1. Определение параметров газоконденсатной смеси.

Расчеты основных параметров газоконденсатной смеси проводят по следующим формулам:

- молекулярная масса смеси:

,

где х_i; М_i- мольный состав и молекулярная масса i-го компонента.

- определяем массовый состав i-го компонента по формуле

,

- газовая постоянная смеси:

,

- плотность i-го компонента смеси при стандартных условиях:

,

- плотность смеси при стандартных условиях:

,

- относительная плотность по смеси:

,

- вязкость определяется по формуле, мПа*с:

,

где μ*_пр определяется по графику в зависимости от Р_пр, Т_пр, μ_ат - коэффициент вязкости данного газа при атмосферном давлении Р_ат=0,1013 МПа и заданной температуре и определяется по формуле:

,

где μ_i- коэффициент динамической вязкости i-го компонента при заданной температуре и атмосферном давлении.

,

где M_i- молекулярная масса i-го компонента; Ω_μiат- интеграл столкновений; Т- температура газа, К; σ- параметр потенциалов.

Значения констант σ и Ω_μiат находят по таблице 14 [1]. Для нахождения Ω_μiат сначала вычисляют величину:

Величина Е/К_i дана в таблице 2 [1].

Значения Ω_μiат в зависимости от Т* даны в таблице 14[1].

Коэффициент сверхсжимаемости газа Z для заданных значений давления P и тем-пературы T рассчитывается по уравнению состояния Редлиха-Квонга. Уравнение состояния Редлиха-Квонга относительно Z имеет вид:

в котором:

; .

При решении кубического уравнения определяется коэффициент сверх- сжимаемости смеси Z.

Текущий компонентный состав рассчитывается в зависимости от текущего пластового давления по формулам, приведенным в таблице 1.

Таблица 1 – Формулы расчета компонентного состава пластового газа

СН4	-0,0044 * Рпл2+0,0302* РПЛ + 85,19
С2Н6	-0,0012 * РПЛ + 4,212
СЗН8	-0,0002 * РПЛ2 + 0,0095 * РПЛ + 1,665
i-С4Н10	-0,00001 * РПЛ2 + 0,0078 * РПЛ + 0,223
n-С4Н10	-0,00001 * РПЛ2 + 0,0078 * РПЛ + 0,483
С5+В	0,0044 * РПЛ2 - 0,0434 * РПЛ + 0,724
С02	-0,0006 * РПЛ + 0,62
N2	-0,0089 * РПЛ + 5,419
Н2S	0,0006 * РПЛ + 1,464

Для текущего пластового давления, равного 10 МПа, рассчитанный компонентный и свойства пластовой смеси приведены в таблице 2.

Таблица 2 – Расчет параметров текущей пластовой смеси

В результате расчетов параметров получены следующие их величины:

молярная масса – 18,96 г/моль;

плотность – 0,789 кг/м³;

критическое давление – 4,606 МПа;

критическая температура – 203,11 К;

коэффициент динамической вязкости при Р_ат – µ_ат = 0,0114 мПа·с.

2.Определение производительности горизонтальных газовых скважин и факторы влияющие на их производительность.

2.1. Определение дебита горизонтальной газовой скважины симметрично расположенной по толщине полосообразного пласта.

При принятом параболическом характере изменения толщины пласта в призабойной зоне и за ее приделами. Для определения производительности горизонтальных газовых сква-жин, используем результаты исследований на стационарных режимах фильтрации сосед-ней с горизонтальной вертикальной скважины представленные в таблице 3:

Таблица 3 – Результаты исследований вертикальной скважины.

Чтобы, перейти от вертикальных скважин к горизонтальным необходимо определить коэффициенты по средним значениям по следующим формулам:

После преобразования получаем:

C учетом полученных формул, при принятом параболическом характере изменения толщины пласта в призабоной зоне и за ее приделами, для определения производитель-ности горизонтальных газовых скважин используют следующие формулы:

где .

Тогда получаем формулу для определения дебита горизонтальной газовой скважины, полностью вскрывшей изотропный полосообразный пласт и равноудаленной от его кро-вли и подошвы:

Полученная формула не учитывает потери давления при движении потока газа по гори-зонтальному стволу. При больших длинах горизонтальной части ствола и дебита газа потери давления в горизонтальной части ствола могут оказать очень сильное влияние на ее дебит.

Теперь рассмотрим влияние анизотропии пласта на производительность горизонтальных газовых скважин. Допустим, что коэффициент анизотропии ν пропорционально изменяет газонасыщенную толщину пласта

Предыдущая формула, для изотропного пласта, с учетом анизотропии будет иметь вид

где

Анализ полученных формул показывает, что с уменьшением параметра анизотропии дебит скважины, существенно снижается, а при стремлении ν к нулю коэффициенты принимают вид

Таблица 4. Определение дебита горизонтальной газовой скважины при симметричном расположении ствола относительно толщины пласта.

Рис 1. Зависимость дебита от длинны горизонтальной части скважины при различных параметрах анизотропии.