5 Методичні вказівки до виконання курсового проекту

Перш ніж приступити до виконання курсового проекту студент повинен детально ознайомитись із завданням на курсове проектування, осмислити і чітко уяснити його. Дальше потрібно підібрати рекомендовану літературу, опрацювати її і розробити детальний план курсового проекту стосовно до виданого завдання. Після цього студент зустрічається з керівником, ознайомлює його з планом проекту і своїми міркуваннями щодо розв’язання задачі, уточнює неясні питання, одержує необхідні методичні вказівки і список додаткової літератури.

Робота над курсовим проектом включає підготовку вихідних даних для проведення газодинамічних розрахунків, визначення технологічних показників розробки газового (газоконденсатного) покладу, проектування заходів з підвищення ефективності експлуатації свердловин, збору і промислової підготовки свердловинної продукції та оформлення розрахунково-пояснювальної записки і графічних додатків.

Нижче наводяться основні формули і залежності, які використовуються для визначення технологічних показників розробки газового (газоконденсатного) покладу і проектування заходів з підвищення ефективності експлуатації свердловин, збору і промислової підготовки свердловинної продукції.

5.1 Підготовка вихідних даних для прогнозування розробки газового і газоконденсатного покладу. Визначення технологічних показників розробки газового покладу в умовах газового режиму.

У розрахунках використовують такі формули і залежності для визначення значень окремих величин.

5.1.1 Загальний поровий об`єм і початковий газонасичений поровий об`єм :

, м³, (5.1)

, м³, (5.2)

де F – площа газоносності покладу, м²;

h – газонасичена товщина пласта, м;

- коефіцієнт відкритої пористості, частка одиниці;

- коефіцієнт початкової газонасиченості, частка одиниці.

5.1.2 Радіус початкового контуру газоносності R_поч:

, (5.3)

5.1.3 Початкові запаси пластового газу Q_{зап.пл.газу}, початкові запаси сухого газу Q_{зап.с..г} і початкові запаси стабільного конденсату М_{зап.конд.}:

, м³; (5.4)

, м³; (5.5)

, т, (5.6)

де Р_поч – початковий пластовий тиск, МПа;

Р_атм - = 0,1013 МПа – атмосферний тиск;

Т_пл – пластова температура, К;

Т_ст=293 К – стандартна температура;

q_к.поч – початковий вміст стабільного конденсату в пластовому газі, г/м³;

β– коефіцієнт переведення об’єму сухого газу в об’єм пластового газу;

Z_поч – коефіцієнт стисливості газу при Р_поч і Т_пл.

Значення коефіцієнта стисливості газу і динамічного коефіцієнта в’язкості газу визначають за відомими залежностями, наведеними в переліку рекомендованих джерел, залежно від тиску, температури і складу газу.

Для газового покладу Q_{зап.пл.г} = Q_зап.с.г, Q_{зап.конд.}=0.

5.1.4 Зведений газонасичений поровий об’єм Ω^*:

, м³/МПа, (5.7)

або

, м³/МПа. (5.8)

5.1.5 Темп відбору газу з покладу Q_г(t):

а) для постійного в часі темпу відбору газу з покладу

Q_г(t) = 0,01 с Q_{зап.пл.г}, м³/рік, (5.9)

де с – темп відбору газу в рік, у відсотках від початкових запасів газу;

б) для періоду спадного видобутку газу з покладу

Q_г(t) = 0,365∙10⁶φnq(t), м³/рік, (5.10)

де φ – коефіцієнт експлуатації свердловин (φ≈0,9-0,95);

n – кількість свердловин;

q(t) – дебіт «середньої» свердловини, тис.м³/д.

5.1.6 Накопичений видобуток газу з покладу Q_вид(t):

а) для постійного в часі темпу відбору газу з покладу

Q_вид(t)=Q_г(t)∙t, (5.11)

де t – рік з початку розробки покладу;

б) для періоду спадного видобутку газу з покладу

, м³, (5.12)

де q(t_n-1), Q_вид(t_n-1)- відповідно дебіт «середньої» свердловини і накопичений видобуток газу на попередній момент часу t_n-1;

Δt=t-t_n-1 – крок (інтервал часу) в розрахунках (0,5 року або один рік).

У разі змінної в часі кількості свердловин у період спадного видобутку газу Q_вид(t) знаходять за формулою:

, м³; (5.13)

в) за значеннями початкового Р_поч і поточного пластових тисків:

, м³, (5.14)

де - коефіцієнт стисливості газу при і Т_пл.

5.1.7 Поточний пластовий тиск :

, МПа, (5.15)

Р_поч, , МПа; Q_вид(t), м³; Ω^*, м³/МПа,

Коефіцієнт стисливості газу Z( _пл) залежить від шуканого значення пластового тиску _пл(t). Тому _пл(t) знаходять методом ітерацій (послідовних наближень). Спочатку приймають значення Z( _пл) рівним його значенню на попередній момент часу t_n-1, потім обчислюють _пл(t). За знайденим пластовим тиском _пл(t) уточнюють Z( _пл) і повторюють розрахунки до одержання різниці в значеннях _пл(t) в останньому і передостанньому наближеннях не більше заданої похибки (0,01-0,1 МПа).

5.1.8 Постійні частини коефіцієнтів фільтраційних опорів привибійної зони пласта:

; (5.16)

, (5.17)

де , мПа∙с; (5.18)

; (5.19)

А, В – коефіцієнти фільтраційних опорів привибійної зони пласта;

Z_пл, Z_виб – коефіцієнти стисливості газу при пластовій температурі і відповідно при поточному пластовому _пл(t) і вибійному Р_виб(t) тисках;

(µz)_пл., (µz)_виб – добуток динамічного коефіцієнта в’язкості і коефіцієнта стисливості газу при пластовій температурі і відповідно при тисках _пл(t) і _виб(t).

; .

5.1.9 Поточний тиск на вибої «середньої» свердловини Р_виб(t):

а) у разі експлуатації свердловин з постійною депресією тиску на пласт (ΔР=const):

Р_виб(t)= _пл(t)- ΔР, МПа, (5.20)

де ΔР – депресія тиску на пласт, МПа.

б) у разі експлуатації свердловин з постійним дебітом газу (q=const):

, МПа, (5.21)

Або

, МПа, (5.22)

_пл(t), Р_виб(t), МПа; ; ;

, , q, , (µz)_cep, мПа∙с.

в) у разі експлуатації свердловин з постійною швидкістю руху газу на вході в насосно-компресорні труби (W_виб=const):

Р_виб(t)=N∙q(t)Z_виб, МПа, (5.23)

де , ; (5.24)

d_вн – внутрішній діаметр колони НКТ, м;

W_виб – швидкість руху газу на вході в НКТ, м/с;

N – комплексний параметр.

Р_атм, МПа; Т_пл, Т_ст, К.

г) у разі експлуатації свердловин з постійним тиском на усті (Р_у=const):

, МПа, (5.25)

де , (5.26)

, (5.27)

, МПа, (5.28)

, К, (5.29)

- комплексні параметри;

- відносна густина газу;

L – глибина спуску НКТ (відстань від устя свердловини до середини інтервалу перфорації експлуатаційної колони), м;

d_вн – внутрішній діаметр НКТ, см;

Р_сер(t) – середній тиск у стовбурі свердловини, МПа;

Т_сер – середня температура в стовбурі свердловини, К;

Z_сер – коефіцієнт стисливості газу при Р_сер(t) і Т_сер;

λ – коефіцієнт гідравлічного опору НКТ;

Р_виб(t), Р_у, МПа; q(t), тис.м³/д.

Коефіцієнт гідравлічного опору НКТ λ є функцією числа Рейнольдса Re і відносної шорсткості труб .

, (5.30)

, (5.31)

де - динамічний коефіцієнт в’язкості газу при Р_сер і Т_сер, мПа∙с;

l_к – абсолютна шорсткість труб (висота виступів над тілом труби), см (для нових труб l_к = 0,005-0,007 см, для труб, які перебували в експлуатації, l_к=0,010-0,018 см);

q(t), тис.м³/д; d_вн, см.

Коефіцієнт гідравлічного опору труб знаходять за формулами:

для ламінарного режиму руху газу:

, (5.32)

для турбулентного режиму руху газу:

, (5.33)

для зони турбулентної автомодельності:

. (5.34)

У таблиці 5.1 для труб різного діаметру наведено значення мінімального дебіту газу q_мін, вище яких наступає зона турбулентної автомодельності, і значення відносної шорсткості труб ε і коефіцієнта гідравлічного опору труб для цієї зони.

Таблиця 5.1 – Значення дебіту газу q_мін для нижньої межі зони турбулентної автомодельності і коефіцієнта гідравлічного опору і відносної шорсткості ε для труб різного внутрішнього діаметру d_вн.

Внутрішній діаметр труб dвн, см	2,54	4,03	5,03	6,2	7,6	8,86	10,03	12,57	15,23	20,31
Мінімальний дебіт газу qмін, тис.м3/д	3,7	6,5	15	28	37,5	62	70	100	150	260
Відносна шорсткість труб	0,01	0,007	0,006	0,0048	0,004	0,0034	0,003	0,0024	0,002	0,0014
Коефіцієнт гідравлічного опору	0,028	0,027	0,026	0,025	0,024	0,023	0,023	0,022	0,021	0,02

Комплексні параметри і залежать від шуканого вибійного тиску. Тому Р_виб(t) знаходять за формулою (5.25) методом послідовних наближень. Спочатку приймають значення і рівними їх значенням на попередній момент часу t_n-1. Потім послідовно обчислюють Р_виб(t) – за формулою (5.25), Р_сер(t) – за формулою (5.28), Z_сер=f(P_cep. T_cep) – за відповідними формулами, – за формулами (5.32)-(5.34), комплексні параметри і - за формулами (5.26) і (5.27) і знаходять нове значення Р_виб(t). Розрахунки повторюють до одержання різниці в значеннях Р_виб(t) в останньому і передостанньому наближеннях не більше заданої похибки (0,01-0,1 МПа).

5.1.10 Поточний тиск на усті «середньої» свердловини Р_у(t):

а) за значеннями вибійного тиску Р_виб(t) і дебіту газу q(t):

, МПа, (5.35)

Р_виб(t), Р_у(t), МПа; q(t), тис.м³/д.

б) у разі експлуатації свердловин з постійною швидкістю руху газу на усті свердловини (виході НКТ) W_у=сonst:

, (5.36)

де , , (5.37)

Т_у – температура газу на усті свердловини, К;

Т_у, Т_ст, К; Р_атм, МПа; d_вн, м; W_у, м/с.

Устьовий тиск Р_у(t) за формулами (5.35) і (5.36) знаходять методом послідовних наближень.

5.1.11 Поточний дебіт газу q(t):

а) у разі експлуатації свердловин з постійною депресією тиску на пласт ΔР=сonst:

, (5.38)

або

, (5.39)

; ; ,

, Р_виб(t), МПа; q(t), .

б) у разі експлуатації свердловин з постійним тиском на усті Р_у=сonst:

,(5.40)

або

, (5.41)

в) у разі експлуатації свердловин з постійною швидкістю руху газу на вході в НКТ W_виб=сonst:

,(5.42)

або

,(5.43)

, .

г) у разі експлуатації свердловин з постійною швидкістю руху газу на усті свердловини (на виході НКТ) W_у=сonst:

,(5.44)

або

,(5.45)

, .

5.1.12 Поточна кількість свердловин:

, (5.46)

де к_р – коефіцієнт резерву кількості свердловин, к_р=1,1-1,3, в розрахунку приймати к_р=1,15.

Q_г(t), ; q(t),

5.1.13 Поточна швидкість руху газу на вході в НКТ W_виб(t) і на усті свердловини (виході НКТ) W_у(t):

, м/с, (5.47)

, м/с, (5.48)

q(t), ; Р_атм, Р_виб(t), Р_у(t), МПа; Т_пл, Т_у, Т_ст, К; d_вн, м.

5.2 Визначення технологічних показників розробки газового покладу в умовах водонапірного режиму.

5.2.1 Сумарна кількість води, що поступила в поклад Q_в(t):

а) у разі постійного в часі дебіту води q_в=сonst:

Q_в(t)= 31,536∙10⁶∙q_в∙t, м³, (5.49)

де q_в – дебіт води, що поступає в поклад, м³/с;

t – рік з початку розробки покладу;

31,536∙10⁶ (365 днів у році х 86400 с у добі).

б) у разі змінного в часі дебіту води, що поступає в поклад:

, м³, (5.50)

де - дебіт води, що поступає в поклад в момент часу , м³/с;

- сумарна кількість води, що поступила в поклад на момент часу , м³;

Δt=t-t_n-1 – крок (інтервал часу) в розрахунках, роки (Δt=0,5 року або Δt= 1 рік).

5.2.2 Поточний обводнений поровий об’єм :

, м³, (5.51)

де - відповідно коефіцієнти початкової і залишкової газонасиченості обводненої зони, частка одиниці.

5.2.3 Поточний поровий об’єм у газовій зоні пласта :

, м³. (5.52)

5.2.4 Висота підняття фронту води над початковим положенням:

, м, (5.53)

де Н – поверх газоносності (висота (по вертикалі) газонасиченої частини покладу), м.

5.2.5 Радіус поточного контуру газоносності:

, м. (5.54)

5.2.6 Формула Дюпюї для витрати води в обводненій зоні пласта q_в(t):

, м³/с,(5.55)

де - відповідно тиск на початковому контурі газоносності і в газонасиченій зоні покладу в момент часу t, Па;

h – товщина газоносного пласта в обводненій зоні покладу, м;

к_в – коефіцієнт фазової проникності для води в обводненій зоні покладу, м² (к_в≈(0,2-0,5)к; к – коефіцієнт абсолютної проникності);

ρ_в – густина пластової води, кг/м³;

g=9,81 м/с² – прискорення сили земного тяжіння;

µ_в – динамічний коефіцієнт в’язкості пластової води, Па∙с.

5.2.7 Поточний тиск на початковому контурі газоносності Р(R_почt):

а) за постійного в часі дебіту води, що поступає в поклад, q_в=const:

, (5.56)

де , (5.57)

- безрозмірний час;

- безрозмірний тиск;

- коефіцієнт п’єзопровідності водоносного пласта, м²/с;

, Р_поч, Па; q_в, м³/с; µ_в, Па∙с; к, м²; h, м.

Безрозмірний тиск знаходять по таблицях, графіках чи за формулами залежно від значення безрозмірного часу та умов на зовнішній границі пласта. Таблиці для функції наведено в рекомендованій літературі. Вони складені для нескінченного (безмежного) за протяжністю, скінченного (замкнутого) і відкритого водоносного пласта з постійним тиском на контурі живлення.

б) за змінного в часі дебіту води, що поступає в поклад:

. (5.58)

в) з використанням формули Дюпюї для витрати води в обводненій зоні пласта:

. (5.59)

5.2.8 Середній поточний пластовий тиск в газовій зоні покладу:

а) з використанням рівняння матеріального балансу для газового покладу в умовах водонапірного режиму:

, МПа,(5.60)

де - середній пластовий тиск в обводненій зоні покладу, МПа;

, - коефіцієнт стисливості газу при пластовій температурі і відповідно при тисках і .

б) за значеннями поточного пластового тиску на початковому контурі газоносності Р(R_почt), дебіту води, щопоступає в поклад q_в, висоти підняття фронту води над початковим положенням у(t) і радіусу поточного контуру газоносності R(t):

. (5.61)

5.2.9 Середній поточний пластовий тиск в обводненій зоні покладу Р_в(t):

. (5.62)

5.2.10 Сумарна кількість води, що поступила в газовий поклад, Q_в(t):

. (5.63)

5.2.11 Коефіцієнт залишкової газонасиченості обводненої зони покладу:

. (5.64)

5.3 Визначення технологічних показників розробки газоконденсатного покладу в режимі виснаження пластової енергії.

5.3.1 Початкова маса газоконденсатної суміші в покладі М_зап.г.к:

, кг, (5.65)

де - густина пластового газу початкового складу зведена до стандартних умов, кг/м³.

5.3.2 Накопичений видобуток сухого газу Q_вид.с.г(t).

Накопичений видобуток сухого газу береться рівним його значенню за п.5.1.6.

5.3.3 Накопичений видобуток пластового газу Q_{вид.пл.г}(t):

, (5.66)

де - коефіцієнт переведення об’єму сухого газу в об’єм пластового газу при тиску .

5.3.4 Поточна маса видобутої газоконденсатної суміші (сухого (відсепарованого) газу і стабільного конденсату) М_вид.г.к(t):

, кг (5.67)

де - маса видобутої газоконденсатної суміші на попередній момент часу , кг;

- накопичений видобуток сухого газу на попередній момент часу , м³;

- коефіцієнт переведення об’єму сухого газу в об’єм пластового газу при тиску ;

, - густина пластового газу поточного складу відповідно при тисках і , зведена до стандартних умов, кг/м³.

Якщо маса видобутої газоконденсатної суміші обчислюється з початку розробки покладу, то формула (5.67) приймає вигляд:

, кг. (5.68)

5.3.5 Поточна маса видобутого вуглеводневого конденсату :

, кг, (5.69)

де - густина сухого (відсепарованого) газу, що подається споживачам, кг/м³.

5.3.6 Поточний пластовий тиск в газоконденсатному покладі :

, МПа,(5.70)

де - коефіцієнт насиченості пористого середовища сконденсованими вуглеводнями, частка одиниці;

- густина сконденсованих вуглеводнів у пластових умовах, кг/м³.

Поточний пластовий тиск у газоконденсатному покладі визначають методом послідовних наближень.

5.3.7 Поточна кількість свердловин n(t) в умовах розробки газоконденсатного покладу на виснаження:

;(5.71)

Q_{вид.с.г.}(t_n-1), Q_{вид.с.г.}(t), м³; Δt, роки; q(t_n-1), q(t), тис.м³/д; К_р=1,15.

5.3.8 Накопичений видобуток сухого газу з газоконденсатного покладу в період спадного видобутку газу Q_вид.с.г(t):

. (5.72)

5.3.9 Темп відбору сухого газу з газоконденсатного покладу в період спадного видобутку газу Q_с.г(t):

. (5.73)

5.3.10 Поточний коефіцієнт вилучення сухого газу :

, (5.74)

5.3.11 Поточний коефіцієнт вилучення пластового газу :

. (5.75)

5.3.12 Поточний коефіцієнт конденсатовилучення :

. (5.76)

Поточний коефіцієнт конденсатовилучення можна також визначити через початкові і залишкові запаси конденсату в покладі за формулою:

. (5.77)

Залишкові запаси конденсату в покладі складаються із залишкових запасів конденсату в газовій фазі і залишкових запасів сконденсованих вуглеводнів і визначаються за формулою:

, кг(5.78)

де - вміст конденсату у пластовому газі при поточному пластовому тиску, кг/м³;

, Р_атм, МПа; Т_пл, Т_ст, К; Ω_поч, м³; , кг/м³; , кг/м³.

5.3.13 Поточний коефіцієнт вуглеводневилучення :

. (5.79)

5.4. Визначення характеристик процесу припливу газу до свердловини.

5.4.1. Дебіт газової свердловини при фільтрації газу за законом Дарсі:

(5.80)

де к – коефіцієнт проникності пласта, м²;

h – ефективна газонасичена товщина пласта, м;

Р_пл, Р_виб – відповідно пластовий і вибійний тиски, Па;

μ – динамічний коефіцієнт в`язкості газу при пластовій температурі Т_пл і середньоарифметичному значень пластового Р_пл і вибійного Р_виб тисків, Па∙с;

z – коефіцієнт стисливості газу при Т_пл і середньоарифметичному значень Р_пл і Р_виб.

R_к – радіус контуру живлення (зони дренування свердловини) приймається як половина середньоарифметичного значення відстаней до сусідніх свердловин, м;

r_с – радіус свердловини за долотом, м.

q, м³/с; Т_ст, Т_пл, К; Р_атм, Па.

5.4.2. Двочленна формула припливу газу до свердловини:

(5.81)

де (5.82)

(5.83)

(5.84)

; ; ;

; ; ,

ρ_ст – густина газу за стандартних умов, кг/м³;

С₁, С₃ – коефіцієнти, які враховують недосконалість свердловини за ступенем розкриття пласта;

С₂, С₄ – коефіцієнти, які враховують недосконалість свердловини за характером розкриття пласта;

ℓ – коефіцієнт макрошорсткості, який враховує структуру порового простору колектора, м;

h – загальна товщина пласта, м;

h_розкр – розкрита товщина пласта, м;

- відносне розкриття пласта;

n – кількість перфораційних отворів на один метр розкритої товщини пласта;

R_o – радіус каверни (полусфери), що утворюється при перфорації (R_o=0,03 м).

; ; ; к, м²; μ, Па∙с; h, ℓ, R_к, r_с, м; Р_ат, Па; Т_пл, Т_ст, К.

5.4.3. Дебіт газової свердловини при фільтрації газу за двочленним законом:

; (5.85)

q, тис.м³/д; Р_пл, Р_виб, МПа; ; .

5.4.4. Тиск на відстані r від осі свердловини при фільтрації газу за законом Дарсі:

. (5.86)

5.4.5. Тиск на відстані r від осі свердловини при фільтрації газу за двочленним законом:

. (5.87)

5.4.6. Швидкість фільтрації газу на відстані r від осі свердловини:

, (5.88)

де (5.89)

q_ст – дебіт газу за стандартних умов, тис.м³/д;

q(Р, r) – дебіт газу в пластових умовах зведений до пластової температури Т_пл і тиску Р(r), тис.м³/д;

z(Р) – коефіцієнт стисливості газу при тиску Р(r) і температурі Т_пл.

W(r), м/с; q_ст, Р(r), Р_атм, МПа; r, h, м; Т_пл, Т_ст, К.

5.4.7. Швидкість руху газу на відстані r від осі свердловини:

; (5.90)

де α_поч – коефіцієнт початкової газонасиченості, частка одиниці;

m₀ – коефіцієнт відкритої пористості, частка одиниці.

5.5. Визначення вибійного тиску в зупиненій і працюючій газовій свердловині, абсолютно вільного і вільного дебіту газу.

5.5.1. Вибійний (пластовий) тиск в зупиненій газовій свердловині; визначається за формулою Лапласа-Бабіне:

Р_пл=Р_ст∙е^S (5.91)

де (5.92)

(5.93)

(5.94)

Р_пл – пластовий тиск посередині інтервалу перфорації, МПа;

Р_стат – статичний тиск на усті зупиненої газової свердловини, МПа;

S – комплексний параметр;

L – відстань від устя свердловини до середини інтервалу перфорації, м;

Р_сер – середній тиск у стовбурі свердловини, МПа;

Т_сер – середня температура у стовбурі свердловини, К;

Z_сер – коефіцієнт стисливості газу при середньому тиску Р_сер і середній температурі Т_сер у стовбурі свердловини.

5.5.2. Вибійний тиск в працюючій газовій свердловині визначається за формулою Г. Адамова (5.25), а комплексні параметри S і Θ, середній тиск Р_сер і середня температура в стовбурі свердловини – за формулами (5.26) – (5.29).

5.5.3. Абсолютно вільний дебіт газу, умовна величина, яка характеризує дебіт газу при тиску на вибої, рівному атмосферному тиску:

. (5.95)

5.5.7. Вільний дебіт газу, характеризує дебіт свердловини при остьовому тиску рівному атмосферному тиску:

(5.96)

5.6. Визначення характеристик процесу стабільної експлуатації обводнених газових і газоконденсатних свердловин.

5.6.1. Мінімально необхідний дебіт газу для винесення рідини із свердловин визначається за формулами:

ПівнКавНДІгазу

. (5.97)

ВНДІгазу

. (5.98)

ІФНТУНГу

(5.99)

(5.100)

, (5.101)

де q_м.н. – мінімально необхідний дебіт газу, тис.м³/д;

q_p – дебіт рідини, м³/д;

ρ_р – густина рідини, кг/м³;

ρ_Г – густина газу, кг/м³;

Р_виб, Р_атм, Р_сер – відповідно вибійний тиск, атмосферний тиск і середній тиск у стовбурі свердловини, МПа;

Т_виб, Т_сер – відповідно вибійна температура і середня температура в стовбурі свердловини, К;

d_вн – внутрішній діаметр колони НКТ, м.

Свердловина працює стабільно з повним і неперервним винесенням рідини з вибою на поверхню, якщо фактичний дебіт газу, що припливає з пласта у свердловину, більший мінімально необхідного дебіту для винесення рідини із свердловини.

5.6.2. Параметр Фруда, який характеризує співвідношення інерційних сил і сил ваги, визначається за формулами:

параметри Фруда для газу і рідини

, (5.102)

(5.103)

параметр Фруда для газорідинної суміші

(5.104)

модифікований параметр Фруда для газового і рідинного потоків

, (5.105)

. (5.106)

зведений параметр Фруда для газового потоку

, (5.107)

де W_Г, W_р – швидкість руху відповідно газу і рідини на вході в насосно-компресорні труби, м/с;

ρ_р – густина рідини, кг/м³;

ρ_Г – густина газу при вибійному тиску Р_виб і вибійній (пластовій) температурі Т_виб, кг/м³;

d_вн – внутрішній діаметр насосно-компресорних труб, м;

g – прискорення земного тяжіння (g=9,81 м/с²)

Р_сер, Т_сер – відповідно середній тиск і середня температура в стовбурі свердловини;

Z_сер – коефіцієнт стисливості газу при середньому тиску Р_сер і середній температурі Т_сер у стовбурі свердловини;

- відповідно відносна густина рідини (по воді) і газу (по повітрю).

Р_сер, Р_ат, МПа; Т_сер, Т_ст, К.

Згідно з дослідними даними для стабільного винесення води із свердловини необхідно, щоб Fr_см ≥ 15-30, а для стабільного винесення конденсату – Fr_см ≥ 8-15. Область стабільної роботи газоконденсатних свердловин з мінімальними втратами тиску в насосно-компресорних трубах характеризується значенням зведеного параметра Фруда для газового потоку Fr_Г^** – 1280-1900. Для значень модифікованого параметра Фруда для рідини Fr_Г^* – 1∙10^-8-1,4∙10^-2. Область стабільної роботи газової свердловини з мінімальними втратами тиску в насосно-компресорних трубах характеризується значеннями модифікованого параметра Фруда для газового потоку Fr_Г^* – 1,2-1,7.

5.7. Проектування газогідродинамічних і фізико-хімічних методів винесення рідини з обводнених газових і газоконденсатних свердловин.

5.7.1. Визначення діаметру колони насосно-компресорних труб, при якому забезпечується винесення рідини із свердловини за рахунок використання власної енергії пластового газу.

Для вибору діаметру НКТ використовується одне з рівнянь для мінімально необхідного дебіту газу q_м.н. (5.97) – (5.101), яке розв`язують відносно внутрішнього діаметру насосно-компресорних труб d_вн. Підставляють в отримане рівняння замість мінімально необхідного дебіту газу q_м.н. фактичне значення дебіту газу q_Г, що припливає з пласта у свердловину, і фактичні значення вибійного тиску Р_виб, дебіту рідини q_р, густини рідини ρ_р, густини газу ρ_Г, середніх значень тиску Р_сер і температури Т_сер у стовбурі свердловини. За знайденим значенням d_вн. Вибирають найближчий стандартний діаметр колони НКТ.

5.7.2. Визначення значення тиску на усті свердловини, при якому забезпечується стабільна робота обводнених газових і газоконденсатних свердловин за рахунок використання власної енергії пластового газу.

Для знаходження тиску на усті свердловини Р_у використовують рівняння (5.85) для визначення дебіту газу q_Г, що припливає з пласта у свердловину, і одне з рівнянь (5.97) – (5.101) для визначення мінімально необхідного дебіту газу q_м.н. для винесення рідини із свердловин.

Задаються рядом значень вибійного тиску Р_виб, більших і менших фактичного значення вибійного тиску. Для кожного значення Р_виб визначають значення дебітів газу q_Г і q_м.н.. За результатами розрахунків будують графічні залежності q_Г=f(Р_виб) і q_м.н.= f(Р_виб). Точка їх перетину відповідає максимальним значенням вибійного Р_виб і устьового Р_у тисків, при яких ще можлива стабільна робота свердловини за наявності рідини в пластовій продукції. Область стабільної роботи свердловини знаходиться лівіше точки перетину наведених залежностей.

Знаходять для точки перетину вибійний тиск Р_виб. За його значенням визначають дебіт газу q_Г, що припливає з пласта, використовуючи формулу (5.85). За значенням вибійного тиску Р_виб і дебіту газу q_Г визначають устьовий тиск Р_у за формулою (5.35).

У процесі розробки газового покладу знижується пластовий тиск. Відповідно знижується дебіт газу (при підтримуванні постійної депресії тиску на пласт). Тому для забезпечення стабільної роботи свердловини за наявності рідини в пластовій продукції необхідно періодично знижувати устьовий тиск.

5.7.3. Визначення кількості спінювальних ПАР і робочого розчину ПАР для винесення рідини із обводнених газових і газоконденсатних свердловин.

Кількість робочого розчину ПАР q_р.р., технічної води для приготування робочого розчину ПАР q_т.в. і маси ПАР m_ПАР визначають за формулами:

, (5.108)

, (5.109)

або , (5.110)

, (5.111)

де , (5.112)

q_в, q_к – відповідно дебіт пластової води і конденсату, м³/д;

q_р.р. – витрата робочого розчину, м³/д;

q_т.в. – витрата технічної води для приготування робочого розчину ПАР, м³/д;

m_ПАР – масова витрата ПАР, м³/д;

ρ_в, ρ_к, ρ_т.в., ρ_р.р. – відповідно густина пластової води, конденсату, технічної води і робочого розчину ПАР, кг/м³;

а – кількість активної маси ПАР у товарному продукті, частка одиниці;

С₁, С₂ – відповідно масова концентрація ПАР у робочому розчині і спінювальній рідині, %;

С₁=5-30%, С₂ вибирають рівним 0,1-1% мас. (в середньому 0,5% мас.) залежно від типу ПАР, фізико-хімічних властивостей води і вуглеводневого конденсату, вмісту конденсату у пластовій рідині і пластової (вибійної) температури.

Значення q_р.р., m_ПАР і q_т.в. знаходять методом послідовних наближень. У першому наближенні приймають ρ_р.р.= q_т.в. виконують розрахунки за формулами (5.108) – (5.111), потім уточнюють ρ_р.р. за формулою (5.112) і повторюють розрахунки до отримання заданої точності у визначенні шуканих величин. Наближено можна прийняти ρ_р.р.= q_т.в..

Для обводненої газової свердловини q_к=0.

5.8. Визначення діаметру викидної лінії газової свердловини.

Діаметр викидної лінії газової свердловини визначають з формули для пропускної здатності лінійного горизонтального газопроводу:

, (5.113)

де , (5.114)

, (5.115)

Q – витрата газу, тис.м³/д;

Р_п, Р_к – тиск відповідно на початку і в кінці газопроводу, МПа;

Т_п, Т_к – температура відповідно на початку і в кінці газопроводу, К;

d_вн – внутрішній діаметр труб газопроводу, см;

L – довжина газопроводу, м;

Р_сер – середній тиск в газопроводі, МПа;

Т_сер – середня температура в газопроводі, К;

Z_сер – коефіцієнт стисливості газу при середньому тиску Р_сер і середній температурі в газопроводі;

- відносна густина газу;

λ – коефіцієнт гідравлічного опору труб;

Е – поправочний коефіцієнт, який враховує вплив рідини на зниження пропускної здатності газопроводу.

Поправочний коефіцієнт Е визначається за формулами:

, (5.116)

при 0<η_к≤180 см³/м³ і 2≤W_сер≤11 м/с,

, (5.117)

при 180<η_к≤1500 см³/м³ і 1<W_сер<6 м/с,

, (5.118)

де η_к – конденсатоводогазове відношення, см³/м³;

Q_в, Q_к, Q_Г – відповідно витрата води, стабільного конденсату і сухого газу за стандартних умов, м³/д;

W_сер – середня швидкість руху газу в газопроводі, м/с.

При проектуванні нового газопроводу тиск в його кінці Р_к визначається з умови, що втрати тиску на 1 км довжини газопроводу становлять 0,05-0,1 МПа (Р_к=Р_П-(0,05-0,1)L, де L, км).

5.9. Визначення кількості інгібітору гідратоутворення для боротьби з гідратоутворенням у стовбурі і викидній лінії свердловини.

Кількість інгібітору гідратоутворення (метанолу) визначають за формулою:

, (5.119)

де q_інг – витрата інгібітору, кг/д;

q_г – дебіт газу за стандартних умов, тис.м³/д;

W₁ – вологовміст газу до уведення інгібітору (при тиску і температурі на вибої свердловини), кг/тис.м³;

W₂ – вологовміст газу в кінцевій точці, в якій утворюються гідрати (на вході в установку підготовки газу, після теплообмінника, після штуцера і т.д.), кг/тис.м³;

С₁, С₂ – відповідно масова концентрація свіжого (регенерованого) і відпрацьованого (насиченого водою) інгібітору гідратоутворення, %;

α – відношення вмісту інгібітору гідратоутворення (метанолу) в газі, який потрібний для насичення газу інгібітором, до концентрації інгібітору в рідині.

Вологовміст газу W₁ і W₂ визначають графічним або аналітичним способом залежно від термобаричних умов (тиску і температури).

Масова концентрація свіжого (регенерованого) розчину інгібітору С₁ становить: для метанолу – близько 100%, для діетиленгліколю – 96-97%.

Масову концентрацію відпрацьованого розчину інгібітору С₂, метанолу, етиленгліколю, діетиленгліколю визначають з формули Гаммершмідта:

, (5.120)

де М – молекулярна маса інгібітору, г/моль;

К – константа;

Δt – різниця між рівноважною температурою гідратоутворення і фактичною температурою газу в кінцевій точці, ⁰С.

Значення молекулярної маси М і константи К дорівнюють: для метанолу – М=32,04; К=1295; для етиленгліколю – М=62,07; К=1220; для діетиленгліколю – М=106,12; К=2430.

Коефіцієнт α визначають графічним способом залежно від тиску і температури.

Відповідні графічні залежності для визначення вологовмісту газу W і коефіцієнта α наведено в переліку рекомендованих джерел.

Для слаболетких інгібіторів (гліколі, розчин хлористого кальцію) другим доданком у формулі (5.119), який враховує втрати інгібітору від випаровування в газову фазу, можна нехтувати в зв`язку з малим його зниженням.

6.10. Визначення діаметру гравітаційного сепаратора.

Діаметр гравітаційного сепаратора визначають з формули для пропускної здатності сепаратора:

для вертикального сепаратора

, (5.121)

для горизонтального сепаратора

, (5.122)

де Q – пропускна здатність сепаратора для газу за стандартних умов, тис.м³/д;

D_вн – внутрішній діаметр сепаратора, м;

Р_сеп – тиск у сепараторі, МПа;

Т_сеп – температура у сепараторі, К;

Z_сеп – коефіцієнт стисливості газу при Р_сеп і Т_сеп;

n=L/D_вн (L – відстань між патрубками для введення газу в горизонтальний сепаратор і виведення його з сепаратора), в розрахунку приймають L>3 м.

W_опт – оптимальна швидкість руху газу в сепараторі, при якій відсутнє винесення крапель рідини потоком газу, м/с; W_опт=0,8 W_кр.

W_кр – критична швидкість руху газу в сепараторі, при якій крапля рідини знаходиться в рівновазі під дією швидкісного напору газового потоку і сил тяжіння, м/с.

Критичну швидкість руху газу W_кр визначають за формулою:

, (5.123)

де μ_Г – динамічний коефіцієнт в`язкості газу при тиску і температурі сепарації, Па∙с;

ρ_Г – густина газу при тиску і температурі сепарації, кг/м³;

d_ч – діаметр крапель рідини, яким задаються, м;

Re – число Рейнольдса, яке визначають через критерій Архімеда.

Критерій Архімеда знаходять за формулою:

, (5.124)

де ρ_ч – густина крапель рідини в умовах сепаратора, кг/м³.

Число Рейнольда знаходять за формулами:

для А_r<36 (Re<2), (5.125)

Re=0,056A,

для А_r=36-83∙10³, (Re=2-500),

Re=0,152A_r^0,171, (5.126)

для А_r>83∙10³ (Re>500),

Re=0,175A_r^0,6. (5.127)

Критичну швидкість руху газу в сепараторі W_кр можна також визначити за наступними формулами:

за формулою Стокса, якщо діаметр частинок d_ч<0,08 мм

, (5.128)

за формулою Аллена, якщо діаметр частинок d_ч=0,3-0,8 мм

, (5.129)

за формулою Ньютона, якщо діаметр частинок d_ч>0,8 мм

, (5.130)

- для вертикального гравітаційного сепаратора без насадок:

, (5.131)

- для вертикального гравітаційного сепаратора з насадками.

У разі відсутності надійних даних про дисперсію крапель рідини у потоці газу для практичних розрахунків пропускної здатності гравітаційного сепаратора і вибору діаметру сепаратора оптимальну швидкість руху газу в сепараторі W_опт визначають за формулою:

, (5.132)

де - Р_сеп – тиск в сепараторі, МПа.

Формула (5.131) отримана для умови, що при тиску 6 МПа оптимальна швидкість руху газу в сепараторі дорівнює 0,1 м/с.

Одним із важливих завдань курсового проектування є набуття студентом навиків підбору і роботи з науково-технічною літературою з газової тематики. Основні літературні джерела, які потрібні для виконання курсового проекту, даються у завданні, а також наводяться у відповідних підручниках з розробки та експлуатації родовищ природних газів. Для успішного виконання курсового проекту студент, окрім основної літератури, повинен також ознайомитись з матеріалами, опублікованими в періодичних виданнях України, Російської Федерації, (США, Англії, Канади, Франції та інших країн: журналах „Нафтова і газова промисловість”, „Газовая промышленность”, „Нефтяное хазяйство”, „Нефть, газ и нефтехимия за рубежом” та ін., науково-технічних, науково-виробничих і реферативних збірниках, працях науково-дослідних і проектних інститутів. Всі роботи за темою завдання доцільно законспектувати.

При виконанні курсового проекту найчастіше зустрічаються такі помилки і недоліки.

1. Використання одиниць величин, відмінних від системи одиниць «СІ». Позасистемні одиниці допускаються, як виняток тільки для вимірювання окремих величин, наприклад, дебіту газу (тис. м³ /д) та ін.

2. Використання або обчислення значень величин при умовах, що не відповідають заданим тиску і температурі.

3. Обширні описи, повторення за текстом одних і тих же викладок, приведення загальновідомих фактів.

4. Переписування тексту з підручників та інших джерел без самостійного пророблення.

5. Відсутність у тексті посилань на літературу, з якої взято необхідні матеріали.

6. Застосування для одного і того ж поняття різних науково-технічних термінів, які близькі за значенням (синоніми), а також іноземних слів і термінів в українській мові.

7. Допущення стилістичних та орфографічних помилок.

8. Застосування скорочень слів, крім встановлених правилами орфографії і пунктуації, а також відповідними стандартами.

9. Скорочення одиниць фізичних величин, якщо вони застосовуються без цифр, за виключенням одиниць фізичних величин в заголовках і підзаголовках граф в таблицях і в розшифровках літерних позначень, що входять у формули.

10. Застосування математичних знаків (більше, менше і т.п.) без цифр, а також знака (-) замість слова «мінус» перед від’ємним значенням величин.