18.3. Температурний режим фільтрації газу в пласті

Згідно з дослідженнями Б.Б.Лапука, процес фільтрації газу в пласті можна вважати ізотермічним, оскільки зміна температури, викликана зміною тиску, компенсується тепло­обміном зі скелетом пористого середовища і навколишніми породами.

Зміна температури у привибійній зоні пласта визначається за формулою

(18.24)

де — відповідно пластова і вибійна температура, °С; — відповідно контурний (пластовий) і вибійний тиск, Мпа; — коефіцієнт Джоуля-Томсона в пласті, °С/МПа; — відповідно радіус контура і свердловини, м; — перфорована товщина пласта.м; — дебіт газу при стандартних умовах.тис.м³/добу; — відносна густина газу; — час робо­ти свердловини з початку експлуатації,год; — ізобарна тепломісткість газу в пластових умовах, Дж/кг· с; (ккал/кг · °С); — об'ємна тепломісткість гірських порід, Дж/м^З·°С; (ккал/м^З' · С).

Коефіцієнт Джоуля-Томсона для природних газів знаходиться з виразу

(18.25)

де — псевдокритична температура, К; - псевдокритичний тиск, МПа; - функція, яка знаходиться з графіка [2, 3] залежно від зведеного тиску і зведеної температури Дж/кмоль°С; (ккал/кмоль°С); [Дж/кмоль°С або ккал/кмоль°С]; [К/МПа].

Ізобарна тепломісткість газу визначається за формулою

(18.26)

де - ізобарна тепломісткість відповідно суміші газів та і -го компоненту при атмосферному тиску і заданій температурі;. - поправка на тиск, яка визна­чається у залежності від складу газу за і або за трьома параметрами і ω (де ω - фактор ацентричності молекул).

Тепломісткість сухих порід змінюється від 753,6 до 837,3 Дж/кг °С (від 0,18 до 0,2 ккал/кг °С). Насичення вологою збільшує тепломісткість породи. При практичних розра­хунках з врахуванням насиченості порід вологою С_р приймається рівною 1256 Дж/кг°С; (0,3 ккал/кг °С) або 2,93· 10⁶Дж/м³· °С; (700 ккал/м³ °С).

18.4. Визначення тиску в газовій свердловині

Тиск в газовій свердловині визначають за допомогою глибинного манометра або розра­ховують за відомим тиском на гирлі.

Тиск на вибої зупиненої газової свердловини можна знайти за формулою барометрич­ного нівелювання Лапласа-Бабіне:

468

.(18.27)

де

- тиск на гирлі зупиненої свердловини після його стабілізації (статичний тиск), МПа; - відносна густина газу; - відстань від гирла свердловини до середини інтервалу пер-форації,м; — відповідно температура на гирлі свердловини і на вибої, К; — коефіцієнт надстисловості газу при середньому тиску і середній температурі в свердловині.

знаходиться методом ітерацій. В першому наближенні приймають Тиск на вибої працюючої газової свердловини розраховують за нерухомим стовпом газу в затрубному просторі (аналогічно як і пластовий тиск) або за рухомим стовпом газу у фон­танних трубах, виходячи зі значення тиску на гирлі свердловини відповідно в затрубному просторі та на буфері. В останньому випадку вибійний тиск знаходять за формулою

(18.28)

де

Під час руху газу по загрубному простору у формулі для розрахунку замінюють на вираз

(18.29)

де — відповідно внутрішній діаметр експлуатаційної колони і зовнішній діаметр фонтанних труб, см.

При цьому для розрахунку числа Рейнольдса за формулою (7.8) замість викори­стовують діаметр а шорсткість беруть за зовнішньою стінкою фонтаних труб.

При наявності муфт до коефіцієнту необхідно додати додатковий опір , який на­ближено обчислюють за формулою

(18.30)

де - зовнішній діаметр муфти, см; - довжина однієї фонтанної труби,м; 0,05 - ко­ефіцієнт гідравлічних втрат на звуження струменя газу при проходженні між муфтою й експлуатаційною колоною.

При русі газу по двоступінчастій колоні труб з довжиною секций і внутрішнім діаметром вибійний тиск розраховують за формулою

(18.31)

де

469

Для оціночних розрахунків і невеликих глибин можна замість і підставляти у формули осереднені значення цих величин по всій довжині колони ліфтових труб і

У випадку значного перепаду температур по довжині колони ліфтових труб вибійний тиск можна наближено визначити за формулою

(18.32)

де

При наявності рідини (води і вуглеводневого конденсату) в продукції свердловини для наближеної оцінки вибійного тиску використовують формулу

(18.33)

де

де відповідно густина газу і рідини при стандартних умовах, кг/м³; - густина газу при робочих умовах в стовбурі свердловини (. і ), кг/м³; - дебіт газу при робочих умовах, тис.м³/добу; - масові витрати газу і рідини, т/добу; - об'ємна витрата газорідинної суміші, рідини і газу відповідно при стандартах умовах, тис.м^добу; - відповідно істинний і витратний газовміст газорідинної суміші.

Істинний об'ємний газо вміст характеризує відношення фактичного об'єму газу в ліфтових трубах при робочих умовах до об'єму порожнини ліфтових труб. У зв'язку з труд­нощами визначення на практиці фактичного значения при проведенні розрахунків замість істинного газо вмісту використовують витратний газо вміст приймаючи Оскільки <р завжди менше за рахунок плівки рідини на поверхні труб і можливого утво­рення в трубах висячих (пульсуючих) рідинних пробок, то заміна на призводить до за­нижения вибійного тиску. Погрішність у розрахунку вибійного тиску зростає зі збільшенням кількості рідини в ліфтових трубах, яка не виноситься потоком газу.

Коефіцієнт гідравлічного опору в формулі (18.33) необхідно визначати за даними фактичних замірів тиску на вибої і гирлі свердловини і дебіту газу на різних режимах екс­плуатації свердловини з наступним розрахунком за формулою (7.7). При відсутності про­мислових даних оцінку проводять за формулами для чистого газу.

Для свердловин, в продукції яких міститься рідина і спостерігається значний перепад температур по довжині колони ліфтових труб, вибійний тиск розраховують за формулою

470

(18.34)

де