Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Уфимский Государственный Нефтяной Технический Университет

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

МЕТОДИЧКА СДН 3й курс.doc

Скачиваний:

Добавлен:

01.05.2025

Размер:

3.73 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 45 / 55

1) Заполняется таблица 11 согласно исходным и справочным данным.

Компо

-ненты

газа

Молеку-

лярная доля

X_i

C_pi⁰,

кДж/кг*

град

M_i,

кг*

моль

M_i* X_i

g_i,

Доля

массовая

C_pi⁰*g_i

P_кр,

МПа

P_кр* X_i

T_кр,

T_кр* X_i

ω_i

ω_i* X_i

CH₄

C₂H₆

C₃H₈

C₄H₁₀

C₅H₁₂

CO₂

H₂S

2) Находим значения псевдокритических давления и температуры по формулам:

P_пк = Р / Σ(P_крi*X_i) [МПа],

где Р – рабочее давление, МПа;

Р_кр – критическое давление, МПа.

T_пк = T / Σ(T_кр_i*X_i) [К],

где T – рабочая температура, К;

T_кр – критическая температура, К.

3) Находим значения C_p = C_p (P_пр, Т_пр) по рисунку 5.

4) Находим значение функции f(D_i) по графику рисунка 6:

Рисунок 6. Зависимость обобщенной функции f(D_i) от приведенных давления и температуры.

5) Определяем эффект Джоуля-Томпсона f(D_i) по формуле:

D_i =Т_кр*f(D_i) / Р_кр*С_р.

Задача 10. Определение температуры в остановленной скважине.

Исходные данные приведены в таблице 12.

Таблица 12.

Вариант	Г, град/м	Т_пл, К	Х, м	L, м
1	0,01	391	10	1000
2	0,02	389		1200
3	0,03	387		1400
4	0,04	385		1500
5	0,05	383		1600
6	0,06	381		1800
7	0,07	379		2000
8	0,08	377		1100
9	0,09	375		1300
10	0,01	373		1500
11	0,02	371		1700
12	0,03	369		1900
13	0,04	367		1000
14	0,05	365		1200
15	0,06	363		1400
16	0,07	361		1500
17	0,08	359		1600
18	0,09	357		1800
19	0,01	355		2000
20	0,02	353		1100
21	0,03	351		1300
22	0,04	349		1500
23	0,05	347		1700
24	0,06	345		1900
25	0,07	343		1000
26	0,08	341		1200
27	0,09	339		1400
28	0,01	337		1500
29	0,02	335		1600
30	0.03	333		1800

Температура в стволе остановленной скважины определяется по формуле:

Т_х=Т_пл − Г*(L–х),

где T_пл − пластовая температура, К;

Г − средний геотермический градиент, град/м;

T_х − температура на глубине L−x;

L − общая глубина скважины от устья до середины пласта.

Задача 11. Определение геотермического градиента.

Исходные данные приведены в таблице 13.

Таблица 13.

Вариант	Т_пл, К	Т_нс, К	L, м	h_нс, м	Т_мо, К	h_мо, м
1	333	270	1000	27	291	55
2	335	273	1100	29	293	60
3	337	276	1200	31	295	65
4	339	279	1300	33	297	70
5	341	261	1400	35	281	75
6	343	264	1500	37	283	40
7	345	267	1600	39	285	45
8	347	270	1700	41	287	50
9	349	273	1800	17	289	55
10	351	276	1900	19	291	60
11	353	279	1000	21	293	65
12	353	261	1100	23	295	70
13	355	264	1200	25	297	75
14	357	267	1300	27	281	40
15	359	270	1400	29	283	45
16	361	273	1500	31	285	50
17	363	276	1600	33	287	55
18	365	279	1700	35	289	60
19	367	261	1800	37	291	65
20	369	264	1900	39	293	70
21	371	267	1000	41	295	75
22	373	270	1100	27	297	40
23	375	273	1200	29	281	45
24	377	276	1300	31	283	50
25	379	279	1400	33	285	55
26	381	261	1500	35	287	60
27	383	264	1600	37	289	65
28	385	267	1700	39	291	70
29	387	270	1800	41	293	75
30	389	273	1900	17	295	40

При отсутствии зоны мерзлых отложений геотермический коэффициент определяется по формуле:

Г = (Т_пл – Т_нс) / (L – h_нс),

где Т_нс − температура нейтрального слоя, К;

h_нс − глубина нейтрального слоя, м.

При наличии зоны мерзлых отложений определяют геотермический коэффициент в этой зоне отдельно:

Г = (Т_мо – Т_нс) / (h_мо – h_нс),

где Т_мо − температура на нижней от устья границе мерзлоты, К;

h_мо − глубина нижней границы мерзлоты от устья скважины, м.

Далее определяют геотермический коэффициент в зоне от нижней границы зоны мерзлых отложений до продуктивного пласта:

Г = (Т_пл – Т_мо) / (L – h_мо).

Задача 12. Определение распределения температуры в пласте на расстоянии от забоя скважины.

Исходные данные приведены в таблице 14.

Таблица 14.

Вариант	Р_пл, МПа	Р_R, МПа	Т_пл, К	Р_з, МПа	h, м	τ, сут	С_р, Дж/кгК	R_к, м	R, м	R_с, м	Q, тыс.м³/сут	C_п, Дж\кг*К
1	26,2	26	410	25	10	360	3152	500	10	0,1	1200	2
2	26,4	26	420	25,1	11	390	3252	520			1400	3
3	26,6	26,2	430	25,3	12	420	3752	540			1600	4
4	26,8	26,3	440	25,5	13	450	3812	560			1800	5
5	27	26	450	25,7	14	480	3462	580			2000	6
6	27,2	27	460	26,1	15	510	3272	600			1000	7
7	27,4	26,9	470	26,3	16	540	3952	620			1200	2
8	27,6	27,2	370	26,5	17	570	3362	640			1400	3
9	27,8	26,4	380	26,7	18	600	3842	660			1600	4
10	28	26	390	26,9	19	630	3162	680			1800	5
11	28,2	28,1	400	27,1	20	660	3852	700			2000	6
12	28,4	28	410	27,3	10	690	3592	300			1000	7
13	24,4	24	420	23,3	11	720	3372	320			1200	2
14	24,6	24,1	430	23,5	12	300	3952	340			1400	3
15	24,8	24	440	23,7	13	330	3742	360			1600	4
16	25	24,7	450	23,9	14	360	3742	380			1800	5
17	25,2	24,8	460	24,1	15	390	3272	400			2000	6
18	25,4	25	470	24,3	16	420	3282	420			1000	7
19	25,6	25,3	370	24,5	17	450	3642	440			1200	2
20	25,8	25,5	380	24,7	18	480	3682	460			1400	3
21	26	25,5	390	24,9	19	510	3152	480			1600	4
22	26,2	25,4	400	25,1	20	540	3432	500			1800	5
23	26,4	26,1	410	25,3	10	570	3072	520			2000	6
24	26,6	26,1	420	25,5	11	600	3132	540			1000	7
25	26,8	26,5	430	25,7	12	630	3662	560			1200	2
26	27	26,9	440	25,9	13	660	3542	580			1400	3
27	27,2	27	450	26,1	14	690	3352	600			1600	4
28	27,4	27	460	26,3	15	720	3402	620			1800	5
29	27,6	27,1	470	26,5	16	330	3852	640			2000	6
30	27,8	27,6	390	26,7	17	360	3142	660			1000	7

1) Находим значения псевдокритических давления и температуры для метана по формулам:

P_пк = Р / Р_кр [МПа],

где Р – рабочее давление, МПа;

Р_кр – критическое давление, МПа.

T_пк = T / T_кр [К],

где T – рабочая температура, К;

T_кр – критическая температура, К.

2) Определяем эффект Джоуля-Томпсона f(D_i) по формуле:

D_i =Т_кр*f(D_i) / Р_кр*С_р.

3) При известном объемном расходе газа по отраслевому стандарту в тыс.м³/сут, массовый расход G определяется по формуле:

G=54ρQ, (2.119)

где ρ − относительная плотность газа;

Q − объемный расход газа, тыс.м³/сут;

4) Распределение температуры в пласте на расстоянии от забоя скважины определяется по формуле:

где Р_R и T(R) − давление и температура газа в пласте на расстоянии R

от забоя скважины [МПа];

G – массовый расход газа, [кг/час];

Ср – теплоемкость газа при Р_ср и Т_ср между забоем и контуром зоны

дренирования;

τ – продолжительность работы скважины после ее последней

остановки, [с];

Сп – объемная теплоемкость пласта, [Дж/кгК];

h – толщина пласта, [м];

Rк – радиус контура зоны дренирования, [м];

Di − коэффициент Джоуля-Томсона в пластовых условиях, т.е. при

Рпл и Тпл. Для условий данной задачи рассчитывается по

метану.

Общий перепад температуры в пласте от контура зоны дренирования до скважины при ее работе определяется формулой, но при R=R_с и Р_R=Р_заб.

Задача 13. Определение перепада температуры в пласте на расстоянии от забоя скважины.

Исходные данные берутся из Задачи 12.

Перепад температуры в пласте на расстоянии от забоя скважины определяется по формуле:

Задача 14. Определение притока при нелинейной фильтрации газа к скважине.

Исходные данные приведены в таблице 15.

Таблица 15.

Вариант	l, м	T_пл, К	R_к, м	m	μ, мПа*с	k, мкм²	P_пл, МПа	Z	h, м	R_с, м	Q, тыс.м³/сут	ρ_ст, кг/м³
1	0,0004	300	500	0,2	0,041	500	40	0,8	40	0,1	800	0,8
2	0,0005	310	520	0,22		480	50		45		900
3	0,0006	320	540	0,24		460	60		50		1000
4	0,0007	330	560	0,26		440	70		55		1100
5	0,0008	340	580	0,28		420	80		60		1200
6	0,0009	350	600	0,3		400	90		65		1300
7	0,0003	360	620	0,32		380	30		15		1400
8	0,0004	370	640	0,34		360	40		20		1500
9	0,0005	380	660	0,36		340	50		25		1600
10	0,0006	390	680	0,16		320	60		30		1700
11	0,0007	300	700	0,18		300	70		35		1800
12	0,0008	310	300	0,2		280	80		40		1900
13	0,0009	320	320	0,22		260	90		45		2000
14	0,0003	330	340	0,24		240	30		50		800
15	0,0004	340	360	0,26		220	40		55		900
16	0,0005	350	380	0,28		200	50		60		1000
17	0,0006	360	400	0,3		500	60		65		1100
18	0,0007	370	420	0,32		480	70		15		1200
19	0,0008	380	440	0,34		460	80		20		1300
20	0,0009	390	460	0,36		440	90		25		1400
21	0,0003	300	480	0,16		420	30		30		1500
22	0,0004	310	500	0,18		400	40		35		1600
23	0,0005	320	520	0,2		380	50		40		1700
24	0,0006	330	540	0,22		360	60		45		1800
25	0,0007	340	560	0,24		340	70		50		1900
26	0,0008	350	580	0,26		320	80		55		2000
27	0,0009	360	600	0,28		300	90		60		800
28	0,0003	370	620	0,3		280	30		65		900
29	0,0004	380	640	0,32		260	40		15		1000
30	0,0005	390	660	0,34		240	50		20		1100

Порядок расчёта:

1) Определяем коэффициенты фильтрационного сопротивления a и b по формулам:

где μ – коэффициент вязкости газа, [мПа*с];

Z – коэффициент сверхсжимаемости газа;

k – проницаемость пласта, [мкм²];

l – макрошероховатость пласта, [м];

h – толщина пласта, [м];

R_к, R_с – радиусы контура питания и скважины, [м].

2) Приток при нелинейной фильтрации газа к скважине определяется по формуле:

P_пл² – P_з² = aQ + bQ².

Задача 15. Определение коэффициентов несовершенства по степени вскрытия.

Исходные данные приведены в таблице 16.

Таблица 16.

Вариант	h_отн	R_с, м	h, м
1	0,3	0,1	40
2	0,4	0,15	45
3	0,5	0,2	50
4	0,6	0,1	55
5	0,7	0,15	60
6	0,3	0,2	65
7	0,4	0,1	15
8	0,5	0,15	20
9	0,6	0,2	25
10	0,7	0,1	30
11	0,3	0,15	35
12	0,4	0,2	40
13	0,5	0,1	45
14	0,6	0,15	50
15	0,7	0,2	55
16	0,3	0,1	60
17	0,4	0,15	65
18	0,5	0,2	15
19	0,6	0,1	20
20	0,7	0,15	25
21	0,3	0,2	30
22	0,4	0,1	35
23	0,5	0,15	40
24	0,6	0,2	45
25	0,7	0,1	50
26	0,3	0,15	55
27	0,4	0,2	60
28	0,5	0,1	65
29	0,6	0,15	15
30	0,7	0,2	20

Порядок расчета:

1) Определяем относительный радиус скважины R_c^* по формуле:

R_c^* = R_c / h,

где R_c – относительный радиус скважины;

h – толщина пласта, [м].

2) Определяем значение параметра δ по формуле:

δ = 1,6*(1 – h_отн),

где h_отн – относительное вскрытие пласта, [м].

3) Определяем коэффициент несовершенства по степени вскрытия пласта по формулам:

C₁ = 1 / h_отн * ln(h_отн) + (1 – h_отн) / h_отн * ln(δ/ R_c^*),

C₃ = 1 / h_отн.

Задача 16 Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления несовершенной по степени вскрытия скважины для анизотропного пласта.

Исходные данные приведены в таблице 17.

Таблица 17.

Вариант	l, м	T_пл, К	R_к, м	m	μ, мПа*с	k, мкм²	P_пл, МПа	Z	h, м	R_с, м	ρ_ат, кг/м³	h_отн	æ, м²/с
1	0,0004	340	460	0,3	0,041	300	70	0,8	60	0,1	0,8	0,2	0,05
2	0,0005	350	480	0,32		280	80		65			0,3	0,06
3	0,0006	360	500	0,34		260	90		15			0.4	0,07
4	0,0007	370	520	0,36		240	30		20			0,5	0,08
5	0,0008	380	540	0,16		220	40		25			0,6	0,09
6	0,0009	390	560	0,18		200	50		30			0,7	0,03
7	0,0003	300	580	0,2		500	60		35			0,8	0,04
8	0,0004	310	600	0,22		480	70		40			0,2	0,05
9	0,0005	320	620	0,24		460	80		45			0,3	0,06
10	0,0006	330	640	0,26		300	90		50			0.4	0,07
11	0,0007	340	660	0,28		280	30		55			0,5	0,08
12	0,0008	350	460	0,3		260	40		60			0,6	0,09
13	0,0009	360	480	0,32		240	50		65			0,7	0,03
14	0,0003	370	500	0,34		220	70		15			0,8	0,04
15	0,0004	380	520	0,36		200	80		20			0,2	0,05
16	0,0005	390	540	0,16		500	90		60			0,3	0,06
17	0,0006	340	560	0,18		480	30		65			0.4	0,07
18	0,0007	350	580	0,2		460	40		15			0,5	0,08
19	0,0008	360	600	0,22		300	50		20			0,6	0,09
20	0,0009	370	620	0,24		280	60		25			0,7	0,03
21	0,0003	380	640	0,26		260	70		30			0,8	0,04
22	0,0004	390	660	0,28		240	80		35			0,2	0,05
23	0,0005	300	460	0,3		220	90		40			0,3	0,06
24	0,0006	310	480	0,32		200	30		45			0.4	0,07
25	0,0007	320	500	0,34		500	40		50			0,5	0,08
26	0,0008	330	520	0,36		480	50		55			0,6	0,09
27	0,0009	340	540	0,16		460	70		60			0,7	0,03
28	0,0003	350	560	0,18		300	80		65			0,8	0,04
29	0,0004	360	580	0,2		280	90		15			0,2	0,05
30	0,0005	370	600	0,22		260	30		20			0,3	0,06

Для анизотропных пластов, горизонтальная и вертикальная проницаемости которых отличаются друг от друга, коэффициенты фильтрационного опротивления несовершенной по степени вскрытия скважины определяются по формулам:

где

где æ - параметр анизотропии;

х = 1 – h_отн (примечание: h с чёрточной на верху = h_отн);

R_c^* = R_к / R_c(примечание: R с чёрточной на верху = R_c^*);

Коэффициенты несовершенства по степени вскрытия С1 и С3 вертикальных скважин, вскрывших анизотропные пласты, определяются по формулам:

Задача 17. Определение допустимой депрессии на пласт в исследуемой скважине при наличии подошвенной воды.

Исходные данные приведены в таблице 18.

Таблица 18.

Вариант	h, м	P_пл, МПа	h_вс, м	ρ_в, кг/м³	ρ_г, кг/м³	R_с, м	k_г, мкм²	k_в, мкм²
1	40	12	30	1100	125	0,1	1000	100
2	45	13	35			0,15	1100	200
3	50	14	40			0,2	1200	300
4	55	15	45			0,1	500	100
5	60	16	50			0,15	600	200
6	65	17	55			0,2	700	300
7	70	10	60			0,1	800	100
8	75	11	65			0,15	900	200
9	30	12	20			0,2	1000	300
10	35	13	25			0,1	1100	100
11	40	14	30			0,15	1200	200
12	45	15	35			0,2	500	300
13	50	16	40			0,1	600	100
14	55	17	45			0,15	700	200
15	60	10	50			0,2	800	300
16	65	11	55			0,1	900	100
17	70	12	60			0,15	1000	200
18	75	13	65			0,2	1100	300
19	30	14	20			0,1	1200	100
20	35	15	25			0,15	500	200
21	40	16	30			0,2	600	300
22	45	17	35			0,1	700	100
23	50	10	40			0,15	800	200
24	55	11	45			0,2	900	300
25	60	12	50			0,1	1000	100
26	65	13	55			0,15	1100	200
27	70	14	60			0,2	1200	300
28	75	15	65			0,1	500	100
29	30	16	30			0,15	600	200
30	35	17	35			0,2	700	300

Порядок расчета:

1) Определяем допустимую депрессию на пласт по формулам:

ΔP_доп ≤ [0,1*(h - h_вс)*(ρ_в - ρ_г)g * [2P_пл - 0,1*(h - h_вс)*(ρ_в - ρ_г)g]]^1/2,

где ρ_в, ρ_г – соответственно плотности воды и газа в пластовых

условиях;

h, h_вс – газоносная и вскрытая толщины пласта;

k_г, k_в – горизонтальная и вертикальная проницаемости;

Р_пл – пластовое давление.

2) Сравниваем значения полученные по разным формулам.

Задача 18 Определение восстановления давления на забое при мгновенной остановке скважины.

Исходные данные приведены в таблице 19.

Таблица 19.

Вариант	Р_з0, МПа	Q₀, тыс.м³/сут	R_с.пр, м	b, МПа²/(тыс.м³/сут)²	t, мин	μ, мПа*с	T_пл, к	k, мкм²	h, м	æ, м²/с	Z
1	10	400	0,1	0,000021	100	0,041	340	300	40	0,05	0,8
2	11	500	0,15		200		350	280	45	0,06
3	12	600	0,2		300		360	260	50	0,07
4	13	700	0,1		400		370	240	55	0,08
5	14	800	0,15		500		380	220	60	0,09
6	15	900	0,2		100		390	200	65	0,03
7	16	300	0,1		200		300	500	70	0,04
8	17	400	0,15		300		310	480	75	0,05
9	18	500	0,2		400		320	460	30	0,06
10	19	600	0,1		500		330	300	35	0,07
11	10	700	0,15		100		340	280	40	0,08
12	11	800	0,2		200		350	260	45	0,09
13	12	900	0,1		300		360	240	50	0,03
14	13	300	0,15		400		370	220	55	0,04
15	14	400	0,2		500		380	200	60	0,05
16	15	500	0,1		100		390	500	65	0,06
17	16	600	0,15		200		340	480	70	0,07
18	17	700	0,2		300		350	460	75	0,08
19	18	800	0,1		400		360	300	30	0,09
20	19	900	0,15		500		370	280	35	0,03
21	10	300	0,2		100		380	260	40	0,04
22	11	400	0,1		200		390	240	45	0,05
23	12	500	0,15		300		300	220	50	0,06
24	13	600	0,2		400		310	200	55	0,07
25	14	700	0,1		500		320	500	60	0,08
26	15	800	0,15		100		330	480	65	0,09
27	16	900	0,2		200		340	460	70	0,03
28	17	300	0,1		300		350	300	75	0,04
29	18	400	0,15		400		360	280	30	0,05
30	19	500	0,2		500		370	260	35	0,06

Порядок расчета:

1) Находим значения β по формуле:

β = μZP_атТ_пл / 2πkhТ_ст,

2) Находим значение β' по формуле:

β' = βQ₀,

3) Производим расчет забойного давления по формуле:

где Р_з.0, Р_з(t) – забойное давление перед закрытием скважины и в момент времени t после ее закрытия, [МПа];

æ – пьезопроводность, [м²/с];

t – время отсчитываемое с момента мгновенного закрытия скважины, [сек];

R_с.пр– приведенный радиус, [м];

b – коэффициент фильтрационного сопротивления при квадратичном слагаемом в уравнении притока газа, [МПа²/(тыс.м³/сут)²];

μ, Z – коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа;

h – толщина пласта, [м];

k – проницаемость, [мкм²].

<<< < Предыдущая 1 2 3 45 / 55

Соседние файлы в предмете [НЕСОРТИРОВАННОЕ]

#
17.08.20191.1 Mб97методичка расчет камеры пуска и приема.docx
#
19.12.2018318.98 Кб12Методичка Расчет реактора.doc
#
01.05.20251.06 Mб0Методичка Расчет сгустителей.doc
#
11.11.2018149.14 Кб15Методичка РГР ТОЭ2 .docx
#
17.03.20154.11 Mб129методичка с домашними заданиями.doc
#
01.05.20253.73 Mб0МЕТОДИЧКА СДН 3й курс.doc
#
17.03.20154.71 Mб125Методичка ТММ.doc
#
01.05.2025294.49 Кб0Методичка ТОСиМЗР, вентиляция.docx
#
01.05.2025497.07 Кб1Методичка ТОСиМЗР, отопление.docx
#
15.11.20191.69 Mб18методичка Уфимцева новая.doc
#
17.03.20155.34 Mб464методичка Хабибуллина.doc