6.4.3. Визначаємо дебіт газу.
Дебіт газу на відповідному режимі:
Q= (4.8)
де, Q– дебіт газу на відповідному режимі (діаметр діафрагми n);
C – коефіцієнт діафрагми (діаметр діафрагми n);
Р– устьовий тиск на відповідному режимі (діаметр діафрагми n);
Т– устьова температура на відповідному режимі (діаметр діафрагми n).
Q= =
= 31,1 тис.м/добу;
Q= =
= 37,6 тис.м/добу;
Q= =
= 43,95 тис.м/добу;
Q= =
= 49,13 тис.м/добу;
Q= =
=
54,2 тис.м/добу.
6.4.4. Визначення абсолютного вільного дебіту свердловини.
Визначаємо
значення Р для кожного режиму.
Р= (78,92)=6228,36;
Р= (72,79)=5298,38;
Р= (66,8)=4462,24;
Р= (60,84)=3701,5;
Р= (54,85)=3008,52.
Визначаємо значення (Р‑ Р):
(Р‑ Р)= 11449 –6228,36=5220,64;
(Р‑ Р)= 11449 –5298,38=6150,62;
(Р‑ Р)= 11449 –4462,24=6986,76;
(Р‑ Р)= 11449 –3701,5=7747,5;
(Р‑ Р)= 11449 –3008,52=8440,48.
Згідно
з графіком (Р‑ Р) – значення Сприймаємо
С=8,94
Визначаємо значення :
=
=
=
=
=
Абсолютний вільний дебіт свердловини:
Q==
=83,54 тис.м/добу
.
Розподіл тиску по стовбурі свердловини.
Визначення тиску на глибинах L = 300м, 600м, 900м, 1200м, 1500м, 1800м, 2100м.
P= ;
S =
S300 = =
=0,02525;
S600 = =
=0,0505;
S900 = =
=0,0757;
S1200
= =
=0,101;
S1500 = =
=0,12626;
S1800 = =
=0,1515;
S2100 = =
=0,17677;
P600=
=
= 613105,48 Па ≈ 6,13 МПа;
P1200= =
= 6286285 Па ≈ 6,28 МПа;
P1800= =
= 6446238,4 Па ≈ 6,44 МПа;
P2400= =
= 6553431,1 Па ≈ 6,55 МПа;
P3000= =
= 6781187,9 Па ≈ 6,78 МПа;
P3600= =
= 6955459,7 Па ≈ 6,95 МПа;
P4200= =
= 7132988,1 Па ≈ 7,13 МПа;
6.6.
Визначення інтервалу утворення гідратів.
№ св. |
Об’єм газу, *10 м/добу |
Дипресія на пласт, МПа |
Тиск на вході в УКПГ, МПа |
Температура на усті, ºС |
Температура на вході в УКПГ, ºС |
Довжина і діаметр НКТ, м |
Довжина і діаметр шлейфу, м |
53 |
30 |
1,76 |
5,0 |
22 |
4 |
0,073 1890 |
0,114 2100 |
Визначаємо температуру утворення гідратів в НКТ:
t (P) = 18,47 · lg P– B = 18,47 · lg(59) – 13,95 = 18,75 ºС;
t (P) = 18,47 · lg P– B = 18,47 · lg(107) – 13,95 =23,54 ºС.
Визначаємо температуру утворення гідратів в трубопроводі:
t (P) = 18,47 · lg P– B = 18,47 · lg(59) – 13,95 = 18,75 ºС;
(P) = 18,47 · lg P– B = 18,47 · lg(50) – 13,95 = 17,44 ºС.
7. Графічна частина.
До
графічної частини входить 1 креслення
формату А2 „Графіки обробки даних
газогідродинамічних досліджень”.
Креслення є графічною інтерпретацією
розрахунків викладених в п.6. На кресленні
зображаються графіки:
трубного та затрубного тисків;
вибійного тиску;
залежності
;залежності
;
ЛІТЕРАТУРА
Яремійчук Р.С., Качмар Ю.Д. Освоєння свердловин: Практикум. – Львів. Світ, 1997 – 256с.
Р.М.Попадюк, В.Ю.Боднарук. Розрахунок процесу збору та підготовки газонафтових родовищ: Збірник задач. – Івано-Франківськ: УДТУНіГ, 1996р. – 95с.
Г.А.Зотов, С.З.Алиев. Комплексное исследование газовых и газоконденсатных пластов и скважин. – Москва: Недра, 1980. – 301с.
В.С.Бойко, Р.М.Кондрат, Р.С.Яремійчук. Довідник з нафтогазової справи. – К.:Львів, 1996.— 620с.
