Разработка газовых и газоконденсатных месторождений (стр. 3 )

Общий вид формулы

       (2.5)

где s = 0.03415-ρ L / (Тср. zср) ;

.        (2.6)

Алгоритм расчета. Забойное давление определяют методом последовательных приближений, так как в формулу входит коэффициент zcp, для определения которого необходимо знать  рз.

Коэффициент гидравлического сопротивления. Коэффициент гидравлического сопротивления λ зависит от режима движения газа по трубе и поверхности стенок труб. При встречающихся на практике скоростях в газовых скважинах λ зависит от числа Рейнольдса Re и относительной шероховатости δ

Число Рейнольдса, относительная шероховатость, критическое значение числа Рейнольдса. Число Рейнольдса - параметр, определяющий отношение инерционных сил к вязкостным

где К - температурный коэффициент, равный 1910 при 273 К и уменьшающийся с ростом температуры ( равен 1777 при Т=293 К), кг. с2/м4; Q - дебит газа, тыс. м3/сут.;

lk - абсолютная шероховатость, мм; D - внутренний диаметр труб, см; -ρ - относительная плотность по воздуху.

Выражение для сопротивления в случае ламинарного течения. Если режим ламинарный (Re < 2300), то λ не зависит от шероховатости и его определяют по формуле λ = 64/Re. 

Выражение для сопротивления в случае турбулентного  течения. При турбулентном режиме течения λ зависит от Re и δ  и его определяют по формуле

При больших скоростях (дебит больше значения минимального дебита Qmin) наступает турбулентная автомодельность и тогда λ не зависит Re

 

В целом коэффициент сопротивления фонтанных труб, кроме шероховатости, зависит от местных сопротивлений и неровностей в местах их соединения, от наличия в потоке твёрдых и жидких примесей и других факторов. Сопротивление труб меняется в процессе эксплуатации скважины по мере изменения шероховатости поверхности труб. В области автомодельности для труб диаметром 63мм значения λ колеблется в пределах 0.01 - 0.02 и при расчётах принимают равным 0.014.

Выражение для эквивалентного диаметра при течении в межтрубном пространстве - .

Выражение для эквивалентного диаметра  в случае одновременного течения по НКТ и в межтрубном пространстве - .

В последних формулах: dвн, dн - внутренний и наружный диаметры фонтанных труб; D - внутренний диаметр эксплуатационной колонны.

2.2.3.2. Определение забойного давления при движении газа по

двухступенчатой колонне фонтанных труб

В каких случаях необходим учет двухступенчатости в случае одноступенчатой колонны. Если башмак фонтанных труб расположен значительно выше забоя (или интервала перфорации), то движение газа можно рассматривать как движение по двухступенчатой колонне, нижней секции которой является эксплуатационная колонна.

Формула

       (2.7)

где  s1 = 0.03415-ρ L1/(z1cpT1cp),  s2 = 0.03415-ρ L2/(z2cpT2cp),

 

D1, D2 - внутренние диаметры верхней и нижней секций труб, в см; L1  ,L2 - соответственно длина этих секций в м.

Случай значительного превышения диаметром эксплуатационной колонны диаметра фонтанных труб. Если диаметр эксплуатационной колонны значительно превышает диаметр фонтанных труб, то потерями при движении газа на нижнем участке можно пренебречь. В этом случае К2<< K1 и поэтому забойное давление можно рассчитать по формуле

       (2.8)

где 2s ≅ 2(s1+s2) = 0.0683-ρ (L1+L2 )/ (zcpTcp) = 0.0683-ρL/ (zcpTcp).

2.3. Распределение температуры в месторождениях и газовых скважинах [5]. Образование гидратов в скважинах [7]

Значение температурного фактора для эксплуатации месторождений. Низкие температуры и высокие давления в условиях насыщения газа водой приводят к образованию гидратов и льда в скважинах и наземных сооружениях, которые, закупоривая проходное сечение, нарушают режим эксплуатации и приводят к уменьшению и даже прекращению подачи газа. Учёт температурного режима работы скважин необходим также и при высокой пластовой температуре, так как с повышением температуры удлиняются колонны обсадных труб, на металле труб образуются гофры, что способствует разрыву труб.

2.3.1. Изменение температуры [1,5,7]

Определение температуры в простаивающей скважине. Температура газа в простаивающей скважине определяется по формуле определения температуры в горных породах. Основное условие для получения истинного значения температуры в такой скважине - полная стабилизация температуры после её остановки. Продолжительность времени стабилизации зависит от тепловых свойств окружающих ствол скважины пород.

Распределение температуры в стволе работающей скважины. В случае отсутствия зоны многолетней мерзлоты распределение температуры по стволу работающей скважины определяется по формуле:

,        (2.9)

где L - глубина скважины, м; Di - коэффициент Джоуля - Томсона, К/МПа; Тх - температура газа на глубине х, К; Тпл – пластовая температура на глубине L середины перфорации, К; рз и ру – давления на забое и на устье, Мпа; Г – средний геотермический коэффициент на участке от L до х, град/м; А – термический эквивалент работы (А=1/427 ккал/кгм); Ср – теплоемкость газа, ккал/кг*К; ΔТ – падение температуры газа в призабойной зоне вследствие дроссель-эффекта, К

;

G - весовой расход газа, кгс/ч; τ - время работы скважины с начала её эксплуатации, ч; h - толщина пласта, м; Сп - объёмная теплоёмкость газоносной породы, ккал/м3; Rк, rс - радиусы контура питания и скважины, м; , λп - теплопроводность горных пород в интервале от L до х, ккал/м*ч*К); f(τ ) - безразмерная функция времени

. 

Параметры, определяющие изменение температуры и их характеристика. Для расчета распределения температуры  необходимо  знать геотермический градиент  Г, пластовую температуру  рпл, теплоёмкость горных пород  СП, теплопроводность горных пород λп, теплоёмкость газа  СР, коэффициент Джоуля - Томсона  Di.

Геотермический коэффициент. Этот параметр для различных месторождений изменяется в широких пределах (0.015 - 0.09град/м), что вызывает необходимость определения его значения для данного месторождения путём непосредственного замера температур пласта и нейтрального слоя по формуле:

,

где пластовое значение температуры Тпл  определяются  при непосредственном замере.

Теплоёмкость горных пород. Обычно изменяется незначительно: в пределах 75.4 - 83.9 Дж/К для сухой породы. В условиях насыщения влагой теплоёмкость горных пород возрастает и принимается равной 125.6 Дж/К.

Теплопроводность горных пород. Существенно зависит от плотности пород и определяется из графика зависимости λпс от  λпк для сухого грунта. Поправка на влажность пород учитывается путём умножения теплопроводности λпс на поправочный коэффициент. При наличии в разрезе нескольких пропластков необходимо определить средневзвешенную по мощности теплопроводность по формуле , где hi - толщина  i-го горизонта.

Теплоёмкость газа СР. Можно определить по графикам в зависимости от давления,  температуры  и удельного веса природного газа, а также используя уравнение для коэффициента сверхсжимаемости по формуле: .

Коэффициент Джоуля - Томсона Din. Характеризует изменение температуры с расширением газа, происходящее при отсутствии передачи тепла или работы, и определяется по номограммам или с использованием уравнения состояния по формуле:

.

Кроме указанных данных для расчета распределения температуры по стволу скважины необходимо знать время работы скважины τ от начала её эксплуатации, пластовое и забойное давления на момент расчета, давление на головке скважины и весовой расход газа G.

2.3.2. Образование гидратов в скважинах

В ряде случаев между забоем и устьем скважины возникают условия (состав, влажность, давление, температура и т. д.), необходимые для образования гидратов. В большинстве же случаев температура газа на забое скважины при движении газа вверх может стать ниже температуры гидратообразования. В результате скважина забивается гидратами.

Изменение температуры газа вдоль ствола и на устье скважины можно определить при помощи глубинных термометров или расчетным путем по приведенным в предыдущем разделе зависимостям.

Анализ факторов, влияющих на изменение температуры по стволу скважин, показывает, что тепловой режим в процессе ее эксплуатации меняется в зависимости от дебита: с увеличением дебита температура газового потока по стволу повышается..). Таким образом, при регулировании дебита можно изменять температуру образования гидратов.