Теория и опыт разработки месторождений природных газов - Вяхирев Р.И.
Скачать (прямая ссылка):
Температуру газа на устье скважины Ту(?) для каждого момента времени t, которому соответствуют рз(?), Ру(?) и Q(t), находим по формуле
T^t) = T^t) + [Тз(^ — T™(t)]e —j(t)L — WL +
j(t)
p3 (t ) - pv (t)es
L
(1 - e-j(t )L), (6.106)
Kpdp L p
где Ф^^^—; S = 0,0341^—-; ю
Q(t)cp TCpZc
геотермический
~cp~cp
градиент; L — глубина скважины; K — коэффициент теплопередачи; d — диаметр ствола скважины; Ср — весовая теплоемкость газа при постоянном давлении; p — относительная плотность газа; p — плотность газа;
T
cp
T
1 ср
Tv (t) + T3 (t)
2
коэффициент сверхсжимаемости при
и
pv (t ) + pv (t)es 2
Изменение средней температуры в стволе скважины в процессе разработки находим по формуле
296
T (t) - T (t) т wL
Tcp (t) = Тпл (t) + 3 V jL mV ' (1 - e-jL) - — +
1
Ф 2L
Рз (t) - РУ (t)es w - e-
L
(jL + e-jL - 1). (6.107)
Если средняя температура в стволе скважины, определенная по формуле (6.107), отличается от Гср, принятой для расчета Ру(?), то значение Ру(?) следует уточнить.
Надо отметить, что часто при расчетах пластовых давлений по барометрической формуле за устьевую температуру принимают: определенную по геотермическому градиенту на уровне нейтрального слоя, т.е. среднегодовую для данного района, или максимальную на устье, полученную при исследовании скважин.
Если скважина перед измерением статического давления простаивала несколько месяцев, то за устьевую температуру следует брать среднегодовую для данного района. Если же измерения давления проводятся непосредственно после длительной эксплуатации, то в качестве устьевой следует принимать температуру на устье, получаемую при эксплуатации. При измерении статического давления после краткого периода работы скважины, например при исследовании, необходимо устьевую температуру брать с учетом периода исследований и, как правило, при исследовании в течение нескольких часов в качестве устьевой температуры следует принимать температуру на устье, полученную при наименьшем повторном режиме.
Характер изменения температуры газа в коллекторе или газопроводе определим по формуле
Тг (t ) = ТГр + [Ту (t ) - ТГр]e-j(t )Ll - e Ру L )-(Pl(t) (1 - e-j(t)Ll), (6.108)
где Ггр — температура грунта; Li — длина коллектора; Pi(t) — давление в конце коллектора.
При расчетах по формуле (6.108) необходимо учитывать, что Ггр будет зависеть от сезонных колебаний температуры, а для длинных магистральных газопроводов будет переменной на различных участках в один и тот же период времени.
297
Зная величины Ру(^ и ^(t) по изотермам конденсации и графикам влагосодержания, определяем количество конденсата и воды, которое будет выделяться в стволе скважины и газопроводе в процессе разработки месторождения. Таким образом можем определить изменение дебитов конденсата и воды в процессе разработки месторождения на выходе газа из коллектора.
Кроме того, определив закон изменения p(t) и 77(t), далее можем найти условия и место образования гидратов и характер их изменения в процессе разработки по стволу скважины и газопроводу.
Если в конце коллектора установлен штуцер, то характер изменения температуры после штуцера определим по фор — муле
T2 (t) = - [Mt) - p2(t)]E(t), (6.109)
где p2(t) — давление после штуцера.
Обычно в течение длительного периода времени соблюдается p2(t) = const, и со временем температура 72(t) будет приближаться к величине 71( t).
Аналогично, зная закон изменения 71(t) и P1(t) по известным формулам для теплообменных аппаратов и формуле (6.109), рассчитываем эффективность работы низкотемпературной сепарации во времени и необходимость увеличения поверхности теплообменников по мере снижения давления и период перехода на применение холодильных машин и других аппаратов. Подобным же образом, исходя из формулы (6.108), находим изменение распределения температуры в процессе разработки по газосборным сетям иной конфигурации, чем прямолинейный коллектор. При расчете температурного режима магистрального газопровода в формуле (6.108), начиная с определенного периода времени, должно быть учтено повышение температуры 71(t) при установке компрессорной станции и соответственно рассчитано изменение температурного режима работы.
Комплексное рассмотрение гидродинамического и термодинамического технологических режимов работы скважин и наземных сооружений в течение всего или основного периода разработки газового или газоконденсатного месторождения позволит правильно выбирать эксплуатационные колонны и НКТ, коллекторы и другие наземные сооружения, определять для каждого периода разработки наиболее оптимальные конструкции и
298
своевременно заменять устаревшее оборудование, которое было эффективным для одного периода и не обеспечивает условия нормальной эксплуатации для другого.
6.8. РЕЖИМ "БЕЗГИДРАТНОЙ" ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН В РАЙОНАХ МНОГОЛЕТНЕЙ МЕРЗЛОТЫ
В связи с эксплуатацией группы крупных месторождений на севере Тюменской области при их разработке потребовался учет специфических условий распространения многолетней мерзлоты. Эти условия требуют нового подхода к решению ряда проблем разработки, добычи и транспорта газа.
