср и Тср=.

Теоретически коэффициент Di зависит не только от давления и температуры, но и от состава газа. Если при работе скважины пластовое и забойное давление существенно отличаются и при этом в зоне от Rк до Rс происходит выделение конденсата в пласте, что приводит к изменению состава. Изменение состава потока приводит к изменению Тпк, Рпк и Ср, входящие в формулу для расчета Di.

Рпл — пластовое давление в кгс/см2; Р( R) — давление в произвольной точке в интервале от Rк до забоя скважины Rс. G — массовый расход газа, определяемый по формуле:

                                    G = 0,015Q,                                                                         (99.7)

— относительная плотность газа, Q — объемный расход (дебит) газа, в тыс.м3/сут; Ср — изобарная теплоемкость газа в пластовых условиях, т.е. в условиях, при которых определяется Di. Методы определения Di и Ср изложены в разделе, посвященному свойствам газа. t — продолжительность работы скважины в сек. После последнего пуска скважины в работу; h — толщина газоносного пласта; Сп — объемная теплоемкость породы, значение которой приведено в таблице 5.7.

В большинстве случаев по известному значению пластовой температуры Тпл и режиму работы скважины, т.е. по известным G и Р3 требуется определить величину Т3. Тогда формулу (98.7) следует переписать в виде:

                                    Т3 = Тпл -Di,                                (100.7)

где DР — депрессия на пласт при дебите G, равная  DР=Рплз; Rк, Rс — соответственно радиусы контура питания и скважины, м.

В случае необходимости определение распределения температуры газа в пласте Т(R) требуется знание распределения давления в пласте Р(R). Для нелинейного закона фильтрации газа в пористой среде распределение давления в пласте Р(R)  следует определить по формуле:

            Р(R) =,        (101.7)

где m,z — коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа в пластовых условиях; к — коэффициент проницаемости;  — макрошероховатость пористой среды определяется либо лабораторным изучением образцов керна,  либо по данным исследования скважин при стационарных режимах фильтрации. В целом при расчете распределения давления Р (R ) используют значения результатов исследования через коэффициенты фильтрационного сопротивления, представленные в виде:

                        а* =  и b* = ,                                         (102.7)

где аис, вис — коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяемые по данным испытания скважин. При известных аис  и вис значение Р (R ) рассчитывается путем задания различных R в интервале Rс£R£Rк.


7.4.2.Распределение температуры газа по стволу работающей

                                    скважины

На распределение температуры газа по стволу скважины влияют состав газа и его изменением по стволу, конструкция скважины через потери давления в стволе и через тепловые свойства, используемого оборудования, технология эксплуатации скважины и режим ее работы, тепловые свойства окружающий ствол скважин пород, наличие мерзлых пород в разрезе и т.д. При прогнозировании распределения температуры и ее изменения во времени следует исходить из наличия или отсутствия в разрезе зоны многолетней мерзлоты. В частности:

1. При отсутствии зоны многолетней мерзлоты текущее распределение температуры должно быть определено по формуле:

            Тх = Тпл - Гх - DТ×е-aх + ,                      (103.7)

где DТ=Тплз определяется по формуле (100.7) или путем замера Тпл и Тз на данном режиме работы скважины

Похожие материалы

Информация о работе