14. 27. 39. Фазовая диаграмма газоконденсатных смесей и особенности разработки газоконденсатных месторождений на истощение.

Пластовая гкc – сложная система, сост-я из большого числа у/в, азота, Н₂S, CO_2, He, паров воды. Рассмотрим диаграмму фазовых превращений гкc.

При повышении P и Т=const или понижении T и P=const происходят пр-сы конденсации пара в ж-ть.

Рис. I. Диаграмма фазовых превращений гкс постоянной массы и состава при изм-и Р и Т.

Зав-ть P=f(T) для чистого у/в характеризуется кривой ОК. Ниже кривой - сущ-т паровая фаза, выше- одна жидкая фаза, к- критическая точка характеризует крит-ю температуру T_кр (паровая и ж-я фаза нах-ся в равновесии). Рассмотрим фазовую диаграмму гкс. Кривая СС_кр – линия кипения (выше- ж-ть), С_крБС_ккДИ – линия конденсации. С_кк – ж-я и паровая фазы могут нах-ся в равновесии. Рассмотрим изотермический пр-с понижения Р от т. А (ув в области г-й фазы). От т. А до т. Б не происходят изм-я. В т. Б при понижении P обр-ся первая капля ж-ти, т.е происходит обратная конденсация, т. В - max конденсация.

Область С_крВС_ккБС_кр – область обратной конденсации, от В до Д – испарение ж-ти. В т. Д – испаряется последняя капля ж-ти. От т. Д до Е – не происходят фазовые превращения и смесь в Е нах-ся в г-м состоянии. Пр-с обратной конденсации происходит только в интервале температур Т_кр–Т_кк. ГКМ разрабатывается в режиме истощения пластовой энергии при небольшом содержании к-та в г, когда нецелесообразно ППД. К-т в пласт попадает повсеместно, однако выпадающий к-т зачастую мало изменяет коэф-нт газонасыщенности всего пласта. Следовательно фил-онные течения могут рассматриваться в рамках однофазных течений, т.к. выпадающий к-т неподвижен. Малая к-тонасыщенность пласта приводит к небольшим изм-ям его емкостных и фил-онных параметров. Двухфазная функция имеет место в ПЗП. Определяются следующие дополнительные показатели разр-и ГКМ:

1. возможные потери к-та в пласте (необходимо ли ППД для добычи конденсата).

2. данные об изм-и во времени добывания кол-ва и состава к-та и г-образной фазы в продукции залежи.

15.Понятие и определение параметров средней скважины.

В некоторых методах определения показателей разработки месторождений ПГ используется понятие средней скважины. Принимается, что ср-я скважина имеет ср-ю глубину, ср-ю длину, ср-ю конст-ю, ср-е допустим. дебит и депрессию, ср-е коэф-ты фильтр-х сопротивл-ий А и В. Преследуются две цели

1)По возможности наилучшем образом учесть разнодебитность скв.на м/р.

2) Расчетом показателей раз-ки м/р на основе ср-й скв-ы обеспечить наиболее достоверный прогноз, н-р, по потребному числу скв. Если на м/ии имеется значительное число скв., то параметры ср-й скв-ы опр-ся на основе методов статистики и теории вероятности. Однако из-за недостаточного объема информации они не применяются. Рассм. др. метод определения. Пусть на м/и имеется n г скв; по результатам исследований этих скв определены уравнения притока газа к кажд скв и допустимые дебиты для каждой скважины. Уравнение притока газа к скв

Δp_i²= Δp_{пл i}²- Δp_{с i}² = A_iq_i(t) + B_i q_i ²(t), (1)

где i=1,n

Просуммируем все ур-я по всем скважинам.

1/n∑Δp_i²= 1/n ∑A_iq_i(t) +1/n ∑B_i q_i ²(t), (2)

Уравнение притока газа к сред скв

Δp_ср²= A_срq_ср(t) + B_ср q_ср ²(t), (3)

примем

Δp_ср²=1/n∑Δp_i² , (4)

q_ср= 1/n ∑q_i , (5)

Подставив (4) и (5) в (3), получим

P_i²/n=A_срq_i/n+B_ср(q_i)²/n² (6).

В (2) и (6) приравняем члены с одинаковыми степенями q и получим:

А_ср=(∑A_iq_i)/( ∑ q_i)

В_ср= (∑B_i q_i ²)n² / n (∑ q_i²)= n(∑B_i q_i ²)/

(∑ q_i²)

В расчетах принимаем Р_пл=Р

Р²-Р_с²=( Р-Р_с)*( Р+Р_с)=(2Р-δ)δ

δ= Р-Р_с

Δp_ср²= δ_i ∑(2Р_н-δ_i) /n

δ_ср=Р_н-√( Р_н²-с)=const

q_ср=-A_ср/(2B_ср)+[A_ср²/(4B_ср)+(2P_пл-_ср)_ср/В_ср]^0,5

_ср=Р_пл-(Р_пл²-[((2Р_пл-_i)_i)/n])^0,5=const