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

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; Т_х — температура газа на глубине х. В случае совпадения начала координат с серединой пласта формулу (95.7) можно заменить:

                                                            Т_х = Т_пл - Гх,                                                  (96.7)

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

                                    Г = (Т_пл - Т_нс)/(L - h _нс),                                                         (97.7)

Т_нс— температура земли на глубине нейтрального слоя h_нс.

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

                        Т (R) = Т_пл - D_i,                      (98.7)

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

Теоретически коэффициент D_i 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 R_к до R_с происходит выделение конденсата в пласте, что приводит к изменению состава. Изменение состава потока приводит к изменению Т_пк, Р_пк и С_р, входящие в формулу для расчета D_i.

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

                                    G = 0,015Q,                                                                         (99.7)

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

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

                                    Т₃ = Т_пл -D_i,                                (100.7)

где DР — депрессия на пласт при дебите G, равная  DР=Р_пл-Р_з; R_к, R_с — 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 а_ис, в_ис — коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяемые по данным испытания скважин. При известных а_ис  и в_ис значение Р (R ) рассчитывается путем задания различных R в интервале R_с£R£R_к.

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:

            Т_х = Т_пл - Гх - DТ×е^-aх + ,                      (103.7)

где DТ=Т_пл-Т_з определяется по формуле (100.7) или путем замера Т_пл и Т_з на данном режиме работы скважины