Температурний режим газових свердловин.

Температура в зупиненій газовій свердловині розподіляється з глибиною згідно з формулою

, (9.1)

або

де t_х – температура на глибині х, °С; t_пл – температура пласта з глибиною залягання L, °С; t_н.ш – температура нейтрального шару, °С; h_н.ш – глибина залягання нейтрального шару, м; Г – середній геотермічний градієнт, °С/м.

Геотермічний градієнт (рос.геотермический градиент, англ. geothermal gradient, нім. geothermische Teufenstufe f, geothermischer Gradient m) – приріст температури на кожні 100 м при заглибленні в Землю нижче від зони постійних температур.

При відсутності в розрізі свердловини багаторічномерзлих порід

; (9.2)

при наявності в розрізі зони багаторічномерзлих порід

; (9.3)

для зони багаторічномерзлих порід

, (9.4)

де t_м – температура мерзлих порід, яка відповідає температурі замерзання мінералізованих ґрунтових вод, °С; h_м – глибина нижньої межі мерзлоти, м.

На території нашої країни глибина залягання нейтрального шару з постійною температурою становить 10 – 40 м.

При відсутності зони багаторічної мерзлоти температура в працюючій газовій свердловині на глибині х визначається за формулою

, (9.5)

де ; ; ,

де Δt – перепад температури у привибійній зоні пласта, який визначається за формулою (8.1), °С; Г – середній геотермічний градієнт на ділянці стовбура свердловини від х до L, °С/м; р_x – тиск на глибині х, МПа; D_i – диференційний коефіцієнт Джоуля-Томсона на ділянці від х до L, К/МПа; С_р – середня ізобарна тепломісткість газу на ділянці від х до L, Дж/кгºС (ккал/кг°С); А – термічний еквівалент роботи, 9,8 Дж/кг·м; (1/427 ккал/кг·м); λ_п – середньозважений коефіцієнт теплопровідності гірських порід для інтервалу від х до L, Дж/м·год°С (ккал/м·год·°С); – теплопровідність окремих типів порід товщиною h_i Дж/м·год·°С (ккал/м·год·°С); С_п – об'ємна тепломісткість гірских порід, Дж/м^3оС (ккал/м³·°С); q – дебіт газу при стандартних умовах, тис.м³/добу; –безрозмірна функція часу роботи свердловини (год) з початку її експлуатації. D_i обчислюють за значеннями і за формулою (8.2), або знаходять з номограм С_р, використовуючи р_ср і t_сер – за формулою (8.3). Для спрощення розрахунків D_і і С_р можна наближено знаходити за середніми значеннями тиску і температури в стовбурі свердловини ( , ). Тоді у формулі (9.5) комплекс замінюють на .

Теплопровідність сухих порід істотно залежить від їх густини і змінюється від 1256 Дж/м·год·°С (0,3 ккал/м·год⁰·С) для кварцевого піску, до 22608,72 – 25120,8 Дж/м·год·°С; (5,4 – 6 ккал/м·год⁰·С) для кам'яної солі. Для глин λ_п становить 4886,8 – 12560,4 Дж/м·год·°С (1,17 – 3 ккал/м·год·°С), зростаючи з глибиною. Вплив вологості на коефіцієнт теплопровідності враховується множенням λ_п на поправочний коефіцієнт, який змінюється від 1 до 3,2 при об'ємній вологості породи 0 – 40%.

Розподіл температури в працюючій свердловині при наявності в розрізі бага-торічномерзлих порід знаходять для інтервалу від вибою до початку зони багаторічної мерзлоти за формулою (9.5), в якій геотермічний градієнт Г визначають за формулою (9.3). Щоб розрахувати температуру на вході в зону багаторічної мерзлоти t_ом в формулу (9.5) замість х і р_х підставляють відповідно глибину нижньої межі мерзлоти h_м і тиск газу р_ом на цій глибині.

У межах зони багаторічномерзлих порід розподіл температури в свердловині описується формулою

, (9.6)

де ; ; ,

де Г_м – геотермічний градієнт в зоні багаторічної мерзлоти, який визначається за формулою (9.4); λ_м – теплопровідність мерзлих порід, Дж/м·год·°С; (ккал/м·год·°С), С_м – об'ємна тепломісткість мерзлих порід, Дж/м³·°С; (ккал/м³·°С); β – безрозмірний ко­ефіцієнт, який враховує швидкість теплообміну при наявності мінусових температур; t_м – середня температура мерзлих (талих) порід в зоні багаторічної мерзлоти, °С; t_c.г – серед­ньорічна температура поверхні грунту, °С.

Коефіцієнти теплопровідності λ_м і об'ємної тепломісткості С_м мерзлих порід зале­жать від їх густини ρ_п. В області зміни ρ_п від 1000 до 2200 кг/м³ λ_м = 1674,7 –15072,48 Дж/м·год·°С; (0,4 – 3,6 ккал/м·год·°С), С_м = 0,837 – 2,512 Дж/м·°С (0,2·10^-3 – 0,6·10^-3 ккал/м·°С).

Температуру газу на гирлі свердловини при наявності зони багаторічної мерзлоти зна­ходять за формулою (9.6) при х = 0 і р_х = р_у.

Лекція 8.

Визначення дебіту нафтових, газових і газоконденсатних свердловин.

1. Апаратура для визначення дебіту свердловин. Визначення нафтовідлдачі.

2. Визначення газовіддачі.

3. Визначення конденсатовіддачі

Апаратура для визначення дебіту свердловини

Контроль за витратою газу належить до найбільш важливих функцій операторів, обслуговуючих об'єкти збору, підготовки і транспортування газу, оскільки цей показник багато в чому визначає правильність і ефективність технологічних процесів, а також служить одним з основних критеріїв виконання планів здобичі і розподілу газу по споживачах. Витратою називається кількість газу, що проходить по трубопроводу в одиницю часу. При цьому кількість газу може виражатися в одиницях об'єму або одиницях маси. У нефтегазопромьюловой практиці витрату газу звичайно виражають в одиницях об'єму, віднесених до одиниці часу.

Для вимірювання витрати газу застосовують прилади, які називаються расходомерами- Прилади, що підсумовують витрату газу (тобто що визначають кількість газу, що проходить по трубопроводу за певний відрізок часу), називаються газовими лічильниками.

За принципом дії витратоміри підрозділяються на наступні різновиди:

• диафрагменньїе витратоміри змінного перепаду дашгс-ния на встановленому усередині трубопроводу звужуючому пристрої;

• витратоміри обтікання, в яких чутливим елементом служить яке-небудь тіло (поплавець, кулька, поршень); під дією натиску потоку поплавець переміщається на величину, залежну від витрати;

• тахометрические витратоміри, в яких потік обертає крильчатки або турбіни, при цьому швидкість обертання служить мірою витрати.

Найбільш широке застосування одержали диафрагменние витратоміри. Такий витратомір складається із звужуючого пристрою (діафрагми), що встановлюється усередині трубопроводу вимірювального приладу (диференціального манометра), і сполучних ліній. Принцип дії приладу заснований на вимірюванні перепаду тиску в звужуючому пристрої. Унаслідок переходу частини потенційної енергії тиску в кінетичну енергію середня швидкість потоку газу в звуженому перетині підвищується, внаслідок чого статичний тиск в даному перетині стає менше статичного тиску перед звужуючим пристроєм.

Величина перепаду тиску тим більше, чим більше витрата протікаючої речовини. Перепад тиску фіксується диференціальним манометром і характеризує витрату газу в даний момент часу. Перепав тиск в діафрагмі вимірює через окремі циліндрові отвори або через дві кільцеві камери, кожна з яких сполучена з внутрішньою порожниною трубопроводу кільцевою щілиною (суцільної або переривистої) або групою рівномірно розподілених по колу отворів. Кільцеву камеру виконують або безпосередньо в телі звужуючого пристрою, або в кожному з фланців, між якими воно затискається, або в спеціальній проміжній деталі — корпусі.

Види камер, що найбільш часто зустрічаються, для вимірювання витрати газу за допомогою діафрагм показані на мал. 13.7. Стандартна діафрагма є тонким металевим диском з круглим отвором, що має з боку входу потоку гостру кромку, а на виході фаску під кутом ЗО — 45*. Діафрагма камерна нормальна (ДКН) поміщається між двома кільцевими камерами (див. мал. 13.7, а).

Кожна з камер сполучена з потоком кільцевою щілиною або групою рівномірно розподілених по колу отворів. Діафрагма бескамерная дискова нормальна (ДКН) встановлюється між фланцями трубопроводу (див. мал. 13.7, б). Перепад тиску вимірюється через окремі циліндрові отвори. ДДН застосовують при тиску в трубопроводі не більше 2,5 МПа.

Діафрагми використовують в трубопроводах діаметром не менше 50 мм. Товщина діафрагми складає 0,1 діаметру. На діафрагмах заводського виготовлення вибиті знаки «+» з боку високого тиску, «-» — із сторони низького, а на торці показано стрілкою напрям потоку.

У разі, коли необхідно зменшити втрати натиску у витратомірі, застосовують сопла Вентурі (див. мал. 13.7, в). В порівнянні з діафрагмами ці пристрої більш зносостійкі, складніше у виготовленні і при монтажі. Неправильна установка звужуючих пристроїв може привести до істотних погрішностей. Тому спеціальними правилами передбачена детальна регламентація всіх умов монтажу. Строгі вимоги пред'являються до співісної отвору і трубопроводу, відхилення допускається не більше 0,01 діаметру.

Особливо обережно треба поводитися з диском діафрагми, щоб не пошкодити гостру кромку отвору (з боку знаку «+»). Оператору необхідно пам'ятати, що після розточування вхідну кромку не можна додатково обробляти ні напилком, ні наждачним папером. Прокладки у фланцях повинні точно відповідати розмірам камер або торцевих поверхонь. Якщо прокладки виступатимуть у внутрішній перетин трубопроводу, показання приладів значно спотворюватимуться. Сполучні лінії повинні бути герметичними і теплоізольованими для оберігання від джерел теплоти і замерзання. Сполучні лінії підключають до трубопроводу при вимірюваннях витрат газу і пари зверху, при вимірюванні витрати рідини — знизу.

На промислах як тахометрических витратоміри застосовують швидкісні (з пристроєм, що обертається) і ротаційні лічильники.

У швидкісних лічильниках, в основному це глибинні дебито-заходи, в потік газу поміщено пристрій (турбіна або вертушка), що обертається, швидкість обертання якого пропорційна швидкості потоку газу і витраті. Значення сумарної витрати набувають, зв'язуючи рухому частину приладу через редуктор з рахунковим механізмом. У ротаційних лічильниках (PC) газу в корпусі знаходяться два ротори, які під дією потоку газу обертаються і стикаються з бічними поверхнями один одного і одночасно з внутрішньою поверхнею корпусу. Витрату газу, що проходить, вимірюють за рахунок періодичного відсікання певних об'ємів, поміщених в серповидних порожнинах між роторами і корпусом. Виведений з корпусу вал ротора пов'язаний з редуктором, а через нього — з рахунковим механізмом.

Промислові методи. Показником ступеня використання запасів є коефіцієнт наф­товіддачі (нафтовилучення). У процесі розробки нафтового покладу він може визначатись різними методами. Наведемо деякі з них.

1) Процес витиснення нафти водою в умовах неоднорідних пластів описується характери­стиками витиснення, які відображають залежність нафтовіддачі від об'єму води, що прока­чується через поклад.

Для визначення поточної нафтовіддачі в заводненій частині пласта необхідно знати гео­логічні запаси і об'єм видобутку нафти з виробленої частини покладу. Основні труднощі при цьому пов'язані з встановленням об'єму заводненої частини пласта. Звичайно він виз­начається як об'єм продуктивного пласта між початковою і поточною поверхнями водонафтового контакту. За цими даними будують карти залишкової нафтонасиченості, за до­помогою яких виявляють розподіл залишкових запасів нафти.

Для розрахунку поточного коефіцієнта нафтовіддачі заводненої частини пласта, що розробляється при пружно-водонапірному режимі, слід врахувати видобуток нафти з незачастини внаслідок дії пружних сил покладу.

2) Визначення нафтовіддачі за початковою і залишковою нафто насиченнями полягає в установленні зниження нафтонасиченості порід у заводненій частині пласта. Звичайно він оцінюється в окремих свердловинах. Початкова нафтонасиченість визначається до завод­нення пласта за даними промислово-геофізичних досліджень (або за кількістю зв'язаної во­ди в кернах), а залишкова - за даними промислово-геофізичних досліджень в спеціальних свердловинах, які пробурені між початковим і поточним контурами нафтоносності для кон­тролю за нафтовіддачею.

В умовах режиму розчиненого газу, використовуючи метод матеріального балансу для визначення геологічних запасів нафти, можна розрахувати поточний і кінцевий ко­ефіцієнти нафтовіддачі за мінімальною інформацією, що включає середній газовий фактор за період розробки, розчинність газу в нафті, а також об'ємні коефіцієнти пластової нафти і газу.

Лабораторні дослідження. Відомо, що коефіцієнт нафтовіддачі визначається, як добу­ток коефіцієнтів витиснення і охоплення {за об'ємом) пласта.

Коефіцієнти охоплення пласта процесом важко піддаються вивченню в лабораторних умовах, хоча деякі досягнення тут є. В більшості випадків їх значення приймаються за ре­зультатами розробки сусідніх родовищ з подібними геолого-фізичними умовами. У той же час коефіцієнти витиснення, головним чином, визначаються в лабораторних умовах шля­хом постановки на моделях пласта експериментів щодо витиснення нафти.

Використання результатів лабораторних дослідів у промисловій практиці можливо тільки в тому випадку, якщо процеси, що вивчаються в дослідах, подібні до натурних.

Ця подібність забезпечується рівністю комплексів, що складені для моделі й натури та визначають процес На основі умов подібності і повинні бути вибрані параметри моделей і дослідів для постановки експериментів. Звичайно тут користуються методами наближеного моделювання. Під час проведення експериментів з фільтрації флюїдів намагаються дотри­муватись швидкостей витиснення, що при можливих у нафтовому покладі перепадах тисків близькі до натурних.

На нафтовіддачу впливає не менше 18 різних параметрів; комплексним параметром вважається капілярний тиск.

Для гідрофільних порід ідеальним вважається агент, який при витисненні нафти ство­рює з нею міжфазний натяг, значення якого прямує до нуля, а кут змочування — до 90°.

При моделюванні процесів витиснення нафти слід добиватися геометричної подібності порового простору моделі і натури, тотожності характеру їх поверхні. В експериментах слід дотримуватись гірничого і пластового тиску, пластової температури.

Зразки породи, які використовуються для побудови моделей пласта, повинні відповідно готуватись. Для моделей також придатні зразки породи, що піднята при бурінні свердловин на вуглеводневих розчинах.

Апаратура, на якій виконуються експерименти, має дозволяти максимально наблизити умови проведення дослідів до пластових умов тих покладів, для яких проводяться дослідження. Вона повинна надавати можливість проведення дослідів з різними тисками і температурами (що відповідають пластовим), створення моделей пласта різної довжини, здійснення контролю за насиченістю моделі різними флюїдами, одержання необхідної точ­ності при вивченні характеристик витиснення, як і одержання іншої необхідної інформації.

Результати лабораторного визначення коефіцієнта витиснення нафти заносять у спеціальний журнал, де фіксуються порядковий номер експерименту, геометричні розміри моделі пласта, її пористість, проникність, об'єми нафти, води чи газу в моделі на початок та кінець експерименту, а також в процесі його проведення. За наведеними в журналі даними згодом обчислюють коефіцієнти витиснення нафти на різних стадіях процесу.

Однією з найбільш важливих характеристик процесу плину пластових флюїдів у поро-дах-колекторах поряд із коефіцієнтом витиснення є фазова проникність. Дані про неї не­обхідні для обгрунтування кондиційних меж петрофізичних властивостей порід, для про­мислової оцінки перехідних нафтогазових зон пластів, у газогідродинамічних розрахунках технологічних показників розробки, для вибору методів дії на пласти з метою збільшення нафтовіддачі тощо.

2)Газовіддача і конденсатовіддача родовищ. Для характеристики повноти вилучення газу і конденсату з покладів ви­користовують коефіцієнти газовіддачі, конденсатовіддачі. Коефіцієнтом газовіддачі β називають відношення об'єму вилученого із пласта газу Q_в до його початкових, запасів Q_в

Для газового режиму у зв'язку іі сталістю газонасиченого перового об'єму коефіцієнт кінцевої газовіддачі визнача­ється тільки початковим р_п і кінцевим р_к тисками в пласті:

де z_п, z_к - коефіцієнти надстисливості газу, відповідно за початкового і. кінцевого тисків і за пластової температури.

Чим. вище початковий і нижчий кінцевий тиск, тим бі­льша газовіддача родовища на газовому режимі. Для родовищ з добрими колекторськими властивостями, за високих почат­кових пластових тисків коефіцієнт газовіддачі може досягати 0.97. Для родовищ зі значною неоднорідністю продуктивних пластів, складною геологічною будовою, низькими початко­вими пластовими тисками коефіцієнт кінцевої газовіддачі складає 0.7-0,8.

На водонапірному режимі газовіддача залежить від тем­пів розробки родовища, механізму витіснення тазу водою,, колекторських властивостей пласта, ступеня його неодноріднос­ті, початкового і кінцевого пластового тиску і багатьох інших факторів. З багатьох причин газ з пласта, витісняється водою неповністю, частина його залишається затисненою за фронтом витіснення. Досвід розробки газових родовищ і лабораторні дослідження показують, що під час витіснення газу водою го­ловною причиною значних об'ємів затисненого тазу с нерів­номірність вторгнення води в поклад, яка зумовлена, неодно­рідністю колекторів і нерівномірністю відборів з різних діля­нок і інтервалів пласта. Залежна від геологічних умов і систе­ми розробки родовища коефіцієнт газовіддачі на водонапір­ному режимі може змінюватися в межах від 0,5 до 0,97.

Для оцінки кінцевого коефіцієнта газовіддачі часто ви­користовують формулу Ширковського:

4) Коефіцієнтом кондеисатовіддачі р_к називають '.відно-Тбення об'єму Q_BK вилученого Із пласта конденсату до його початкових запасів Q_пк:

На кінцевий коефіцієнт конденсатовіддачі опливають спосіб розробки родовища (з підтриманням пластового тиску чи ні), вміст конденсату в гай, склад конденсату і газу, питома поверхня пористого середовища, початковий пласт звий зиск, температура й інші фактори. Практика розробки родовищ показує, що коефіцієнт кінцевої конденсатовіддачі звичайно змінюється від 0,3 до 0,75, Найвищий коефіцієнт конденсато­віддачі досягається за підтримання пластового тиску в процесі відбору газу. Якщо підтримання тиску здійснюється запомповуванням у поклад газу, то коефіцієнт конденсатовіддачі може

досягати 0,85, а під час запомповуванням води – 0,75.

Лекція 9.

Визначення газовіддачі газових родовищ при газовому режимі.

1. Фактори, що визначають газовіддачу.

2.Методи збільшення газовіддачі.

3.Прогнозування коефіцієнта кінцевої газовіддачі за промисловими даними.