Распределение давления и температуры газа в газовых скважинах


Распределение давления в месторождениях и газовых скважинах

Горное давление и формула для его определения. Горным называется давление, создаваемое весом залегающих над газом пород

Ргор=0.1пL, (2.1)

где Ргор - горное давление в кгс/см2; п - средний удельный вес горных пород всех вышележащих пластов с учётом насыщающих их жидкостей в гс/см3 или тс/м3 ;

L - глубина, считая от поверхности земли до точки пласта, в которой определяется горное давление в м. При ориентировочных расчётах принимается п=2,5гс/см3.

Пластовое давление и методы его определения. Давление газа в газовой залежи (пластовое давление) всегда меньше горного. Определяют его по давлению на забое закрытой скважины. Учитывая, что углы наклона пластов незначительны, для большинства газовых месторождений можно считать, что начальное пластовое давление одинаково во всех точках залежи. При значительных этажах газоносности залежи значения этого давления могут значительно отличаться по различным скважинам при одинаковых давлениях на устье. На своде их значения будут меньше, чем на крыльях.

На практике пластовое давление рпл принимается равным гидростатическому, т.е. примерно глубине скважины L[м], умноженной на удельный вес воды в [кг м/ с2]. При этом учитывается возможное отклонение от данного значения с помощью введения коэффициента несоответствия , изменяющегося в пределах 0,8 - 1,2

рпл= в L/106 [МПа]. (2.2)

Причины аномальности пластового давления. Причины аномальности лежат в геологических особенностях сообщаемости горизонтов, величинах горного давления. Аномально высокие давления имеют замкнутые пласты без выходов на поверхность при высоких этажах газоносности и уплотнённых породах.

Page 2
< Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая >
   

Перейти к загрузке файла

Исходные уравнения:

Уравнение статического равновесия

dp = g dL.

Уравнение состояния

= p/z. R. T.

Формула барометрического нивелирования (Лапласа-Бабинэ) получается после интегрирования уравнения статического равновесия при замене плотности по уравнению состояния:

рпл = рз = ру e s (2.3)

где

s = 0.03415L / (Тср.zср); (2.4)

рз, ру - забойное и устьевое давления, МПа; zср- коэффициент сверхсжимаемости, определяемый при средних значениях Тср и р ср, - относительная плотность газа.

Алгоритм расчета пластового давления. Так как коэффициент сверхсжимаемости является функцией давления и температуры, то вычисление рпл осуществляется методом последовательных приближений.

При этом определение рпл осуществляется при постоянном составе газа вдоль ствола скважины.

Пластовое давление в газоконденсатных скважинах

Пластовое давление в газоконденсатных скважинах с большим содержанием конденсата (более 40 - 50 см3/м3) необходимо определять с помощью скважинных манометров либо рассчитывать по приближенным формулам. Например, если в барометрической формуле заменить относительную плотность газа относительной плотностью газоконденсатной смеси.

  Если Вы заметили ошибку в тексте выделите слово и нажмите Shift + Enter < Предыдущая СОДЕРЖАНИЕ Следующая >
   

vuzlit.ru

Основы разработки газовых месторождений

Природный газ в газовых залежах находится под давлением, которое определяется чаще всего напором краевых или подошвенных вод, а также давлением горных пород. Горным называется давление, создаваемое весом залегающих над газом пород

, (4.1)

где pгор - горное давление, Па; сп - средняя плотность горных пород всех вышележащих пластов с учётом насыщающих их жидкостей, кг/м3 (при ориентировочных расчётах принимается сп = 2500 кг/м3) ; g - ускорение свободного падения, м/с2; L - глубина , считая от поверхности земли до точки пласта, в которой определяется горное давление, м.

Давление газа в газовой залежи всегда меньше горного. Давление, под которым газ находится в продуктивном пласте, называют пластовым. Его определяют по давлению на забое закрытой скважины глубинными манометрами, либо путём расчёта по статическому давлению на устье (по барометрической формуле). Давление на устье в закрытой скважине называется статическим. Его значения до начала эксплуатации в единой газовой залежи практически одинаковы для различных скважин.

Учитывая, что углы наклона пластов небольшие, для большинства газовых месторождений можно считать, что начальное пластовое давление одинаково во всех точках залежи. При значительных этажах газоносности залежи значения этого давления могут значительно отличаться по различным скважинам при одинаковых статических давлениях на устье. На своде значения их будут меньше, чем на крыльях залежи. На практике пластовое давление принимается равным гидростатическому с учётом возможного отклонения от этого значения путём введения в формулу (4.1) коэффициента несоответствия б, изменяющегося в пределах от 0,8 до 1,2

pпл = б сп g L · 10-6 [МПа]. (4.2)

Причины аномальности пластового давления заключаются в геологических особенностях сообщаемости горизонтов, величинах горного давления. Аномально высокие давления имеют замкнутые пласты без выходов на поверхность при высоких этажах газоносности и уплотнённых породах.

Если перед измерением давления скважина эксплуатировалась, за пластовое или статическое давление берётся значение, полученное при полной стабилизации давления и температуры после закрытия скважины. Если же после закрытия скважины давление нарастает в течение длительного времени или же остановка её невозможна по техническим причинам, применяют приближённые методы определения пластового давления (по результатам исследования скважин).

Определение давления на забое по давлению на устье при неподвижном столбе газа (барометрическая формула). В качестве исходных уравнений принимаются уравнение

статического равновесия бесконечно малого объёма газа плотности с по высоте dL, создающего давление, направленное вниз , а также уравнение состояния , где z- коэффициент сверхсжимаемости газа; R - газовая постоянная; T - абсолютная температура. Формула барометрического нивелирования Лапласа - Бабинэ получается после интегрирования уравнения статического равновесия при замене плотности по уравнению состояния

vuzlit.ru

Распределение температуры по стволу скважины

Изменение температуры по глубине горных пород и  в простаивающей скважине

Температура окружающего воздуха влияет на температуру поверхностных слоёв земли до глубины  lC (1- 2м) с постоянной суточной температурой. Далее на глубине  lН имеется нейтральный слой с постоянной годовой температурой, которую приближенно можно оценить

 lH =19.1.lC                                                                                                                                (22)

Температура на глубине нейтрального слоя примерно 1-2овыше среднегодовой температуры воздуха данного региона. Температура насыщающих горные породы газов и жидкостей соответствует температуре горных пород на данной глубине х

ТХ = ТН  + Г ( х - lН ),                                                                                          (23)   

где ТН -температура на глубине нейтрального слоя, К; lН - глубина нейтрального слоя, м; Г - геотермический градиент, К/м (изменяется в пределах 0.015 - 0.09).

При расчетах добычи газа необходимо знать распределение температуры в остановленной и работающей скважинах. Температура газа в простаивающей скважине определяется по формуле (23). Основное условие для получения истинного значения температуры в такой скважине - полная стабилизация температуры после её остановки. Продолжительность времени стабилизации зависит от тепловых свойств окружающих ствол скважины пород.

 Распределение температуры в стволе работающей скважины

 В случае отсутствия зоны многолетней мерзлоты распределение температуры по стволу работающей газовой скважины определяется по формуле

,                (24)

где L - глубина скважины, м; Din - коэффициент Джоуля - Томсона, К/МПа; ТХ - температура газа на глубине х, К;

;                                                            (25)

G - массовый расход газа, кг/ч; t - время работы скважины с начала её эксплуатации, ч; h - толщина пласта, м; СП- объёмная теплоёмкость газоносной породы, Дж/К; RK , rC -радиусы контура питания и скважины, м;

,                                                                                                                         (26)

где lП - теплопроводность горных пород в интервале от L до х, Вт/(м.К); f(t ) - безразмерная функция времени:

.                                                                                                            (27)

Для расчета распределения температуры  по формуле (27) необходимо  знать геотермический градиент  Г  , пластовую температуру  рпл  , теплоёмкость горных пород  СП  , теплопроводность горных пород , теплоёмкость газа  СР  , коэффициент Джоуля - Томсона  Din .

Геотермический коэффициент. Этот параметр для различных месторождений изменяется в широких пределах (0.015 - 0.09град/м ), что вызывает необходимость определения его значения для данного месторождения путём непосредственного замера температур пласта и нейтрального слоя по формуле

,                                                                                                                   (28)

где пластовое значение температуры ТПЛ  определяются  при непосредственном замере.

Теплоёмкость горных пород. Обычно изменяется незначительно: в пределах 75.4 - 83.9 Дж/К для сухой породы. В условиях насыщения влагой теплоёмкость горных пород возрастает и принимается равной 125.6 Дж/К.

Теплопроводность горных пород. Существенно зависит от плотности пород и определяется из графика зависимости lПС от  rпк для сухого грунта. Поправка на влажность пород учитывается путём умножения теплопроводности lПС на поправочный коэффициент. При наличии в разрезе нескольких пропластков необходимо определить средневзвешенную по мощности теплопроводность по формуле

, где hi - толщина  i-го горизонта.

Теплоёмкость газа СР. Можно определить по графикам в зависимости от давления,  температуры  и удельного веса природного газа, а также используя уравнение для коэффициента сверхсжимаемости (задание 3) по формуле

.                                                                                                        (29)

Коэффициент Джоуля -Томсона Din . Характеризует изменение температуры с расширением газа, происходящее при отсутствии передачи тепла или работы, и определяется по номограммам или с использованием уравнения состояния (задание3) по формуле

.                                                                     (30)

Кроме указанных данных для расчета распределения температуры по стволу скважины необходимо знать время работы скважины  t от начала её эксплуатации, пластовое и забойное давления на момент расчета, давление на головке скважины и весовой расход газа G.

  Изменение температуры при наличии зоны вечной мерзлоты

 Для определения устьевой температуры газа в работающей скважине при наличии слоя вечной мерзлоты можно воспользоваться следующим уравнением

,                             (31)

где lM -расстояние от устья скважины до нижней границы зоны вечной мерзлоты, м; ТМ0 - температура газа при входе в зону вечной мерзлоты, К;        (32)

LMO - расстояние от середины интервала перфорации до нижней границы зоны многолетней мерзлоты, м; рмо- давление у входа в зону мерзлоты на глубине LMO, МПа;

  ; ; ТМ -температура мёрзлых пород , соответствует температуре замерзания минерализованных грунтовых вод; lПМ - теплопроводность пород в зоне вечной мерзлоты, зависящая от плотности пород и определяемая по графику; в зоне вечной мерзлоты  ; СМ - теплоёмкость пород в зоне вечной мерзлоты, зависящая от плотности; b - учитывает скорость теплообмена при наличии отрицательных температур и определяется по формуле;

ТМ’- средняя температура мерзлого грунта, определяется измерением в остановленной скважине, К; ТСГ- среднегодовая температура поверхности почвы, К.

www.tehnik.top

Определение забойного давления в горизонтальных скважинах различных конструкций. Распределение температуры газа по стволу работающей скважины

правило, при расчетах используют глубины середины этажа газоносности. При очень большом этаже газоносности, как например, на Шебелинском месторождении (этаж газоносности равен 1156 м); на Карачаганакском газоконденсатном месторождении (этаж газоносности в центральной части равен 1500 м) использовать глубину, соответствующей середине этажа газоносности может привести к большим погрешностям, в зависимости от интервала вскрытия пласта; Тх — температура газа на глубине х. В случае совпадения начала координат с серединой пласта формулу (95.7) можно заменить:

                                                            Тх = Тпл - Гх,                                                  (96.7)

где Г — геотермический градиент земли в районе расположения месторождения, определяемый по формуле:       

                                    Г = (Тпл - Тнс)/(L - h нс),                                                         (97.7)

Тнс— температура земли на глубине нейтрального слоя hнс.

Распределение температуры газа при его фильтрации от контура питания к забою скважины определяется формулой:

                        Т (R) = Тпл - Di,                      (98.7)

Т (R) — температура газа на расстоянии R от контура питания, град; Тпл — пластовая температура, град; Di — коэффициент Джоуля-Томсона в пластовых условиях. Величина Di зависит от распределения давления и является переменной. Для практических расчетов его величину следует определить, исходя из среднего значения пластового давления в диапазоне от Rк до R. В предельном случае максимальное изменение давления в пласте будет Рз£Р£Рпл. При небольших депрессиях на пласт (в пределах до 5 МПа) в качестве среднего давления в области от Rс до Rк можно принять Рср=  и величину Di определить для условий Рср и Тср=.

Теоретически коэффициент Di зависит не только от давления и температуры, но и от состава газа. Если при работе скважины пластовое и забойное давление существенно отличаются и при этом в зоне от Rк до Rс происходит выделение конденсата в пласте, что приводит к изменению состава. Изменение состава потока приводит к изменению Тпк, Рпк и Ср, входящие в формулу для расчета Di.

Рпл — пластовое давление в кгс/см2; Р( R) — давление в произвольной точке в интервале от Rк до забоя скважины Rс. G — массовый расход газа, определяемый по формуле:

                                    G = 0,015Q,                                                                         (99.7)

— относительная плотность газа, Q — объемный расход (дебит) газа, в тыс.м3/сут; Ср — изобарная теплоемкость газа в пластовых условиях, т.е. в условиях, при которых определяется Di. Методы определения Di и Ср изложены в разделе, посвященному свойствам газа. t — продолжительность работы скважины в сек. После последнего пуска скважины в работу; h — толщина газоносного пласта; Сп — объемная теплоемкость породы, значение которой приведено в таблице 5.7.

В большинстве случаев по известному значению пластовой температуры Тпл и режиму работы скважины, т.е. по известным G и Р3 требуется определить величину Т3. Тогда формулу (98.7) следует переписать в виде:

                                    Т3 = Тпл -Di,                                (100.7)

где DР — депрессия на пласт при дебите G, равная  DР=Рпл-Рз; Rк, Rс — соответственно радиусы контура питания и скважины, м.

В случае необходимости определение распределения температуры газа в пласте Т(R) требуется знание распределения давления в пласте Р(R). Для нелинейного закона фильтрации газа в пористой среде распределение давления в пласте Р(R)  следует определить по формуле:

            Р(R) =,        (101.7)

где m,z — коэффициенты вязкости и сверхсжимаемости газа в пластовых условиях; к — коэффициент проницаемости;  — макрошероховатость пористой среды определяется либо лабораторным изучением образцов керна,  либо по данным исследования скважин при стационарных режимах фильтрации. В целом при расчете распределения давления Р (R ) используют значения результатов исследования через коэффициенты фильтрационного сопротивления, представленные в виде:

                        а* =  и b* = ,                                         (102.7)

где аис, вис — коэффициенты фильтрационного сопротивления, определяемые по данным испытания скважин. При известных аис  и вис значение Р (R ) рассчитывается путем задания различных R в интервале Rс£R£Rк.

7.4.2.Распределение температуры газа по стволу работающей

                                    скважины

На распределение температуры газа по стволу скважины влияют состав газа и его изменением по стволу, конструкция скважины через потери давления в стволе и через тепловые свойства, используемого оборудования, технология эксплуатации скважины и режим ее работы, тепловые свойства окружающий ствол скважин пород, наличие мерзлых пород в разрезе и т.д. При прогнозировании распределения температуры и ее изменения во времени следует исходить из наличия или отсутствия в разрезе зоны многолетней мерзлоты. В частности:

1. При отсутствии зоны многолетней мерзлоты текущее распределение температуры должно быть определено по формуле:

            Тх = Тпл - Гх - DТ×е-aх + ,                      (103.7)

где DТ=Тпл-Тз определяется по формуле (100.7) или путем замера Тпл и Тз на данном режиме работы скважины

vunivere.ru


Смотрите также