5. Методичні рекомендації для виконання завдань

Домашні і контрольні завдання виконуються з використанням методик розрахунку, графічних та аналітичних залежностей, що наведені в переліку рекомендованих джерел.

Коефіцієнт стисливості газу і динамічний коефіцієнт в’язкості газу при заданих значеннях тиску Р і температурі Т визначають залежно від відносної густини газу (складу газу) в такій послідовності:

середньокритичні тиск і температура

, МПа; (5.1)

, К; (5.2)

зведені тиск і температура

; (5.3)

; (5.4)

коефіцієнт стисливості газу

; (5.5)

середньокритична густина газу

, кг/м³; (5.6)

зведена густина газу

; (5.7)

молекулярна маса газу

; (5.8)

параметр

; (5.9)

динамічний коефіцієнт в’язкості газу при атмосферному тиску Р_ат і заданій температурі Т

, мПа*с; (5.10)

динамічний коефіцієнт в’язкості газу при заданих тиску Р і температурі Т

при (5.11)

;

при (5.12)

, мПа*с;

при (5.13)

Для визначення коефіцієнта стисливості газу і динамічного коефіцієнта в’язкості газу також можуть бути використані інші аналітичні залежності.

Пластовий тиск Р_пл визначається методом послідовних наближень за значенням статичного тиску Р_стат на гирлі зупиненої газової свердловини з використанням формули барометричного нівелювання Лапласа-Бабіне:

(5.14)

де ; ; (5.15)

; (5.16)

(5.17)

L – відстань від гирла свердловини до середини інтервалу перфорації , м; Z_ср – коефіцієнт стисливості газу при середньому тиску Р_ср і середній температурі Т_ср в стовбурі свердловин; Т_пл, Т_уст – відповідно пластова (вибійна) температура і температура на гирлі свердловини, К.

У першому наближенні приймають =1, знаходять _пл., визначають _ср, уточнюють і знаходять . Наближення повторюють, поки значення пластового тиску в останньому і передостанньому наближеннях будуть відрізнятись не більше заданої величини похибки

Дебіт газу визначають за формулою, одержаною із спільного розв’язку двочленного рівняння припливу газу до вибою свердловини і формули Г.А.Адамова для визначення вибійного тиску Р_виб за значеннями робочого тиску на буфері працюючої свердловини Р_у і дебіта газу q:

(5.18)

(5.19)

Звідси (5.20)

де ; ; (5.21)

; (5.22)

; (5.23)

; (5.24)

d_вн – внутрішній діаметр насосно-компресорних труб; А, В – коефіцієнти фільтраційних опорів привибійної зони свердловини; коефіцієнт гідравлічного опору насосно–компресорних труб; Re – число Рейнольдса; – відносна шорсткість насосно–компресорних труб; l_k – абсолютна шорсткість насосно–компресорних труб (для нових труб l_k=0,05-0,07 мм, для труб, що були в експлуатації, =0,10-0,15 мм); динамічний коефіцієнт в’язкості газу при середньому тиску Р_ср і середній температурі Т_ср в стовбурі свердловини.

Коефіцієнт гідравлічного опору визначається за графіками або наближено за формулами

– для зони ламінарного руху; (5.25)

– для зони турбулентного руху (5.26)

– для зони турбулентної автомодельності (5.27)

У насосно-компресорних трубах газових свердловин переважно має місце турбулентний рух, а при великих дебітах газу наступає так звана турбулентна автомодельність. Для зони турбулентної автомодельності значення коефіцієнта гідравлічного опору можна брати з таблиці 5.1

Таблиця 5.1 – Значення коефіцієнта гідравлічного опору і нижньої межі дебіта газу q_мін для зони турбулентної автомодельності

Внутрішній діаметр насосно-компресорних труб, м	0,0264	0,0403	0,0503	0,062	0,0759	0,1003
	3,7	6,5	15	28	37,5	70
	0,028	0,027	0,026	0,025	0,024	0,023

; ; ; ;

; ; .

Дебіт газу і вибійний тиск знаходять шляхом послідовних наближень. У першому наближенні приймають, що , , , . Внутрішній діаметр насосно-компресорних труб приймають рівним 6,2 або 7,59 см. За формулою (5.20) знаходять дебіт газу , потім за формулою (5.19) – вибійний тиск . За значенням дебіта газу уточнюють внутрішній діаметр колони насосно-компресорних труб, користуючись таблицею 3. В другому наближенні послідовно вираховують , , , , , , дебіт газу і вибійний тиск . Процес послідовних наближень проводять до тих пір, поки не буде досягнута задана степінь точності у визначенні вибійного тиску.

Таблиця 5.2 – Залежність діаметра колони насосно-компресорних труб від дебіта газу

Дебіт газу,	<100	100-250	250-500	500-1000	>1000
Внутрішній діаметр колони насосно-компресорних труб, м	0,0503	0,062	0,0759	0,0886	0,1003

При розрахунках швидкості фільтрації і швидкості руху газу на відстані r від свердловини, швидкості руху газу на вході в насосно-компресорні труби і на гирлі свердловини, діаметра викидної лінії свердловини і діаметра сепараторів необхідно привести до відповідних тиску і температури дебіт газу, визначений за формулою (5.20).

Коефіцієнт проникності привибійної зони пласта визначають за значенням коефіцієнта фільтраційного опору А, а коефіцієнт макрошорсткості – за значенням коефіцієнта фільтраційного опору В відповідно до умов варіанту.

Необхідні залежності для розв’язання інших задач контрольного завдання наведено в рекомендованій літературі.

Контрольне завдання оформляється в стандартному зошиті або на аркушах формату А4 (210х297), скріплених між собою і пронумерованих. Контрольне завдання здається на кафедру до початку екзаменаційної сесії і реєструється в спеціальному журналі.

Під час проведення екзаменаційної сесії студент захищає контрольне завдання, після чого допускається до підсумкового контролю з дисципліни.