Главная | Обратная связь | Поможем написать вашу работу!
МегаЛекции

Определение давлений и расхода газа

 

Обработка результатов исследований скважин начинается с определения забойных давлений. Наиболее надежные данные получают при непосредственном измерении забойных давлений глубинными приборами. Однако, если газ достаточно чист (примеси не превышают 1 – 10 г./см3), вполне допустимо забойные давления определять по давлению на устье скважины. При неподвижном столбе газа

 

. (7.1)

 

 – давление на забое;

 – давление неподвижного столба на устье.

 

, (7.2)

 

 – относительная плотность газа;

 – глубина скважины до расчетного уровня, м;

 – среднее по высоте значение коэффициента сжимаемости газа;

 – средняя по скважине абсолютная температура газа, К.

Если по той или иной причине в скважине не образуется неподвижный столб газа, а его давление на устье удается замерить, забойное давление можно рассчитать по формуле

 

, (7.3)


 и  – абсолютные давления на забое и на устье, МПа;

 – расход газа, м3/с;

 

. (7.4)

 

 – определяется по справочникам как функция числа Рейнольдса и относительной шероховатости труб, диапазон изменения =0,014 – 0,025;

 – определяется по значениям Р и Т на устье скважины и по предполагаемым их значениям на забое;

 – внутренний диаметр фонтанных труб, м.

При движении газа по кольцевому пространству в формуле (7.3) следует использовать эквивалентный диаметр, который можно определить из условия равенства площади кольцевого сечения труб площади эквивалентного круга:

 

, (7.5)

 

 – внутренний диаметр внешней трубы;

 – наружний диаметр внутренний трубы;

 – площадь сечения трубы.

При движении газа по кольцевому сечению несколько изменяется и . Учитывают это обстоятельство обычно умножением  на поправку .

Из скважины обычно выходит газ с капельной жидкостью. В этом случае  имеет значения меньшие, чем те, которые определяются для сухого газа и составляют 0,018 – 0,014.

После того как определены давления, подсчитываются расходы газа. При исследованиях скважин расход газа определяется с помощью диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа) (см. рис. 7.1), измерителя некритического течения и трубки Пито.

Измеритель критического течения подключается к устью скважины через сепаратор (породоуловитель). Противодавление в скважине создается диафрагмой диаметра d, помещенной в головке ДИКТа 1 с помощью прижимной гайки 2. Давление  перед диафрагмой измеряется манометром, подключенным к ниппелю 3. Температура газа измеряется термометром, помещенным в карман 4.

 

Рис. 7.1. Диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ)

 

Расход газа определяется по формуле

 

. (7.6)

 

 – давление до диафрагмы, МПа;

 – коэффициент расхода зависящий от диаметра и формы диафрагмы

 – относительная плотность газа;

 – абсолютная температура газа до диафрагмы;

 – коэффициент сжимаемости газа.

Если газ, добываемый из исследуемой скважины, поступает в газопроводную систему, то его расход измеряется, как правило, диафрагменным измерителем некритического течения (метод сужения).

Перепад давления на диафрагме в основном определяют поплавковыми дифманометрами ДМ – 3573, ДМ – 3574 и ДМ и др.

Трубка Пито представляет собой простой, но достаточно точный прибор, используемый для измерения скоростного напора струи газа в заданной точке потока. Его обычно применяют для измерения сильно засоренных или неконтролируемых потоков газа.

Температура газа при исследованиях скважин, как уже отмечалось, измеряется обычными ртутными термометрами, помещенными в струю газа в стальном кожухе.

 

6.2 Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений характеризуют физические свойства газа, фильтрационные свойства пористой среды и геометрические параметры фильтрации. Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений используются, при проектировании и анализе разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений зависят:

– от состава газа, фазовых переходов в процессах испытания и эксплуатации скважин, свойств газа и газоконденсатной смеси;

– от законов фильтрации;

– от механических, емкостных и фильтрационных свойств пористой среды, анизотропии пласта;

– от продолжительности процесса испытания на отдельных режимах;

– от термобарических параметров пористой среды и газа;

– от конструкции скважины и степени совершенства вскрытия пласта;

– от качества вскрытия продуктивного разреза, промывочного раствора и проведения ремонтно-профилактических работ в скважине;

– от величины газонасыщенности (газонефтенасыщенности при наличии нефтяной оторочки) пласта и других факторов и параметров [4].

Все параметры, входящие в формулы для определения коэффициентов А и В (а к ним относятся: коэффициенты вязкости, сверхсжимаемости, проницаемости, макрошероховатости, плотность газа, температура, радиусы контура питания и скважины, коэффициенты несовершенства и неоднородности), зависят от давления, продолжительности испытания, насыщенности пористой среды газом и водой, наличия соседних скважин и расстояния до них, величины депрессии на пласт, условия выпадения, накопления и выноса конденсата, тепловых свойств пористой среды и т.д.

Без знания величин коэффициентов А и В невозможен прогноз дебитов скважин в процессе разработки, следовательно, и добывные возможности месторождения в целом. Поэтому определение коэффициентов А и В является одной из основных задач при подготовке месторождения к разработке. По результатам исследования скважин определяются величины коэффициентов А и В, и при проектировании разработки месторождений они считаются известными. Естественно, что каждая скважина имеет свой коэффициент фильтрационных сопротивлений. Поэтому при проектировании разработки месторождения определяются осредненные (арифметическое, или по дебитам и желательно при одинаковых депрессиях на пласт по тем скважинам, по которым осредняются эти коэффициенты) значения коэффициентов А и В.

Приток газа к скважине описывается двучленным уравнением вида

 

, (7.7)


А и В- коэффициенты, мало изменяющиеся во времени. Они могут быть определены аналитически, но более надежные результаты получают по данным исследования скважин. Теоретически А и В можно находить при двух режимах, однако естественный разброс точек, связанный с флуктуацией потока, требует осреднения величин и использования данных минимум четырех-пяти режимов.

Коэффициенты А и В можно найти аналитически, например с помощью метода наименьших квадратов. Удобней же графический способ. Он состоит в том, что уравнение притока представляется в следующем виде

 

. (7.8)

По данным исследования строится график  (рис. 7.2). Он должен быть выражен прямой, отсекающей на оси ординат отрезок, численно равный А; В - есть тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс.

 

Рис. 5.2. Зависимость  от Q


Поделиться:





Воспользуйтесь поиском по сайту:



©2015 - 2024 megalektsii.ru Все авторские права принадлежат авторам лекционных материалов. Обратная связь с нами...