Особенности безгидратной эксплуатации газоконденсатных скважин

| Категория реферата: Рефераты по технологии
| Теги реферата: сочинение на тему зима, сочинение татьяна
| Добавил(а) на сайт: Алиса.

Второй этап характеризуется процессом постепенного изменения состава ингибитора в пласте за счет выпадения из газа влаги из-за изменения термодинамических условий при движении газа в зоне закачки, поглощения влаги ингибитором вследствие меньшей упругости паров воды над его раствором и выноса летучего ингибитора в паровой фазе. При этом идет вынос лишнего
(сверх достигнутой равновесной насыщенности) количества разбавляемого влагой ингибитора.

Для определения количества выпадающей влаги, которая разбавляет ингибитор в пласте, необходимо знать термодинамические условия в зоне закачки. Распределение давлений в призабойной зоне описывается уравнением

[pic](1)

где Р — давление в пласте на расстоянии R от оси скважины;
RC, RK — радиусы скважины и контура питания скважины;
QVГ — объемный дебит скважины;
А, В — фильтрационные коэффициенты;
РПЛ — пластовое давление.
Распределение температур в соответствии с падением давления в призабойной зоне выразится соотношением :
[pic](2) где D — коэффициент Джоуля-Томсона; tПЛ— пластовая температура.

Радиус распространения ингибитора в пласте после закачки (RЗ) можно определить косвенным путем по разбавлению ингибитора. Зная остаточную водонасыщенность призабойной зоны пласта, которая после продувки скважины составляет 15—20%, концентрацию ингибитора до и непосредственно после закачки и пользуясь формулой разбавления раствора, получим
[pic](3)

где G — вес закачанного ингибитора;
K1, К2 — концентрация ингибитора до и после закачки; h — мощность пласта; m — пористость;
SB — водонасыщенность;
(B — плотность воды.

Количество воды, выделившейся из газа в призабойной зоне за определенный промежуток времени ((t), можно найти по разности влагосодержания газа на контуре закачки (WЗ) и на забое скважины (WС).
Практически влагосодержание на контуре закачки, т.е. на границе насыщенной ингибитором зоны, соответствует влагосодержанию газа в пластовых условиях.

[pic](4)

Влагосодержание газа в зависимости от термодинамических условий газового потока в присутствии ингибитора определяется по уравнению, полученному Гухманом и Касперовичем (ТюменНИИГипрогаз):

[pic](5)

где Р — давление газа, кг/см2;

W — влагосодержание газа, кг/1000 м3;

РH2O — упругость паров воды над раствором ингибитора, мм рт. ст.; t — температура газа, °С.

Упругость паров воды над растворами является функцией температуры насыщения и концентрации раствора. Значения РH2O можно найти в справочниках. При расчетах желательно иметь аналитическую зависимость для
РH2O. Для растворов CаСl2 имеется уравнение

[pic](6) которое верно при концентрации хлористого кальция (К), равной 25—35%.
Авторами на основе зависимости Кокса-Антуана получено уравнение для более широкого предела концентраций:
[pic](7)

В уравнениях (6)—(7) Т — температура, °K; t — температура, °С.

При наличии в ингибиторе, например, в метаноле, летучей составляющей изменение состава его за счет испарения в процессе эксплуатации можно рассчитывать на основе законов Рауля и Дальтона:

[pic](8)

где Р0 — общее давление газа;

Р — упругость паров чистого компонента при t0 С; x , у — мольные доли компонента в жидкой и газообразной фазах.

Законы Рауля и Дальтона действительны для совершенных растворов и идеальных газов. Вводя понятия фугитивности для газа и активности для раствора, получим более точное выражение для реальных растворов и газов при высоких давлениях.
[pic](9) где ( — коэффициент активности; f — фугитивность чистого компонента, соответствующая давлению его паров; f0 — фугитивность чистого компонента, соответствующая общему давлению системы.

Для расчета фугитивности можно воспользоваться либо уравнением Редлиха-
Куонга, либо графиком зависимости фугитивности от приведенных параметров.

С учетом равенства (9) количество летучего ингибитора, вынесенного газом в паровой фазе, составит:

[pic](10)

где ( — переводный коэффициент для концентрации.