6.3.3. Розрахунок пропускної здатності газопроводу.

Пропускна здатність лінійної ділянки газопроводу взята при стандартних умовах і виміряна за добу може бути обчислена з основного рівняння газопроводів:

Q= 0,0332 · d· (3.13)

де, d – внутрішній діаметр труби трубопроводу (шлейфу), (м);

L – довжина лінійної ділянки газопроводу, (м);

‑ відносна густина газу за повітрям;

‑ коефіцієнт надстисливості газу, визначений для середніх значень (по довжині дільниці) тиску та температури;

‑ середня температура газу в трубі, (К);

λ – коефіцієнт гідравлічного опору трубопроводу;

р,р– відповідно значення максимального початкового і мінімального кінцевого тисків на дільниці, (Па);

Q – дебіт свердловини, (тис.м/добу)

Знаючи всі компоненти формули (3.13) можна визначити витрату газу, яку можна пропустити газопроводом з внутрішнім діаметром d = 90 мм:

Q= 0,0332 · d· = = 118 тис.м/добу

З Q> Q => Q= 118 тис.м/добу > Q = 30 тис.м/добу – отже газопровід із труби з внутрішнім діаметром d = 94 мм здатен пропускати необхідну кількість газу.

6.4. Дослідження газових свердловин на стаціонарних режимах фільтрації. Газогідродинамічні дослідження.

Газогідродинамічні дослідження – основний метод дослідження свердловин. При цьому методі вивчаються такі ж процеси, які безперервно відбуваються в пласті та стовбурі свердловини при видобуванні газу: фільтрація (приток газу до свердловини) та рух газу в стовбурі свердловини. Приток газу до свердловини описується двохчленною формулою:

Q = (4.1)

де, P– пластовий тиск, МПа;

P– вибійний тиск, МПа;

А – кофіцієнт фільтраційного опору, який обумовлений силами тертя;

В ‑ кофіцієнт фільтраційного опору, який обумовлений інерційними силами;

Необхідно визначити графічним методом коефіцієнти фільтраційного опору А і В (графічна частина: креслення 1). Знаючи коефіцієнти фільтраційного опору А і В можливо використовуючи формулу (4.1) визначити абсолютний вільний дебіт свердловини Q, тобто дебіт при протитиску в 1 атмосферу (тобто при найбільш можливій депресії на пласт):

Q = (4.2)

Методика газогідродинамічних досліджень зводиться до вимірювання Q, P,P. Поступово задають 5 – 6 різних дебітів свердловини (змінюючи діаметр діафрагми) спочатку від меншого до більшого (прямий хід), а потім від більшого до меншого (зворотній хід). В проекті необхідно обчислити тільки прямий хід. При кожному дебіті чекають стабілізації тиску та температури на усті свердловини. Після цього витратоміром замірюють дебіт свердловини. Замірюють осьові тиски та температуру. Вибійний тиск або замірюють глибинним манометром, або розраховують по тиску на усті.

Вихідні дані та результати розрахунків заносимо в таблицю 4.1. Тобто необхідно, згідно завдання, задатися діаметрами діафрагми для кожного режиму P(P), Т(Т), P, Р.

6.4.1. Визначення параметрів природного газу.

Для кожного режиму, аналогічно попереднім розрахункам, необхідно визначити коефіцієнт надстисливості газу Z. Для цього необхідно для кожного режиму визначити середню температуру і за нею та за затрубним тиском Р, знаючи критичні Ртиск та температуру Т, визначити приведені параметри природного газу Т, Р.

= (4.3)

Приведений тиск визначають за формулою:

Р= (4.4)

Приведена температура визначається за формулою:

Т= (4.5)

У формулах (4.3), (4.4), (4.5) n – діаметр діафрагми на відповідному режимі фільтрації.

Згідно завдання:

статичні тиски Р= 67 атм; Р= 67 атм;

пластовий тиск Р= 107 атм, => P= 11449 атм;

пластова температура Т= 81,1ºC = 354,1 K;

відносна густина газу за повітрям =0,7;

d = D– 2 · δ= 114 – 2 · 10 = 94 мм = 9,4 см.

Результати досліджень заносимо до таблиці 4.1.

Таблиця 4.1.

Діаметр діафрагми, мм	Час стабілізації, год	Тиск, кг/см				Температура, К
		устьовий Р	трубний Р	затрубний Р	вибійний Р	устьова Т	вибійна Т
6	3	59	61	67	78,92	295	354,1
7	3	54	56	62	72,79	295,5	354,1
8	3	49	51	57	66,8	296	354,1
9	3	44	46	52	60,84	296,5	354,1
10	3	39	41	47	54,85	297	354,1

Таблиця 4.1 (продовження).

Діаметр діафрагми мм	Коефіцієнт діафрагми С	Коефіцієнт надстиску-вання Z	Дебіт газу Q тис.м/добу	Р	Р- Р
6	6,979	0,85	31,1	6228,36	5220,64	167,58
7	9,309	0,865	37,6	5298,38	6150,62	163,58
8	12,038	0,87	43,95	4462,24	6986,76	158,76
9	15,175	0,89	49,13	3701,5	7747,5	157,51
10	19,012	0,9	54,2	3008,52	8440,48	155,73

Середня температура газу для всіх діаметрів:

= = = 324,55 K;

Згідно завдання:

критична температура Т= 217 K

критичний тиск Р= 4,73 МПа = 47,3 атм.

Визначаємо середню приведену температуру:

= = = 1,5

Приведені тиски:

Р= = =1,416;

Р= = =1,31;

Р= = =1,205;

Р= = =1,1;

Р= = =0,9936.

Згідно номограми II.8 значення коефіцієнтів надстисливості:

Z=0,85;

Z=0,865;

Z=0,87;

Z=0,89;

Z=0,9.

6.4.2. Визначення вибійного тиску для кожного режиму (діаметру діафрагми).

Р= Р· е; (4.6)

S = . (4.7)

де, ‑ густина газу, (г/см);

L – середина інтервалу перфорації, (м);

‑ середня температура в стовбурі свердловини, (К);

Z– коефіцієнт надстисливості для кожного режиму (n – діаметр діафрагми).

Визначаємо коефіцієнти S та відповідні їм значення е:

S= = = 0,164 => e=1,178;

S = = = 0,161 => e=1,174;

S = = = 0,1605 => e=1,172;

S = = = 0,1573 => e=1,17;

S = = = 0,1555 => e=1,167.

Визначаємо значення вибійного тиску Р:

Р= Р· е= 67 · 1,178 = 78,92 атм;

Р= Р· е= 62 · 1,174 = 72,79 атм;

Р= Р· е= 57 · 1,172 =66,8 атм;

Р= Р· е= 52 · 1,17 = 60,84 атм;

Р= Р· е= 47 · 1,167 = 54,85 атм.