Методика расчета свойств смеси газов

 

Коэффициент сверхсжимаемости определим по формуле Латонова-Гуревича:

z=(0,4×lg(Т_пр)+0,73)^Рпр+0,1×Р_пр   ,… (9)

 

Псевдокритическая температура смеси газов:

 

Т_пк=SТ_крi×h_i                                  (10)

 

Псевдокритическое давление смеси газов:

 

Р_пк=SР_крi×h_i                                                    (11)

 

где Т_крi, Р_крi – значения критической температуры и критического давления для отдельных компонентов, К, МПа;

h_i – мольная доля компонента в газе;

Приведенная температура:

 

Т_пр=Т/Т_пк                                                        (12)

 

Приведенное давление:

 

Р_пр=Р/Р_пк                                                        (13)

 

где Т, Р – рабочие температура и давление, К, МПа;

 

11.3 Расчет гидравлического сопротивления

 

Давление на забое остановленной скважины определяют по формуле:

 

,... (1)

,... (2)

 

Так же можно рассчитать по формуле:

 

,... (3)

 

Приравняем (1) и (3), получим:

 

,... (4)

,... (5)

,... (6)

 

где d_вн – внутренний диаметр НКТ, мм;

 

,... (7)

 

где z_ср – коэффициент сверхсжимаемости газа;

Т_ср - средняя температура в скважине, К.

Расчёт ведётся в EXCEL.

Полученные расчеты занесём в таблицы:

 

12. Результаты расчётов

 

12.1 Расчёт дебитов скважин

 

Таблица.

			RO=	0,56
s=	0,0726041		Тср=	285	К
e^2s=	1,1562803		Zср=	1
q=	316,15831	т. м3/сут	H=	1082	м
	310,73839	т. м3/сут	Dвн=	8,38E-05	мм
	280,41326	т. м3/сут	A=	0,103574
	168,97603	т. м3/сут	B=	0,000256
сумма=	1076,286		Pпл=	7,74	МПа
			Рвх=	1	МПа
				1,5
				3
				5,5
			B*=	0,00026
			тета=	4,17E-06
			лямда=	0,02
скв.362
			RO=	0,56
s=	0,0735331		Тср=	284
e^2s=	1,1584307		Zср=	1
q=	327,76322		H=	1092
	323,09418		Dвн=	8,38E-05
	296,82758		A=	0,048363
	197,18695		B=	0,000398
сумма=	1144,8719		Pпл=	7,76
			Рвх=	1
				1,5
				3
				5,5
			B*=	0,000402
			тета=	4,20E-06
скв.363			RO=	0,56
s=	0,0739372		Тср=	284
e^2s=	1,1593672		Zср=	1
q=	268,25458		H=	1098
	264,82954		Dвн=	8,38E-05
	245,54319		A=	0,01564
	171,95469		B=	0,00076
сумма=	950,58201		Pпл=	7,77
			Рвх=	1
				1,5
				3
				5,5
			B*=	0,000764
			тета=	4,22E-06

 

12.2 Методика расчёта свойств смеси газов

 

1. z=(0,4lg(Ткр)+0,73) +0.1Ркр=(0,4*lg(1.478)+0,73) +0.1*2.1=0.83

2.Тпк= Ткр i = 0,9848*190,5+0,00114*305,4+0,0236*125,3+0,0016*304=191,41 К

3.Рпк= Ркр/ i=0,9848*4,88+0,00114*5,07+0,0236*3,53+0,0016*7,64=4,914 МПа

4.T= 283 K

Тпр= Т/Ткр =283/191,41=1,478 К

5.Р= 10,3 МПа

Pпр= P/Pкр =10.3/4.9=2.1 МПа

 

Таблица 12.1 Состав газа

 

Расчёт гидравлического сопротивления

Скв.361

Р = 6,96 МПа P = 7,04 МПа =4,29*10 =0,0206

6,82 МПа 6,89 МПа 4,24*10  0,0204

6,63 МПа 6,79 МПа 4,23*10  0,0202

6,39 МПа 6,50 МПа 4,02*10  0,0193

6,11 МПа 6,21 МПа 4,19*10  0,0198

6,39 МПа 6,50 МПа 4,02*10  0,0195

Скв.362

Р = 6,86 МПа P = 7,91 МПа =4,12*10 =0,0197

6,76 МПа 6,93 МПа 4,15*10  0,0198

6,67 МПа 6,69 МПа 4,08*10  0,0196

6,76 МПа 6,94 МПа 4,17*10  0,0198

6,86 МПа 6,98 МПа 4,38*10  0,0208

6,94 МПа 7,01 МПа 4,14*10  0,0195

Скв.363

Р = 6,79 МПа P = 6,95 МПа =4,00*10 =0,0191

6,68 МПа 7,01 МПа 4,16*10  0,0198

6,79 МПа 6,26 МПа 4,26*10  0,0205

6,90 МПа 7,01 МПа 4,11*10  0,0197

6,99 МПа 7,06 МПа 4,23*10  0,0203

7,05 МПа 7,09 МПа 4,19*10  0,0199

 

скв.361
Q=	728	тыс.м3/сут		Pзаб=	7,55	МПа	Pпл=	7,74МПа		(Pпл^2-Pзаб)/Q=	0,1658
	853	тыс.м3/сут			7,45	МПа					0,1265
	725	тыс.м3/сут			7,35	МПа					0,1523
	638	тыс.м3/сут			7,25	МПа					0,1456
	583	тыс.м3/сут			7,16	МПа					0,1737
	638	тыс.м3/сут			7,25	МПа					0,1862
скв.362
Q=	660	тыс.м3/сут		Pзаб=	7,52	МПа	Pпл=	7,76МПа		(Pпл^2-Pзаб)/Q=	0,1658
	806	тыс.м3/сут			7,49	МПа					0,1265
	930	тыс.м3/сут			7,47	МПа					0,1523
	804	тыс.м3/сут			7,49	МПа					0,1456
	662	тыс.м3/сут			7,52	МПа					0,1737
	804	тыс.м3/сут			7,56	МПа					0,1862
скв.363
Q=	798	тыс.м3/сут		Pзаб=	7,45	МПа	Pпл=	7,77МПа		(Pпл^2-Pзаб)/Q=	0,1658
	919	тыс.м3/сут			7,39	МПа					0,1265
	797	тыс.м3/сут			7,45	МПа					0,1523
	657	тыс.м3/сут			7,53	МПа					0,1456
	519	тыс.м3/сут			7,59	МПа					0,1737
	657	тыс.м3/сут			7,65	МПа					0,1862

 

Заключение

 

Из выше приведённых расчётов видно, что скважина 363 менее продуктивна, но по полученным данным можно сказать что куст является высокодебитным.

Так как месторождение ещё на втором этапе разработки, то при обработке скважин, при воздействии на пласт по интенсификации притока можно увеличить производительность скважин.

 

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:

 

1. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2-х томах. Том 1. Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова – М. Недра, 1984.

2. Руководство по исследованию скважин. А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов и др. М. Наука, 1995.

3. Курс лекции по гидродинамическим исследованиям скважин. Ю.В. Калиновскии

4. С.Н. Бузинов, И.Д. Умрихин «Исследование пластов и скважин при упругом режиме фильтрации» - М.: Недра, 1964. – 272с.