2 Схемы сбора и внутрипромыслового транспорта газа и конденсата

Рисунок 11.1 -Общая классификация систем сбора газа

При этих схемах каждая скважина имеет отдельную техноло­гическую нитку и комплекс прискважинного оборудования для очистки газа от механических примесей, жидкостей и предотвращения образования кристаллогидратов углеводородных газов (сепараторы, конденсатосборники, установки для ввода метанола в поток газа и т. д.).

Рисунок 11.2. Схемы промыслового сбора газа и конденсата: а — линейная, б — лучевая, в — кольцевая; 1 — скважины; 2 — шлейфы; 3 — линейный газосборный коллектор; 4 — контур газоносности; 5 — кольце­вой газосборный коллектор; ГСП — групповой сборный пункт; МГ — магистральный газопровод; ГП — газосборный пункт.

Линейная схема (Рис.11.2 а) применяется на газовых месторождениях с вытянутой площадью газоносности, лучевая схема (Рис.11.2 б) — при раздельной эксплуатации газовых пластов с различ­ными начальными давлениями и составом газа, кольцевая схема (Рис.11.2 в) — на больших по размерам площадях газоносности с большим числом скважин и различными потребителями газа.

Вышеописанные схемы промыслового сбора и транспорта газа с прискважинными сооружениями и отдельными технологическими нитками промысловой обработки газа длякаж­дой скважины имеют следующие недостатки:

• Промысловое оборудование установлено на большей терри­тории.

• Скважины с прискважинным оборудованием для очистки, осушки и замера газа требуют большого числа квалифицированного обслуживающего персонала.

• Значительные длина промысловых дорог, металлоемкость коммуникаций водоснабжения, теплоснабжения и доставки реа­гентов.

• Сложность устройства и функционирования систем дистан­ционного измерения давления, температур, расходов, управления технологическим режимом работы скважин и прискважинного обо­рудования.

• Значительные потери газа и конденсата в запорной арматуре и прискважинных сооружениях.

Групповую схему сбора внутрипромыслового транспорта газа и конденсата при­меняютпри разработке газоконденсатных месторождений (Рис.11.3). В этом случае отделение твер­дых взвесей от газа, получение углеводородного конденсата, из­мерение объемов сухого газа и конденсата проводят на газосборном пункте (ГП), который стал называться установкой комплексной подготовки газа—УКПГ, которая размещается, как правило, в центре группы скважин. Газ и конденсат от УКПГ по самостоятельным трубопроводам поступают на промысловый газосборный пункт (ПГСП) или головные сооружения магистрального газопро­вода (ГС). При получении сухого газа и стабильного конденсата возможны две схемы промысловой обработки газоконденсатной смеси:

• децентрализованная

• централизованная.

Рисунок 11.3 - Групповая схема сбора газа и конденсата

а- централизованная, б- децентрализованная.

Если сухой газ и стабильный конденсат приобретают товарные кондиции на групповых пунктах сбора и обработки газа (УКПГ, где установлено все необходимое для этого оборудование) схема называется децентрализованной.

Централизованной называется схема получения су­хого газа и конденсата с заданными товарными кондициями на промысловом газосборном пункте или головных сооружениях ма­гистрального газопровода. В этом случае на УКПГ осущест­вляются лишь сбор и первичная сепарация газа и они называются установками предварительной подготовки газа — УППГ.

14. Какие существуют технологические режимы эксплуатации газовых скважин? Каковы условия их применения?

Под технологическим режимом эксплуатации газовых скважин подразумеваются условия, при которых обес­печиваются наибольшие дебиты газа и конденсата с учетом их ограничивающих факторов и требований правил охраны недр и техники безопасности.

Различают фактический и расчетный технологический режим.

Фактический технологический режим устанавливает геологическая служба ежеквартально или раз в полгода в соответствии с данными проекта, результатами исследования, опыта эксплуатации.

Расчетный технологический режим определяют при составлении проектов разработки на много лет вперед. При составлении проекта разработки определяют изменение дебита, забойного и устьевого давлений во времени в зависимости от добычи газа в целом по месторождению.

Существует шесть технологических режимов

1. Режим постоянного градиента давления

2. Режим постоянной депрессии

3. Режим постоянного дебита

4. Режим постоянного забойного давления

5. Режим постоянного давления на головке скважины

6. Режим постоянной скорости при забое

Расчеты технологического режима производят для трех случаев:

1. Когда задана зависимость отбора газа во времени, т.е. ;

2. Когда отбор газа постоянный ;

3. Для периода падающей добычи при постоянном числе скважин, т.е. n = const:

Режим постоянного градиента давления (= const) характерен для условий разработки, приуроченной к относительно неплотным породам, способным разрушаться при высоких отборах газа из скважины. При этом должно соблюдаться условие: .

Классификация пород по Шахназарову А. А.:

1. Неустойчивые породы при размокании приходят в состояние текучести, разрушаются при до 0,5 МПа/м;

2. Слабо устойчивые породы ;

3. Средне устойчивые породы ;

4. Устойчивые породы, не разрушаются при .

Значение градиента давления определяют для начального дебита, при котором еще не наблюдается разрушения породы:

(9.1)

где А₀, В₀- коэффициенты, определенные для скважин совершенных по степени и по характеру вскрытия.

(9.2)

(9.3)

Режим постоянной депрессии. Р = Р_н-Р_з= const

Этот режим используют в тех же случаях, что и режим постоянного градиента.

Режим постоянного дебита -Этот режим удобен с точки зрения осуществления на практике. Он применяется для крепких коллекторов до тех пор, пока градиент давления не достигнет опасного значения.

Режим постоянного забойного давленияприменяют в тех случаях, когда нежелательно дальнейшее снижение забойного давления, например, в случаях выпадения конденсата на забое скважины.

Режим постоянного давления на головке скважиныявляется разновидностью режима , более удобным для осуществления на практике. Он применяется в бескомпрессорный период эксплуатации, для поддержания в газопроводе постоянного давления, а также для осуществления низкотемпературной сепарации.

Режим постоянной скорости на забое

применяется в случаях, если происходит разрушение коллектора, а также в случае большого выноса с забоя скважины твердых частиц и прискважинное оборудование не в состоянии эффективно очистить струю газа.

15. Какие промысловые установки используются для проведения исследования газоконденсатных скважин?

Методы исследования газоконденсатных месторождений и промысловые установки для их проведения.

Скважины газоконденсатных месторождений исследуют с целью получения характеристик добываемой продукции путем анализа проб газа, определения количества сырого конденсата, выделяющегося из газа на поверхности при различных режимах эксплуатации скважины и условиях выделения конденсата.

В процессе исследования обычно применяют передвижные установки двух типов:

1. Нетермостатируемые

(высокой промыш­ленной производительности);

2. термостатируемые, через которые пропускается только небольшая часть отбираемого из скважины газа.

Обычные установки дают промышленную, общую характеристику скважины. Термостатируемые позволяют получить изотермы и изобары конденсации, коэффициенты Джоуля—Томсона, количество жидкости, которое может выделиться из газа после ее отделения при устьевых значениях давления и температуры.

Для получения полной характеристики работы газоконденсатных скважин и ее продукции используют передвижные и стационарные установки.

На рис.6.1 приведена принципиальная схема передвижной установки.

Рисунок 6.1 - Схема установки У-900

Установка, смонтирована на двухосном автоприцепе и подключена к скважине с помощью стальных шарнирных труб. Три регулируемых штуцера позволяют создавать на сепараторах разное давление. Охлаждение газа в термостатируемой установке осуществляется при дросселировании газа высокого напора. Для его подогрева используют электронагреватели.

Отношение количества выделившегося в сепараторах конденсата к количеству протекшего газа дает основную характеристику продукции скважины — удельное конденсатосодержание (конденсатогазовый фактор- КГФ)—(г/м3 или см3/м3) при различных значениях температуры и давления. Сырой конденсат, получаемый в сепараторах и в термостатируемой установке, подвергают разгазированию путем снижения давления в контейнере до 0,1 МПа и выдержке при 20°С и измеряют количество газов дегазации.

Исследования при одновременном отборе промышленных ко­личеств газа и представительной пробы проводят при помощи уста­новки ЛПГ-1 (Рис. 6.2).

Рисунок 6.2 - Схема промысловой экспериментальной установкина газоконденсатном месторождении: 1 — скважина; 2 — ловушка жидкой фазы; 3 — штуцер; 4 — распределительная гре­бенка; 5—7 — сепараторы; 8 — сепаратор измерительный; 9, 12 — отводы на факел; 10 — регулятор давления до себя; 11 — емкость мерная; 13 — установка для измерения объема жидкости; 14 — стекло уровнемерное

Рисунок 6.3 - Изотермы конденсации при t=270C и различных дебитах Q, тыс, м3/сут: 1-38; 2-58; 3-83; 4-100

Изотермы конденсации. При достаточной длине шлейфа температура газа (при одном и том же диаметре штуцера на устье скважины) изменяется незначительно и практически равна температуре грунта. Это используется для поддержания постоянной температуры в измерительном сепараторе, т. е. изотермических условий.

При помощи регулятора давления «до себя» в измерительном сепараторе 5 устанавливают различные давления, например 1,5; 3,5; 5,5; 7,5 МПа. Измеряют дебит газа после сепарации Q_г и рас­ход стабильного конденсата Q_к. Отношение Q_к/Q_г = q_к — выход конденсата (в см³м³) при различных давлениях.

Изобары конденсации. Для получения изобар кон­денсации при неизменном штуцере или отсутствии его на скважине, когда дебит газа равен пли больше минимально допустимого, из­меняют диаметр штуцера непосредственно перед измерительным сепаратором, поддерживая с помощью регулятора давления «до себя» постоянное давление в сепараторе при различных температу­рах сепарации. Определяют q_к, как и в первом случае.

При построении части диаграмм фазовых превращений в диа­пазоне высоких давлений и температур расход конденсата измеряют в ловушке жидкости, так как измерительный или промысловый сепаратор может иметь рабочее давление ниже необходимого для построения диаграммы.

16. Как проводят исследование состава газоконденсатной смеси в лабораторных условиях? Что такое контактная и дифференциальная конденсации?

Технология и техника исследования газоконденсатных смесей в лабораторных условиях

Отобранные на промысле пробы сырого конденсата и отсепариро­ванного газа исследуют в лабораторных условиях на содержание этана, пропана и бутанов, а стабильного конденсата — на С5+.

Для исследования газоконденсатных смесей используется лабораторная установка УФР-2 (установка фазового равновесия), в комплект лабораторной установки включают не менее двух сосудов высокого давления (бомбы PVT). В первом проводят изотермическое (при пластовой температуре) снижение давления от начального пласто­вого до атмосферного. Таким способом моделируют фазовые пре­вращения в пласте при разработке залежи на истощение. Фазовые равно­весия систем исследуют при температурах от — 10 до + 200 °С и давлениях от 2 до 100 МПа. Поправки на давление и температуру к объемам жидкой и газовой фаз определяют расчетом.

Соотношения объемов газовой и жидкой фаз измеряют при кон­тактной и дифференциальной конденсации. При контактной кон­денсации масса и состав газоконденсатной смеси остаются постоян­ными, а давление снижают, перемещая поршень в бомбе PVT, т. е. увеличивая ее объем. При дифференциальной конденсации газ вы­пускают из бомбы PVT, не изменяя ее объема. Этот процесс ими­тирует отбор газа из месторождения. Состав пластовой смеси из­меняется, а газовую фазу, отобранную из «пласта» (бомбы PVT), направляют во второй сосуд высокого давления — сепаратор, в ко­тором давление и температуру поддерживают на уровне промысло­вых условий сепарации. Таким способом имитируют процесс про­мысловой обработки газа.

Установка позволяет определять такие характеристики пластовых газов, как выход конденсата из газа при различных термодинамических ус­ловиях в процессе эксплуатации залежей глубокозалегающих газоконденсатных месторождений, а также потери конденсата в пласте. Полученные данные служат исходными при подсчете запасов газа и конденсата, потерь конденсата в пласте, обоснования метода разработки месторождения.

При исследовании в лаборатории процессов фазовых превращений углеводородной смеси соблюдают термодинамическое подобие тем процессам, которые происходят в пласте.

В лабораторных ис­следованиях не соблюдаются условия газогидродинамического по­добия процессов фильтрации газоконденсатной смеси в пласте, не учитываются влияние пористой среды на фазовые превращения и отклонения реальных процессов фазовых переходов от условий равновесия, а в сепараторе не соблюдается газодинамическое по­добие промысловым процессам подготовки газа к транспортиро­ванию. Эти отличия реальных процессов на месторождении от ус­ловий лабораторных исследований обусловили использование ла­бораторных результатов при расчетах разработки в основном по уравнениям материального баланса.

Несмотря на это, лабораторные исследования являются основным методом прогнозирования фа­зовых превращений при разработке и эксплуатации газоконденсатных месторождений, так как аналитические (расчетные) методы их прогнозирования менее надежны.

17. Как проводят исследование скважин при нестационарных режимах фильтрации?

Исследование скважин при нестационарных режимах фильтрации.

Исследование газовых скважин при неустановившихся режимах проводится при пуске скважины в работу с постоянным или изме­няющимся дебитом или давлением, при остановке скважины после некоторого периода ее работы на установившемся режиме или в случае переменного дебита при ее работе.

При исследованиях измеряют и записывают дебиты, давления и температуры и соответствующее им время

С целью получения исходных данных для обработки кривых на­растания и стабилизации давления скважину пускают в эксплуатацию (если скважина перед этим была закрыта), при этом регистрируют изменение во времени давления на головке, в затрубном пространстве и измерителе дебита (ДИКТ). После достижения стабилизации скважину закрывают и снимают кривую измене­ния нарастания давления на головке и в затрубном простран­стве в зависимости от времени.

Полученную кривую нарастания забойного давления обра­батывают по формуле

(5.11)

где (5.12)

(5.13)

и — соответственно текущее и начальное забойные давле­ния (до остановки скважины), МПа; t— время восстановления давления,c; Q_c — дебит скважины до остановки,м³/с; р_ат— абсолютное атмосферное давление, МПа;  — коэффициент пьезопроводности,м²/с; m—пористость, доли единицы; b— коэф­фициент нелинейного сопротивления в двучленной формуле ста­ционарного притока в скважине. Приведенный радиус скважины

(5.14)

где - коэффициент скин-эффекта (отличие параметров пласта от параметров призабой­ной зоны). (5.15)

Здесь - проницаемость призабойной зоны радиусом R_o; С₁ и С₂-коэффициенты несовершенства скважины соответственно по степени и характеру вскрытия.

Рисунок 5.3 - Вид кривой нарастания забойного давления, обработанной в ко­ординатах от

По полученному прямолинейному участку определяют тангенс угла наклона, который равен и отрезок, отсекаемый на оси ординат и равный .. По полученным значениям и находят следующие параметры пласта.

Параметр проводимости

(5.16)

При известных вязкости и эффективной толщине пласта значение проницаемости

(5.17)

При известном коэффициенте

(5.18)

При известном коэффициенте пьезопроводности 

(5.19)

Согласно формуле (5.15) коэффициент С характеризует степень совершенства вскрытия пласта и учитывает как скин-эффект, так и совершенство скважин по степени и характеру вскрытия. Если то это указывает на наличие дополнительного сопротивления в призабойной зоне. При сравнении значе­ний коэффициентов С по различным скважинам можно судить о качестве вскрытия в той или иной скважине и намечать мероприятия по интенсификации притока.

18. Что такое свободный и абсолютно-свободный дебит газовой скважины?

Свободный дебит – дебит открытого фонтана, т. е. Р_у = 0,1 МПа.

Абсолютно свободный дебит показывает условия притока газа из пласта в скважину без учета потерь давления в стволе скважины. Используют для выяснения потенциальных добывных возможностей скважины, т. е. при Р_з = 0,1 МПа.

, (5.9)

, (5.10)

т. к. , 0,1² = 0,01.

19. Как проводят исследование газовых скважин при стационарных режимах фильтрации?

Исследование газовых скважин при стационарных (установившихся) режимах фильтрации

Перед исследованием скважину продувают в течение 15— 20 мин для удаления твердых частиц и жидкости с забоя скважин. После продувки скважину закрывают до полного восстановления давления. На многих газовых месторождениях это время состав­ляет 2—3 ч.

В диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТе) устанавливают диафрагму с малым диаметром калибро­ванного отверстия. После этого открывают коренную задвижку, пускают скважину в работу до наступления установившегося со­стояния, при котором давление и температура газа перед диафраг­мой ДИКТа и в затрубном пространстве не изменяются во времени.

Рисунок 5.1 -Схема располо­жения оборудования и приборов при проведении текущих исследований га­зовой скважины с помощью диафрагменного измерителя критического течения газа: 1 — диафрагменный измеритель (ДИКТ); 2 — манометры; 3 — породоулавливатель; 4 — термометры

По давлению и температуре газа перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают дебит газа для каждой диафрагмы. По статическому затрубному давлению или динамическому давлению перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают давление на забое скважины.

Рассчитывают дебит по формуле: , (5.1)

где С- коэффициент расхода для данной диафрагмы.

Рисунок 5.2 - Индикаторная кривая

Если во время исследования появится песок или вода- исследование прекращают.

По данным Рпл² – Рз² и Q строят индикаторную кривую, которая описывает уравнение притока газа к скважине при установившемся режиме.

Р_ПЛ² – Р_З² = аQ + вQ² , (5.2)

где

Р_ПЛ² = Р_УСТ² · e^2S

Р_З² = Р_УСТ² · e^2S + Q²

аQ – потери давления на преодоление вязкостного трения; вQ² – потери давления, вызванные инерционными силами вследствие извилистости поровых каналов, имеющих большие значения при высоких скоростях газа.

Делим обе части уравнения на Q и получаем: (5.3)

а и в можно найти методом наименьших квадратов:

a= (5.4)

b= (5.5)

, , (5.6)

где - вязкость газа, Пас при пластовых условиях; k - проницаемость,мкм²; R_K- радиус контура питания. В случае определенной сетки скважин можно принять радиус контура питания R_K половине радиуса дренирования, при условии если дебит скважин одинаков; Rс – радиус скважины; l - параметр макрошероховатости l= , - cтруктурный коэффициент, характеризующий извилистость и непостоянство сечения поровых каналов определяется по корреляции Ширковского А.И.

. (5.7)

Уравнения (5.6) применимы для скважин, совершенных по степени и характеру вскрытия.

Из уравнения притока газа в скважину при известных a и b находят

, (5.8)

Свободный дебит – дебит открытого фонтана, т. е. Р_у = 0,1 МПа.

Абсолютно свободный дебит показывает условия притока газа из пласта в скважину без учета потерь давления в стволе скважины. Используют для выяснения потенциальных добывных возможностей скважины, т. е. при Р_з = 0,1 МПа.

, (5.9)

, (5.10)

т. к. , 0,1² = 0,01.

20. Какие ставятся цели и какие существуют виды исследования газовых и газоконденсатных скважин?

Для получения данных о геолого-физических па­раметрах горных пород призабойной зоны пласта вокруг ствола скважины, продуктивного пласта, физических свойствах насы­щающих пласт жидкостей и газов, состоянии призабойной зоны скважины, самой скважины, выкидных линий, промыслового обо­рудования газовые скважины подвергаются различным исследованиям.

Прямые данные получают в результате отбора образцов пород (керна) в про­цессе бурения, проб жидкостей и газов в процессе исследований скважин и их анализа в лабораторных условиях. Косвенные данные о геолого-физических параметрах пласта, горных породах вокруг ствола скважины, физических свойствах насыщающих пласт жидкостей и газов, состоянии призабойной зоны и самой скважины получают из данных геофизических и промысловых газо-гидродинамических и термодинамических исследований.

Исследования газовых и газоконденсатных сква­жин позволяют определять:

• геометрические размеры газовых и газоконденсатных залежей разрезу,

• наличие и раз­меры экранов и непроницаемых включений

• размеры и положение контакта газ — вода;

• коллекторские (фильтрационные и емкостные) параметры пласта;

• прочностные ха­рактеристики пласта,

• состав и физико-химические свойства газа и жидкостей;

• условия накопления и выноса жидкостей и твердых пород из пласта на забой скважины и с забоя на поверхность;

• гидродина­мические и термодинамические условия работы ствола скважины;

• фазовые превращения газоконденсатных смесей в пласте, сква­жине и наземном промысловом оборудовании;

• начальные и текущие запасы газа и конденсата в залежи.

Первоначальные исследования проводятся в разведочных скважинах в процессе разведки месторож­дения и его опытно-промышленной эксплуатации для определения геометрических размеров залежей, фильтрационных и емкостных геолого-физических параметров пласта, прочностных характеристик пласта, состава и физических свойств пластовых жидкостей и газов, условий накопления и вы­носа жидкостей и твердых пород из пласта на забой скважины и с забоя на поверхность, гидродинамических термодинамических условий работы ствола скважины.

Все эти данные используются для установления условий отбора газа на забое скважины, технологического режима эксплуатации скважин, запасов сухого газа и стабильного конденсата в залежи и составления проектов опытно-промышленной эксплуатации; про­ектирования систем промышленной разработки и эксплуатации, методов добычи, переработкой использования конденсата.

Текущие исследования проводятся во всех добы­вающих скважинах, как правило, раз в год. При этом получают данные о состоянии пласта, призабойной зоны, забоя и ствола скважины. Эти данные используются для подтверждения или изменения технологического режима эксплуатации скважин, определения мероприятий по увеличению дебитов газовых скважин, построения карт изобар (линий равного давления), определения текущих запасов газа и конденсата, контроля и регулирования системы разработки залежи. Текущие исследования скважин проводятся при установившихся и неустановившихся режимах работы скважин.

Специальные исследования проводятся в до­бывающих и наблюдательных скважинах в газо-и водонасыщенной частях пластовой водонапорной системы для получения данных, связанных со специфическими условиями эксплуатации данного месторождения.

При специальных исследованиях определяют:

• положение кон­такта газ — вода;

• эффективность мероприятий по увеличению дебитов добывающих и приемистости нагнетатель­ных скважин;

• гидродинамические связи различных пластов,

• направление и расходы межпластовых перетоков,

• работу интервалов в разрезе забоя скважин;

• интервалы возможного образования гидратов природных газов в скважинах, шлейфах и сепараторах.

Данные специальных исследований скважин и пластов исполь­зуются для контроля, регулирования системы разработки, улучшения технико-экономических показателей работы промыслового оборудования, внедрения новой техники и технологии в добычу газа.

21. Как можно рассчитать температуру в остановленной и работающей газовой скважине?

Температура в скважине зависит от температуры окружающих пород и температуры воздуха.

Температура воздуха влияет на температуру поверхностных слоев до глубины слоя с постоянной суточной температурой. Этот слой обычно залегает на глубине не более 2 м. Ниже расположен слой с постоянной годовой температурой. Он называется нейтральным. Его глубина может быть принята равной 20-25 м.

Температуру на глубине нейтрального слоя можно принять равной среднегодовой температуре земной поверхности в данном районе.

Температура горных пород ниже нейтрального слоя увеличивается с глубиной и зависит от геотермического градиента.

Геотермический градиент (ω)–изменение температуры в ºС при увеличении глубины на 1 м. Геотермический градиент для различных месторождений различен и зависит от характеристики горных пород, он определяется при поинтервальных измерениях температуры в скважинах, заполненных жидкостью, в среднем он изменяется в пределах 0,015–0,09 ºС/м. Точность определения этой величины влияет на результаты расчетов.

Средний геотермический градиент для данного месторождения обычно определяется, если замерена пластовая температура по одной из скважин:

ω =(t_пл–t_нс)/(L–l_нс), (1)

где t_нс–температура в скважине, замеренная на глубине L, ºС; l_нс–глубина нейтрального слоя или глубина пояса постоянных температур, т. е. минимальная глубина, которой не достигают суточные и сезонные колебания температуры, м; t_нс–температура на глубине нейтрального слоя, обычно равная среднегодовой температуре почвы в данном районе.

Зная величину геотермического градиента для данного месторождения, можно определить температуру в длительно простаивающей скважине на глубине L по формуле

t_L=t_нс+ω·(L–l_нс), (2)

где t_L–температура на глубине L; t_нс–температура нейтрального слоя ºС;

ω–геотермический градиент, ºС; l_нс–глубина залегания нейтрального слоя, м. Если L равна глубине скважины, то эта температура и будет пластовой температурой.

Изучение аномалии изменения температуры газа по стволу скважины при термометрических исследованиях позволяет определять положение газоводяного контакта, высоту подъема цементного кольца за обсадной колонной, нарушение герметичности эксплуатационной колонны, поступление в скважину пластовой воды.

В течение разработки газового месторождения температура в целом по пласту не изменяется, за исключением участков, непосредственно прилегающих к забоям добывающих скважин.

При притоке к забою добывающей скважины и продвижении его по стволу температура в призабойной зоне и по глубине скважины изменяется со временем за счет понижения температуры при дросселировании газа во время поступления его из поровых каналов на забой, а также теплообмена с окружающими породами и тепловыми потоками, поступающими из более глубоких слоев.

Распределение температуры газа по стволу работающей скважины можно определить по формуле:

, (3)

где t_l–температура газа на глубине l, ºС;

t_пл–пластовая температура на глубине, ºС;

ω–средний геотермический градиент, ºС/м

Р_з, Р_у–соответственно давление на забое и устье скважины, МПа;

D_i–коэффициент Джоуля–Томсона, ºС/МПа.

(Для сухого природного газа его значение в среднем находится в пределах 4ºС/МПа);

с_р–теплоемкость газа, Дж/К;

А–термический эквивалент работы (А=1/427), Дж/Нм;

Δt_i–падение температуры в призабойной зоне вследствие эффекта Джоуля–Томсона, ºС, определяется по формуле

(4)

где G–расход газа, кг/час, если дебит газовой скважины (Q) задан в тыс. м³/сут, то с учетом плотности газа ρ:

G=ρQ/24; (5)

Р_пл–пластовое давление, МПа; Τ–время работы скважины с начала ее эксплуатации, час; h–толщина пласта, м; r_с–радиус скважины, м; R_к–радиус контура питания, м; С_п–теплоемкость горных пород, для сухой породы может быть принята около 0,2 Дж/кг·К, а в насыщенных влагой породах 0,3 Дж/кг·К или 700 Дж/м³·К; –коэффициент теплопередачи, значение которого можно определить из уравнения

(6)

где λ_п–теплопроводность горных пород, Вт/(м·К).

f(τ)–безразмерная функция времени, которую можно определить либо по уравнению:

22. Что описывают формулы барометрического нивелирования Лапласа - Бабине и Адамова?