2.4 Расчет коэффициентов фильтрационного сопротивления а и в по результатам исследований на стационарных режимах фильтрации скважин № 517, 526, 8002 зоны укпг-8

Порядок расчета коэффициентов фильтрационного сопротивления:

1. Рассчитываю по известному пластовому давлению на текущий год разработки состав газа. В процессе разработки Оренбургского НГКМ проводились лабораторные исследования компонентного состава пластовой смеси;

2. В результате накопленных данных ООО «ВолгоУралНИПИгазом» были определены эмпирические зависимости определения содержания компонентов в пластовой смеси в процессе разработки, в зависимости от изменения пластового давления по зонам Оренбургского НГКМ;

3. На 1 квартал 2011 года пластовое давление по скважинам составило:

Таблица 2.1 – Величина пластового давления по данным технологического режима ГПУ

№ скважины	517	526	8002
Pпл, МПа	3,7	3,17	3,7

Для данных давлений рассчитываем состав пластовой смеси по эмпирическим зависимостям ООО «ВолгоУралНИПИгаза»;

4. Рассчитываем псевдокритические параметры пластовой смеси;

5. Зная статическое устьевое давление, уточняем с помощью барометрической формулы пластовое давление методом последовательных приближений;

6. Рассчитываем забойное давление и забойную температуру согласно приведенному алгоритму на пяти режимах исследований;

7. Рассчитываем коэффициенты фильтрационных сопротивлений графоаналитическим методом.

Расчет состава пластовой смеси на примере скважины 517 УКПГ-8

Таблица 2.2 - Расчетные формулы компонентного состава пластовой смеси

Компонент пластовой смеси	Формула расчета
СН4	0,0006033·Р^3-0,0280818·Р^2+0,3167298·Р+83,655
С2Н6	-0,0000673·Р^3+0,0032164·Р^2- 0,0483019·Р+4,099
СЗН8	-0,0001239·Р^3+0,0054560·Р^2- 0,0710781·Р+1,918
n-С4Н10	0,00001031·Р^4 -0,00061675·Р^3+0,01337759·Р^2-0,11621198·Р+1,138
С5+В	- 0,000002·Р^5+0,0001207·Р^4-0,0029916·Р^3+0,041428·Р^2-0,2491576·Р+1,085
N2	0,0000556·Р^3-0,0028501·Р^2+0,0383208·Р+5,154
Н2S	-0,0000648·Р^3+0,003107·Р^2-0,0455661·Р+2,4165
С02	0,0000596·Р^2-0,0021938·Р+0,841

Таблица 2.3 - Результаты расчета компонентного состава пластовой смеси

1. Плотность известного состава пластовой смеси определяется по формуле:

, (2.3)

где x_i - объемное ( молярное ) содержание в % i компонента;

p_i – плотность газа i компонента, кг/м³

2. Относительная плотность по воздуху определяется по формуле:

, (2.4)

где p_в - плотность воздуха, кг/м³

3. Молярная масса пластового газа определяется по формуле:

, (2.5)

где M_i - молярная масса i компонента, кг/кмоль.

4. Псевдокритическое давление пластового газа определяется по формуле:

, (2.6)

где Р_кр.i – критическое давление i компонента, МПа

5. Псевдокритическая температура пластового газа определяется по формуле:

, (2.7)

где Т_кр.i – критическая температура i компонента, К

6) Фактор ацентричности молекул отдельных компонентов определяется по формуле

, (2.8)

где _фактор ацентричности молекул отдельных компонентов.

Для газовых смесей газоконденсатных месторождений рекомендуется использовать формулы:

, , (2.9)

где (2.10)

Газовая постоянная определяется по формуле:

, (2.11)

где R_i – газовая постоянная отдельных компонентов, м/К

Приведенное давление пластового газа определяется по формуле:

, (2.12)

где Р – фактическое давление, МПа

Приведенная температура пластового газа определяется по формуле:

, (2.13)

где Т – фактическая температура, К

Изобарная теплоемкость пластового газа при атмосферном давлении и заданной температуре Т определяется по формуле:

(2.14)

где g_i - массовая доля i – го компонента, доли единиц;

С⁰_рi – изобарная теплоемкость при температуре Т и атмосферном давлении Р_ат i – го компонента, ккал/кг·К

Расчет псевдокритических параметров представлен в таблице 2.3.