Нагнетание газа в пласт в условиях газового режима
Схема истощенного газового месторождения пластового типа приведена на рисунке 1. Известны размеры и форма газонасыщенного пласта, объём порового пространства залежи, коэффициенты пористости и проницаемости, пластовые давление и температура, состав газа, размещение нагнетательных скважин на площади газоносности, коэффициенты фильтрационных сопротивлений, изменение расхода закачиваемого в хранилище газа во времени.
Определим максимальный объем газа, который можно закачать в подземное хранилище, изменение во времени давлений в хранилище, на забоях и устьях нагнетательных скважин, необходимое число компрессоров для закачки газа. Фильтрацию газа в пласте примем изотермической, плоскорадиальной, закон фильтрации газа – нелинейным.
Рисунок 1 Схема истощенного газового месторождения пластового типа
Уравнение материального баланса газа при закачке его в хранилище можно записать следующим образом
N(t)×dt=W×d(P/z) (1)
где N(t) – заданный расход закачиваемого в хранилище газа, м3/сут;
Ω – постоянный газонасыщенный объем порового пространства хранилища, м3; P= /Pат безразмерное средневзвешенное по объему порового пространства пласта давление в хранилище; z – коэффициент сжимаемости газа.
Интегрируя уравнение (1) от 0 до t и от Рн до Рк, получим:
Qз=òоtN(t)×dt=W×(Pк/zк–Pв/zв) (2)
Для приближенного определения давлений на забое нагнетательных скважин при закачке газа с постоянным темпом используем формулу притока, в которой поменяем местами Рз и Рк
Рз2–Рк2=А×Q+B×Q2 (3)
A=116×mo×zo×To(ln(Rk/rc)+x1+x2)/(p×k×h×Pат×Tc)
R=Rc+1,5×(c×t)0,5, c=k×Pk/(m×mo)
B=63×106rат×То2(1+x1¢+x2¢)/((k/m)3/2×2×p2×h2×Tc2×Rc2×Pат×0,746×104)
По достижении R значения Rк при равномерном размещении скважин на площади газоносности:
Rk=(W/(p×h×m×n))0,5 (4)
а при батарейном размещении скважин
Rk=Lk(W/(p×h×m×))0,5 (5)
первая фаза неустановившейся фильтрации кончается, начинается вторая фаза равномерно – неустановившейся, фильтрации, при которой вместо Рк подставляем значение :
=(Pk/zk+N×t×Рат/(W×zат)) (6)
т. е. считаем, что давление на контуре удельной площади повышения давления k равно средневзвешенному по объему дренирования Рд, которое, в свою очередь, равно средневзвешенному по объему порового пространства хранилища :
в»
Давление на устье нагнетательной скважины определим по формуле Адамова:
Рг=(Рз2×е–2×S–1,377× 2× 2×l×Q2/d5)(e–2×S–1))0,5 (7)
где 2×S=0,06833×D×L/( × ) (8)
Число компрессоров, необходимое для закачки газа в хранилище, находим, полагая, что КС расположена вблизи нагнетательных скважин и потери давления газа на пути КС – скважина малы:
nк=N(t)/qk (9)
где qк – расход газа, закачиваемого в пласт одним компрессором известного типа.
Дата добавления: 2016-03-22; просмотров: 1522;