Определение забойного давления в горизонтальных скважинах при наличии жидкости в потоке газа в различных количествах (НКТ спущены в горизонтальный ствол) при заданном устьевом давлении
Министерство
образования и науки Российской Федерации
Федеральное
государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего
профессионального образования
Российский
государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина
филиал
в г. Оренбурге
Кафедра:“Разработка
и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений”
КУРСОВОЙ
ПРОЕКТ
по
дисциплине «Разработка месторождений природных газов»
на
тему:«Определение забойного давления в горизонтальных скважинах при наличии
жидкости в потоке газа в различных количествах (НКТ спущены в горизонтальный
ствол) при заданном устьевом давлении»
Оренбург2015
г
Исходные данные
Плотность пластовой смеси - 0,836 кг/м3.
Устьевые параметры работы горизонтальной
скважины: давление 9 Мпа; дебит газа 300 тыс.м3/сут; дебит жидкости принять,
исходя из удельного выхода жидкости 100 и 500 см3/м3, плотность жидкости 700
кг/м3
Температура на устье 290 К, глубина вертикальной
части ствола 1450 м, радиус кривизны 130 м, угол охвата заданного отклонения от
вертикали α=900, длина
горизонтального ствола 400 м, длина НКТ горизонтальном стволе 150 м; диаметр
НКТ 0,073; 0,100 м (коэффициент абсолютной шероховатости 0,0001м); диаметр
обсадной колонны 0,178м (коэффициент абсолютной шероховатости 0,0001м).
Пластовая температура 305 К, пластовое давление 11 Мпа.
Содержание курсового проекта:
По плотности пластовой газоконденсатной смеси
должны быть определены:молекулярная масса газовой смеси, критические давление и
температура смеси.
Выполнить:
Расчет распределения забойного давления в
горизонтальной скважине ( на конце вертикального участка, на башмаке НКТ; на
торце горизонтального ствола) при различном содержании конденсата, для
различных диаметров НКТ. Определить, как влияет содержание жидкости в продукции
скважины и диаметр НКТ на потери давления по стволу.
Построить графики по результатам расчета
забойных давлений для горизонтальной скважины:
зависимость забойного давления от содержания
конденсата для различных диаметров НКТ;
распределение давления по стволу скважины при различном
удельном содержании конденсата;
.Графическая часть: результаты расчетов.
Содержание
1. Определение
параметров пластовой смеси
. Теоретические основы для расчета
забойных давлений
. Теоретические основы для расчета
распределения температуры по стволу горизонтальной скважины
. Расчет забойных давлений и
температуры по стволу горизонтальной скважины
Список
литературы
Введение
При разработке методов определения забойного
давления горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин использованы теоретические
основы движения газа и газоконденсатной смеси по вертикальным, наклонным и
горизонтальным трубам.
Достоверность определяемых величин забойных
давлений горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин зависит не только от
степени учета различных факторов, но и от метода решения поставленной задачи. К
настоящему времени для вертикальных и наклонных газовых и газоконденсатных
скважин, а также для горизонтальных труб, рекомендованы приближенные методы
расчета давлений с приемлемой точностью для газовых потоков, а также для
газожидкостных потоков, с дисперсной, дисперсно-кольцевой и кольцевой
структурами.
Более точное решение исследуемой задачи с учетом
изменения свойств газожидкостного потока по длине ствола и фазовых переходов
возможно численно, с применением ЭВМ. Однако использование даже численного
решения не исключает погрешности, связанные со структурой потока, отсутствием
истинных значений коэффициентов гидравлического сопротивления и газосодержания,
а также необходимых замыкающих соотношений по изменению температуры потока,
сверхсжимаемости и т.д.
Поэтому ниже рассмотрен метод расчета забойного
давления горизонтальной газоконденсатной скважины с приемлемой для практики
точностью.
забойный давление температура ствол
скважина
1.
Определение параметров пластовой смеси
Исходные данные
ρ=0,836 кг/м3
Расчет критической температуры, критического
давления:
(1.1)
(1.2)
(1.3)
Критическое давление смеси
Критическая температура смесиТкр =
231,21 МПа
Коэффициент сверхсжимаемости
Теоретические основы для расчета
забойных давлений
Определение забойных давлений в
горизонтальной
газоконденсатной
скважине в данной работе ведется с учетом:
.Радиуса кривизны, используемого для
перехода ствола от вертикального направления к горизонтальному
.Наличия в горизонтальном участке
ствола фонтанных труб
.Наличия жидкости в продукции
скважины
Теоретические методы расчета
забойного давления в горизонтальных газовых скважинах с различными радиусами
кривизны одинаковые.
Наличие фонтанных труб в
горизонтальном участке ствола, в основном, обусловлено необходимостью
обеспечить вынос твердых и жидких примесей в продукции скважины и исключить
образование гидрозатворов. Увеличение диаметра фонтанных труб при заданном
диаметре обсадной колонны приводит к резкому росту потерь давления в зоне,
оборудованной этими трубами. Однако, при этом уменьшаются потери давления при
движении газожидкостной смеси по фонтанным трубам на горизонтальном участке
ствола.
Уменьшение диаметра фонтанных труб в
горизонтальном участке приводит к снижению потерь давления в затрубном
пространстве, но к росту потерь давления при движении смеси по этим трубам в
горизонтальном участке ствола скважин.
Эти особенности влияния наличия
фонтанных труб в горизонтальном участке ствола скважины учтены при разработке
методов определения забойного давления горизонтальных скважин различных
конструкций.
Жидкость в продукции
газоконденсатных скважин различных конструкций присутствует всегда,что связано
с
влажностью
природных газов, наличием конденсата в газе большинства месторождений и
обводнением скважин.Точный расчет влияния наличия жидкости в потоке газа на
величину давления до настоящего времени не установлен. На точность величины
забойного давления газовых скважин любой конструкции одновременно влияют:
содержание жидкости в единице объема
газа, которое зависит от термобарических параметров по стволу, влажности газа в
пласте, состава воды, наличия конденсата в газе и обводненности скважины;
структура газожидкостного потока по
стволу скважины;
изменение шероховатости труб при
движении газожидкостного потока в результате смазки поверхности труб жидкостью,
уменьшение площади сечения труб, занятого газом при наличии жидкости в газе и
изменение коэффициента гидравлического сопротивления труб.
Следует отметить, что структура
потока при идентичных содержаниях жидкости в продукции скважины в вертикальном,
искривленном и горизонтальном участках ствола существенно отличаются. Получить
для различных структур потока на различных участках ствола точную аналитическую
формулу до настоящего времени не удалось. Поэтому в предлагаемой работе учет
наличия жидкости в продукции скважин произведен для дисперсной структуры.
Из изложенного выше следует, что
предлагаемые формулы позволяют определить забойное давление в горизонтальных
скважинах приближенно. Других более точных и простых методов к настоящему
времени не разработаны.
Для определения давлений по стволу
скважины, необходимо вести расчет от устья скважины к пласту.
Рисунок 2.1 - Схема расчета давлений
и температуры по стволу горизонтальной скважины при различных конструкциях
Определяем забойное давление на
конце вертикального участка по формуле, с учетом заданного устьевого давления:
(2.1)
где Sв- безразмерный параметр
для
вертикального участка определяемый по формуле:
(2.2)
где ρ -
параметр
связанный
с истинным газосодержанием газожидкостного
потока, определяемы по формуле(2.12)
θв -коэффициент
связанный с потерями давления на трение на вертикальном участке, определяемый
по формуле:
(2.3)
см- объемный расход газожидкостной смеси,
определяемый по формуле(2.16)
Давление на начальном участке искривленного
ствола принимаем равным давлению конца вертикального участка.
Определяем забойное давление на конце
искривленного участка:
(2.4)
гдеSиск - безразмерный параметр для
искривленного участка определяемый по формуле:
(2.5)
где Hиск - высота искривленного участка ствола
скважины
θиск - коэффициент
связанный с потерями давления на трение на искривленном участке, определяемый
по формуле:
(2.6)
(2.7)
где Lиск - длина искривленного участка ствола
скважины
Далее необходимо определить забойное давление у
башмака фонтанных труб в горизонтальном участке
ствола
скважины
при наличии жидкости в продукции скважины. При этом следует пользоваться
формулой (2.8), которая учитывает условие движение смеси в вертикальном,
искривленном и горизонтальном участках, а также в зоне, оборудованной
фонтанными трубами:
(2.8)
где θг.бф
- коэффициент связанный с потерями давления на трение на горизонтальном участке
фонтанных труб, определяемый по формуле:
(2.9)
Для определения забойного давления у торца
горизонтального ствола необходимо учесть дополнение, связанное с участком
ствола от башмака до торца ствола, с длиной (Lг - Lф).
Поэтому для определения забойного давления у
торца ствола Рзтследует использовать формулу:
(2.10)
где θ(Lг-Lф)
- коэффициент связанный с потерями давления на трение на горизонтальном участке
без фонтанных труб, определяемый по формуле:
(2.11)
При расчете
необходимо учесть параметр , связанного с
истинным
газосодержанием
газожидкостного
потока. Величина истинного газосодержания,
входящего в структуру формулы параметра ,
определяемого из равенства:
(2.12)
где -
истинное газосодержание потока на произвольном сечении горизонтального участка
ствола длиной Lr практически всегда
неизвестно, так как его величина тесно связана с термобарическими условиями,
т.е. Р и Т, которые являются переменными по длине ствола. Поэтому для
практических расчетов, в частности для определения забойного давления по стволу
скважины различных конструкций истинное газосодержание
потока заменяется расходным газосодержанием, обозначенным в данном случае через
(2.14)
где Qж и Qгр- объемные расходы жидкости и газа в
рабочих условиях Р и Т. Объемный расход газа в данном случае имеет размерность
тыс.м3/сут., при Рср и Тср в пределах длины горизонтального участка и
определяется по формуле:
(2.15)
см- объемный расход газожидкостной смеси, определяется
по формуле:
(2.16)
Объем газа и жидкости в рабочих условиях:
(2.17)
(2.18)
3.
Теоретические основы для расчета распределения температуры по стволу горизонтальной
скважины
Изменение температуры газа в пласте и по стволу
скважин происходит по отдельным узлам системы “внешняя граница зоны
дренирования пласта - устье скважины”. При отсутствии в окружающей ствол
скважины среде многолетнемерзлых пород в горизонтальных газовых скважинах
необходимо условно выделить следующие участки:
Изменение температуры в пласте в результате
создания депрессии на пласт;
Изменение температуры по длине горизонтального
участка ствола по двум причинам: из-за потерь давления по длине горизонтального
участка и в зависимости от профиля горизонтального участка ствола, в данном
случае горизонтальный участок расположен под углом 900 относительно
горизонтали.
Изменение температуры газа на искривленном
участке ствола;
Изменение температуры газа на вертикальном
участке ствола.
Последовательность расчета распределения
температуры газа в системе пласт - ствол скважины должна быть следующей:
от известного значения пластовой температуры
следует вычесть снижение температуры газа
в пласте в результате создания депрессии на
пласт;
в стволе скважины в результате потерь давления
при движении газа по горизонтальному участку ствола. Величина этого снижения
существенно зависит от диаметра обсадных колонн, длины горизонтального участка,
длины и диаметра фонтанных труб, дебита горизонтальной скважины, величины
потерь давления на горизонтальном участке и др. факторов;
на искривленном участке ствола также в
результате потерь давления на этом участке. Величина этого снижения температуры
существенно зависит от радиуса кривизны, связанного переходом ствола от
вертикального направления к горизонтальному, а также дебита и конструкции
скважины;
на вертикальном участке ствола, величина
которого существенно зависит от конструкции и длины этого участка и связана с
потерями давления на этом участке, а также зависит от разности температур
движущегося газа и окружающей ствол скважины среды.
С учетом изложенного выше в общем виде величина
температуры газа на устье горизонтальной скважины, в случае отсутствия
многолетнемерзлых пород в окружающей ствол среде, будет определяться формулой:
(3.1)
где Тпл- температура пластовая
ΔТпл- потери
температуры в пласте
ΔТг - потери
температуры газа в горизонтальном участке
ΔТиск - потери
температуры газа на искривленном участке
(3.2)
Где D- коэффициент Джоуля-Томсона при средних
значениях давления и температуры в зоне, охваченной дренированием;- массовый
расход газа, т.е. дебит скважины;
Ср - теплоемкость газа в пластовых условиях;
Сп - объемная теплоемкость горных пород;-
толщина пласта;- радиус скважины;к - радиус границы зоны дренирования;
Рпл, Рз - соответственно пластовое и забойное
давления у торца горизонтального участка ствола;
(3.4)
где α - размерный
параметр, определяемый по формуле:
(3.5)
(3.6)
где Гиск - геотермический градиент искривленного
участка, определяемый по формуле:
((3.7)
(3.8)
где -
безразмерная функция времени определяется
из равенства:
(3.9)
(3.10)
4.
Расчет забойных давлений и температуры по стволу горизонтальной скважины
Расчеты давлений и температур для горизонтальной
газовой скважины производились при исходных данных, представленных в таблице
4.1.
Вычисления выполнены для различных значений
наружного диаметра фонтанных труб dн = 0,073; dн = 0,100 м и различных значений
удельного выхода жидкости 100,500 см3/м3.
Таблица 4.1 Исходные данные для расчетов
Lиск.
|
204,1
|
м
|
Ру
|
9
|
МПа
|
Qг
|
300
|
тыс.м3/сут
|
h
|
70
|
м
|
Cр
|
0,00167
|
кДж/м·К
|
λпласта
|
0,00167
|
кДж/м3
|
Сп
|
2800
|
кДж/м3
|
Г
|
0,0133
|
град/м
|
Ту
|
290
|
К
|
Нвер
|
1450
|
м
|
Rкр
|
130
|
м
|
α
|
90
|
С0
|
Нгор.уч.
|
400
|
м
|
Lфт.гор.уч.
|
150
|
м
|
dфт
|
0,073
|
м
|
lфт
|
0,0001
|
м
|
Dк
|
0,178
|
м
|
lк
|
0,0001
|
м
|
Тпл
|
305
|
К
|
Рпл
|
12,5
|
МПа
|
Qж
|
0,03
|
м3/сут.
|
ρот
|
0,6938
|
|
ρсмеси
|
0,836
|
|
ρжид
|
700
|
кг/м3
|
ρгазастан.усл
|
0,836
|
|
КГФ
|
100
|
см3/м3
|
КГФ
|
500
|
см3/м3
|
Gг
|
250,8
|
|
Gж
|
21
|
|
Ркр
|
4,61
|
|
Ткр
|
213,21
|
|
Qсмеси
|
325,12
|
|
Rк
|
500
|
м
|
t
|
7776000
|
c
|
Rнкт
|
0,0365
|
м
|
Rэк
|
0,089
|
м
|
Таблица 4.2Расчет забойных давлений и температур
для горизонтальной скважины с учетом удельного выхода жидкости 100 см3/м3 и
диаметром фонтанных труб 0,073м.
параметр
|
вертикальный
участок
|
искривленный
участок
|
башмак
нкт
|
торец
ГС
|
пласт
|
|
d
|
0,073
|
0,073
|
0,073
|
0,178
|
|
диаметр
|
λгаза
|
0,02122352
|
0,02122352
|
0,0212235
|
0,0171393
|
|
теплопроводность
газа
|
Нвер
|
1450
|
130
|
|
|
|
глубина
ствола
|
L
|
1450
|
204,1
|
150
|
250
|
|
длина
ствола
|
Рн
|
9
|
11,73
|
12,00
|
12,10
|
12,103
|
давление
начальное
|
Тн
|
287,433
|
301,759
|
303,011
|
303,358
|
303,363
|
тем-ра
начальная
|
Тк
|
301,759
|
303,011
|
303,358
|
303,363
|
305
|
тем-ра
конечная
|
Рср
|
10,367
|
11,870
|
12,054
|
12,103
|
12,302
|
давление
среднее
|
Тср
|
294,596
|
302,385
|
303,185
|
303,361
|
304,182
|
тем-ра
средняя
|
Рпр
|
2,25
|
2,574
|
2,614
|
2,625
|
2,668
|
давление
приведенное
|
Тпр
|
1,382
|
1,418
|
1,422
|
1,423
|
1,427
|
тем-ра
приведенная
|
Zср
|
0,8070
|
0,8038
|
0,8035
|
0,8034
|
|
коэф.сверхсжимаемости
|
ρгр
|
105,752
|
118,445
|
120,005
|
120,439
|
|
плотность
газа в раб.усл.
|
ρ
|
1,0700
|
1,0612
|
1,0602
|
1,0599
|
|
газосодержание
|
Qгр
|
2,3786
|
2,1237
|
2,0961
|
2,0886
|
|
дебит
газа в рабочих усл.
|
ϕ=β
|
0,9875
|
0,9861
|
0,9858
|
|
|
S
|
0,154608
|
0,01344768
|
|
|
|
|
S'
|
0,154608
|
0,02111286
|
|
|
|
|
ϴ
|
0,00025869
|
0,00003244
|
0,0000220
|
0,0000003
|
|
|
Рзаб
|
11,734
|
12,006
|
12,102
|
12,104
|
12,5
|
давление
забойное
|
f(РТ)
|
0,2310
|
0,2131
|
0,2112
|
0,2108
|
0,2089
|
|
Cр
|
2,5148
|
2,5515
|
2,5567
|
2,5585
|
2,5644
|
изобарная
теплоемкость
|
Дi
|
4,2475
|
3,8621
|
3,8202
|
3,8097
|
3,7659
|
коэф.Джоуля-Томпсона
|
k
|
|
|
0,0286
|
0,0117
|
|
коэф.теплопередачи
|
α
|
0,00034924
|
0,00034422
|
0,0008144
|
0,0008137
|
|
|
ΔТ
|
14,3258
|
1,2516
|
0,3474
|
0,0052
|
1,6366
|
разница
тем-р
|
f(Ƭ)
|
3,7814
|
3,7814
|
|
|
|
ф-ия
по времени
|
A
|
0,0023
|
0,0023
|
|
|
|
|
Г
|
0,0133
|
0,00847134
|
|
|
|
геотерм.градиент
|
Расчет забойных давлений и температур для
горизонтальной скважины с учетом удельного выхода жидкости 100 см3/м3 и
диаметром фонтанных труб 0,1м.
параметры
|
вертикальный
участок
|
искривленный
участок
|
башмак
нкт
|
торец
ГС
|
пласт
|
|
d
|
0,1
|
0,1
|
0,1
|
0,178
|
|
диаметр
|
λгаза
|
0,0196290
|
0,019629013
|
0,0196290
|
0,0171393
|
|
теплопроводность
газа
|
Нверт
|
1450
|
130
|
|
|
|
глубина
ствола
|
L
|
1450
|
204,1
|
150
|
250
|
|
длина
ствола
|
Рн
|
9
|
10,76286034
|
10,933951
|
10,954020
|
10,955
|
давление
начальное
|
Тн
|
286,10640
|
297,4034039
|
298,32492
|
298,40198
|
298,40
|
тем-ра
начальная
|
Тк
|
297,40340
|
298,3249214
|
298,40198
|
298,40800
|
305
|
тем-ра
конечная
|
Рср
|
9,8814301
|
10,84840589
|
10,943986
|
10,954837
|
11,727
|
давление
среднее
|
Тср
|
291,75490
|
297,8641626
|
298,36345
|
298,40499
|
301,70
|
тем-ра
средняя
|
Рпр
|
2,14
|
2,352641647
|
2,3733696
|
2,3757228
|
2,5433
|
давление
приведенное
|
Тпр
|
1,368
|
1,397020182
|
1,3993619
|
1,3995567
|
1,4150
|
тем-ра
приведенная
|
Zср
|
0,8087183
|
0,806306602
|
0,8060654
|
0,8060240
|
|
коэф.сверхсжимаем.
|
ρгр
|
101,56799
|
109,5468715
|
110,36011
|
110,45982
|
|
плотность
газа в рабочих усл.
|
ρ
|
1,0705165
|
1,064508783
|
1,0639452
|
1,0638766
|
|
газосодержание
|
Qгр
|
2,4766162
|
2,296231257
|
2,2793104
|
2,2772527
|
|
дебит
газа в раб.усл.
|
ϕ=β
|
0,9880316
|
0,987103604
|
0,9870091
|
0,9869975
|
|
|
S
|
0,1558676
|
0,013651616
|
|
|
|
|
S'
|
0,1558676
|
0,021433037
|
|
|
|
|
ϴ
|
0,0000493
|
0,00000615
|
0,0000042
|
0,0000003
|
|
|
Рзаб
|
10,762860
|
10,93395143
|
10,954020
|
10,955653
|
12,5
|
давление
забойное
|
f(РТ)
|
0,2376114
|
0,22385481
|
0,2227066
|
0,2226020
|
0,2146
|
|
Cр
|
2,5033057
|
2,519907228
|
2,5223192
|
2,5227475
|
2,5479
|
изобарная
теплоемкость
|
Дi
|
4,38893300
|
4,107592071
|
4,08261653
|
4,08000589
|
3,8956
|
коэф.Джоуля-Томпсона
|
k
|
|
|
0,0208741
|
0,0117260
|
|
коэф.теплопе-редачи
|
α
|
0,0003508
|
0,000348536
|
0,0008255
|
0,0008253
|
|
|
ΔТ
|
11,296998
|
0,921517466
|
0,0770647
|
0,0060205
|
6,5919
|
разница
тем-р
|
f(Ƭ)
|
3,78140775
|
3,781407753
|
|
|
|
ф-ия
по времени
|
A
|
0,00234192
|
0,00234192
|
|
|
|
|
Г
|
0,0133
|
0,008471338
|
|
|
|
геотерм.гради-ент
|
Таблица 4.4Расчет забойных давлений и температур
для горизонтальной скважины с учетом удельного выхода жидкости 500 см3/м3 и
диаметром фонтанных труб 0,073м.
параметры
|
Вертикальный
участок
|
Искривленный
участок
|
башмак
нкт
|
торец
ГС
|
пласт
|
|
d
|
0,073
|
0,073
|
0,073
|
0,178
|
|
диаметр
|
λгаза
|
0,021223
|
0,021223
|
0,021223
|
0,01713
|
|
теплопроводность
газа
|
Нвер
|
1450
|
130
|
|
|
|
глубина
ствола
|
L
|
1450
|
204,1
|
150
|
250
|
|
длина
ствола
|
Рн
|
9
|
12,953
|
13,326
|
13,449
|
13,451
|
давление
начальное
|
Тн
|
280,7
|
298,8
|
300,3
|
300,8
|
300,82
|
тем-ра
начальная
|
Тк
|
298,8
|
300,3
|
300,8
|
300,82
|
305
|
тем-ра
конечная
|
Рср
|
10,97
|
13,14
|
13,38
|
13,45
|
13,97
|
давление
среднее
|
Тср
|
289,7
|
299,6
|
300,6
|
300,8
|
302,9
|
тем-ра
средняя
|
Рпр
|
2,38
|
2,84
|
2,90
|
2,91
|
3,03
|
давление
приведенное
|
Тпр
|
1,35
|
1,40
|
1,40
|
1,41
|
1,42
|
тем-ра
приведенная
|
Zср
|
0,79717
|
0,79412
|
0,79412
|
0,7941
|
|
коэф.сверхсжимаемости
|
ρгр
|
115,23
|
133,94
|
136,01
|
136,55
|
|
плотность
газа в рабочих усл.
|
ρ
|
1,326
|
1,271
|
1,266
|
1,265
|
|
газосодержание
|
Qгр
|
2,18
|
1,87
|
1,849
|
1,842
|
|
дебит
газа в рабочих усл.
|
ϕ=β
|
0,9357
|
0,92603
|
0,92497
|
0,92470
|
|
|
S
|
0,19723
|
0,016462
|
|
|
|
|
S'
|
0,19723
|
|
|
|
|
ϴ
|
0,00026
|
0,00003
|
0,0000181
|
0,0000003
|
|
|
Рзаб
|
12,95
|
13,32
|
13,44
|
13,45
|
14,5
|
давление
забойное
|
f(РТ)
|
0,23767
|
0,213
|
0,21115
|
0,21059
|
0,205
|
|
Cр
|
2,62505
|
2,682
|
2,688903
|
2,69094
|
2,7040
|
изобарная
теплоемкость
|
Дi
|
4,18642
|
3,6818
|
3,63099
|
3,61874
|
3,5143
|
коэф.Джоуля-Томпсона
|
k
|
|
|
0,02859
|
0,011726
|
|
коэф.теплопередачи
|
α
|
0,00025
|
0,000250
|
0,000591
|
0,000591
|
|
|
ΔТ
|
18,0825
|
1,556
|
0,424761
|
0,0064
|
4,179
|
разница
тем-р
|
f(Ƭ)
|
3,78140
|
3,7814
|
|
|
|
ф-ия
по времени
|
A
|
0,00234
|
0,0023
|
|
|
|
|
Г
|
0,0133
|
0,00847
|
|
|
|
геотермический
градиент
|
Таблица 4.5Расчет забойных давлений и температур
для горизонтальной скважины с учетом удельного выхода жидкости 500 см3/м3 и
диаметром фонтанных труб 0,1м.
параметры
|
Вертикальный
участок
|
Искривленный
участок
|
башмак
нкт
|
торец
ГС
|
пласт
|
|
d
|
0,1
|
0,1
|
0,1
|
0,178
|
|
диаметр
|
λгаза
|
0,019629013
|
0,01962901
|
0,019629013
|
0,01713931
|
|
теплопроводность
газа
|
Нверт
|
1450
|
130
|
|
|
|
глубина
ствола
|
L
|
1450
|
204,1
|
150
|
250
|
|
длина
ствола
|
Рн
|
9
|
11,33
|
11,56
|
11,59
|
11,592
|
давление
начальное
|
Тн
|
287,12
|
299,88
|
300,98
|
301,08
|
301,09
|
тем-ра
начальная
|
Тк
|
299,8
|
300,9
|
301,08
|
301,09
|
305
|
тем-ра
конечная
|
Рср
|
10,16
|
11,45
|
11,57
|
11,591
|
12,04
|
давление
среднее
|
Тср
|
293,5
|
300,4
|
301,03
|
301,0
|
303,0
|
тем-ра
средняя
|
Рпр
|
2,21
|
2,483
|
2,5107
|
2,513
|
2,61
|
давление
приведенное
|
Тпр
|
1,377
|
1,409
|
1,411
|
1,412
|
1,421
|
тем-ра
приведенная
|
Zср
|
0,80772
|
0,804
|
0,8042
|
0,80420
|
|
коэф.сверхсжимаемости
|
ρгр
|
104,03
|
114,910
|
115,973
|
116,104
|
|
плотность
газа в раб.усл.
|
ρ
|
1,3346
|
1,29742
|
1,294166
|
1,29376
|
|
газосодержание
|
Qгр
|
2,4178
|
2,189
|
2,1689
|
2,16654
|
|
дебит
газа в рабочих усл.
|
ϕ=β
|
0,94158
|
0,93587
|
0,93531
|
0,9352
|
|
|
S
|
0,1933
|
0,01653
|
|
|
|
|
S'
|
0,193399
|
0,02595
|
|
|
|
|
ϴ
|
0,00005
|
0,000006
|
0,0000034
|
0,0000003
|
|
|
Рзаб
|
11,33
|
11,56
|
11,59
|
11,59
|
12,5
|
давление
забойное
|
f(РТ)
|
0,23356
|
0,21763
|
0,21624
|
0,216113
|
0,2114
|
|
Cр
|
2,50967
|
2,5403
|
2,54364
|
2,54418
|
2,5576
|
изобарная
теплоемкость
|
Дi
|
4,30325
|
3,9613
|
3,93100
|
3,92771
|
3,823
|
коэф.Джоуля-Томпсона
|
k
|
|
|
0,020874
|
0,011726
|
|
коэф.теплопередачи
|
α
|
0,000267
|
0,0002
|
0,00062
|
0,0006
|
|
|
ΔТ
|
12,7659
|
1,09363
|
0,1009
|
0,00796
|
3,909
|
разница
тем-р
|
f(Ƭ)
|
3,781
|
3,7814
|
|
|
|
ф-ия
по времени
|
A
|
0,002
|
0,00234
|
|
|
|
|
Г
|
0,0133
|
0,00847
|
|
|
|
геотермический
градиент
|
Сводная таблица 4.6-Распределение давления по
стволу горизонтальной скважины при наличии фонтанных труб на горизонтальном
участке диаметром 0,073, 0,1м и удельном содержании конденсата
соответственно
100,500 см3/м3.
|
q=100
(d=0,073)
|
q=100
(d=0,1)
|
q=500
(d=0,073)
|
q=500
(d=0,1)
|
длина
ствола
|
устье
|
|
0
|
9
|
9
|
9
|
9
|
|
гор.ствол
|
1450
|
1450
|
11,734
|
10,763
|
12,954
|
11,340
|
|
иск.ствол
|
204
|
1654
|
12,006
|
10,934
|
13,327
|
11,564
|
|
башм.нкт
|
150
|
1804
|
12,102
|
10,954
|
13,449
|
11,591
|
|
торец
г.с
|
250
|
2054
|
12,104
|
10,956
|
13,451
|
11,593
|
Рисунок 4.1 - Распределение давления по стволу
горизонтальной скважины при наличии фонтанных труб на горизонтальном участке
диаметром соответственно 0,073, 0,1м и удельном содержании конденсата
100см3/м3.
Рисунок 4.2 - Распределение давления по стволу
горизонтальной скважины при наличии фонтанных труб на горизонтальном участке
диаметром соответственно 0,073, 0,1м и удельном содержании конденсата 500
см3/м3.
Сводная таблица 4.7 - Распределение температуры
по стволу горизонтальной скважины при наличии фонтанных труб на горизонтальном
участке диаметром 0,073, 0,1м и удельном содержании конденсата
соответственно
100,500 см3/м3
|
q=100
(d=0,073)
|
q=100
(d=0,1)
|
q=500
(d=0,073)
|
q=500
(d=0,1)
|
длина
ствола
|
устье
|
|
0
|
287,4
|
286,1064056
|
280,7504849
|
287,1219
|
|
верт.ствол
|
1450
|
1450
|
301,7
|
297,4
|
298,8
|
299,9
|
|
иск.ствол
|
204
|
1654
|
303
|
298,3
|
300,4
|
301
|
|
башм.нкт
|
150
|
1804
|
303,4
|
298,4
|
300,8
|
301,1
|
|
торец
г.с
|
250
|
2054
|
303,4
|
298,4
|
300,8
|
301,2
|
Рисунок 4.3 - Распределение
температуры по стволу горизонтальной скважины при наличии фонтанных труб на
горизонтальном участке диаметром соответственно 0,073, 0,1м и удельном
содержании конденсата 500 см3/м3.
Рисунок 4.4 - Распределение
температуры по стволу горизонтальной скважины при наличии фонтанных труб на
горизонтальном участке диаметром соответственно 0,073, 0,1м и удельном
содержании конденсата 100 см3/м3.
Список литературы
.Алиев
З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин,
вскрывших газовые и газонефтяные пласты. - М.: Недра, 2002.
.Алиев
З.С., Котлярова Е.М., Самуйлова Л.В., Мараков Д.А. Определение основных
параметров горизонтальных газовых скважин.-Москва 2010 г.-269 с.
.Алиев
З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию газовых и газонефтяных
месторождений. - Печора: Печорское время, 2002.-131 с.