Измеритель критического течения подключается к устью скважины через сепаратор (породоуловитель). Противодавление в скважине создается диафрагмой диаметра d, помещенной в головке ДИКТа 1 с помощью прижимной гайки 2. Давление 
перед диафрагмой измеряется манометром, подключенным к ниппелю 3. Температура газа измеряется термометром, помещенным в карман 4.
Рис. 2 Диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ):
1- диафрагма, 2- отверстие для продувочного вентиля, 3- вентиль,
4- термометрический стакан.
11. Расчётная часть
11.1 Порядок расчёта дебита скважины
Уравнение притока газа к скважине рассчитывается по формуле:
,… (1)
формула Г. А. Адамова для НКТ:
,… (2)
уравнение движения газа в шлейфе:
,… (3)
где Рпл - пластовое давление, МПа;
Рвх – давление входа в коллектор, МПа;
Ру - устьевое давление на скважине, МПа;
Рс – забойное давление в скважине, МПа;
e2 s – член, учитывающий массу газа в НКТ;
А и В –коэффициенты фильтрационных сопротивлений;
,… (4)
где zср – коэффициент сверхсжимаемости газа;
Тср – средняя температура в скважине, К;
Н – глубина скважины, м;
- плотность газа,
,… (5)
где 
- коэффициент гидравлического сопротивления;
dвн – внутренний диаметр НКТ, мм;
Помножив уравнение (3) на e2 s и затем сложив уравнения (1), (2), (3) получим выражение:
,… (6)
В связи с очень малыми значениями произведения 
ими можно пренебречь, тогда введем В*
= (B+
), получим:
,… (7)
Решая квадратное уравнение, получим:
,… (8)
Назначая произвольно несколько значений Рвх = 1…7 МПа, рассчитываем дебиты при заданных нами режимах, по ним строим графики зависимости Рвх от qi .
11.2 Методика расчета свойств смеси газов
Коэффициент сверхсжимаемости определим по формуле Латонова-Гуревича:
z=(0,4×lg(Тпр )+0,73)Рпр +0,1×Рпр ,… (9)
Псевдокритическая температура смеси газов:
Тпк =SТкр i ×hi (10)
Псевдокритическое давление смеси газов:
Рпк =SРкр i ×hi (11)
где Ткрi , Ркрi – значения критической температуры и критического давления для отдельных компонентов, К, МПа;
hi – мольная доля компонента в газе;
Приведенная температура:
Тпр =Т/Тпк (12)
Приведенное давление:
Рпр =Р/Рпк (13)
где Т, Р – рабочие температура и давление, К, МПа;
11.3 Расчет гидравлического сопротивления
Давление на забое остановленной скважины определяют по формуле:
,... (1)
,... (2)
Так же можно рассчитать по формуле:
,... (3)
Приравняем (1) и (3), получим:
,... (4)
,... (5)
,... (6)
где dвн – внутренний диаметр НКТ, мм;
,... (7)
где zср – коэффициент сверхсжимаемости газа;
Тср - средняя температура в скважине, К.
Расчёт ведётся в EXCEL.
Полученные расчеты занесём в таблицы:
12. Результаты расчётов
12.1 Расчёт дебитов скважин
Таблица.
| RO= |
0,56 |
||||
| s= |
0,0726041 |
Тср= |
285 |
К |
|
| e^2s= |
1,1562803 |
Zср= |
1 |
||
| q= |
316,15831 |
т. м3/сут |
H= |
1082 |
м |
| 310,73839 |
т. м3/сут |
Dвн= |
8,38E-05 |
мм |
|
| 280,41326 |
т. м3/сут |
A= |
0,103574 |
||
| 168,97603 |
т. м3/сут |
B= |
0,000256 |
||
| сумма= |
1076,286 |
Pпл= |
7,74 |
МПа |
|
| Рвх= |
1 |
МПа |
|||
| 1,5 |
|||||
| 3 |
|||||
| 5,5 |
|||||
| B*= |
0,00026 |
||||
| тета= |
4,17E-06 |
||||
| лямда= |
0,02 |
||||
| скв.362 |
|||||
| RO= |
0,56 |
||||
| s= |
0,0735331 |
Тср= |
284 |
||
| e^2s= |
1,1584307 |
Zср= |
1 |
||
| q= |
327,76322 |
H= |
1092 |
||
| 323,09418 |
Dвн= |
8,38E-05 |
|||
| 296,82758 |
A= |
0,048363 |
|||
| 197,18695 |
B= |
0,000398 |
|||
| сумма= |
1144,8719 |
Pпл= |
7,76 |
||
| Рвх= |
1 |
||||
| 1,5 |
|||||
| 3 |
|||||
| 5,5 |
|||||
| B*= |
0,000402 |
||||
| тета= |
4,20E-06 |
||||
| скв.363 |
RO= |
0,56 |
|||
| s= |
0,0739372 |
Тср= |
284 |
||
| e^2s= |
1,1593672 |
Zср= |
1 |
||
| q= |
268,25458 |
H= |
1098 |
||
| 264,82954 |
Dвн= |
8,38E-05 |
|||
| 245,54319 |
A= |
0,01564 |
|||
| 171,95469 |
B= |
0,00076 |
|||
| сумма= |
950,58201 |
Pпл= |
7,77 |
||
| Рвх= |
1 |
||||
| 1,5 |
|||||
| 3 |
|||||
| 5,5 |
|||||
| B*= |
0,000764 |
||||
| тета= |
4,22E-06 |
12.2 Методика расчёта свойств смеси газов
1. z=(0,4lg(Ткр)+0,73) 
+0.1Ркр=(0,4*lg(1.478)+0,73) 
+0.1*2.1=0.83
2.Тпк= 
Ткр
i = 0,9848*190,5+0,00114*305,4+0,0236*125,3+0,0016*304=191,41 К
3.Рпк= 
Ркр/ 
i=0,9848*4,88+0,00114*5,07+0,0236*3,53+0,0016*7,64=4,914 МПа
4.T= 283 K
Тпр= Т/Ткр =283/191,41=1,478 К
5.Р= 10,3 МПа
Pпр= P/Pкр =10.3/4.9=2.1 МПа
Таблица 12.1 Состав газа
12.3 Расчёт гидравлического сопротивления
Скв.361
Р
= 6,96 МПа P
= 7,04 МПа 
=4,29*10
=0,0206
6,82 МПа 6,89 МПа 4,24*10
0,0204
6,63 МПа 6,79 МПа 4,23*10 0,0202
6,39 МПа 6,50 МПа 4,02*10 0,0193
6,11 МПа 6,21 МПа 4,19*10 0,0198
6,39 МПа 6,50 МПа 4,02*10 0,0195
Скв.362
Р= 6,86 МПа P
= 7,91 МПа =4,12*10
=0,0197
6,76 МПа 6,93 МПа 4,15*10 0,0198
6,67 МПа 6,69 МПа 4,08*10 0,0196
6,76 МПа 6,94 МПа 4,17*10 0,0198
6,86 МПа 6,98 МПа 4,38*10 0,0208
6,94 МПа 7,01 МПа 4,14*10 0,0195
Скв.363
Р= 6,79 МПа P= 6,95 МПа 
=4,00*10 =0,0191
6,68 МПа 7,01 МПа 4,16*10 0,0198
6,79 МПа 6,26 МПа 4,26*10 0,0205
6,90 МПа 7,01 МПа 4,11*10
0,0197
6,99 МПа 7,06 МПа 4,23*10 0,0203
7,05 МПа 7,09 МПа 4,19*10 0,0199
| скв.361 |
|||||||||||
| Q= |
728 |
тыс.м3/сут |
Pзаб= |
7,55 |
МПа |
Pпл= |
7,74МПа |
(Pпл^2-Pзаб)/Q= |
0,1658 |
||
| 853 |
тыс.м3/сут |
7,45 |
МПа |
0,1265 |
|||||||
| 725 |
тыс.м3/сут |
7,35 |
МПа |
0,1523 |
|||||||
| 638 |
тыс.м3/сут |
7,25 |
МПа |
0,1456 |
|||||||
| 583 |
тыс.м3/сут |
7,16 |
МПа |
0,1737 |
|||||||
| 638 |
тыс.м3/сут |
7,25 |
МПа |
0,1862 |
|||||||
| скв.362 |
|||||||||||
| Q= |
660 |
тыс.м3/сут |
Pзаб= |
7,52 |
МПа |
Pпл= |
7,76МПа |
(Pпл^2-Pзаб)/Q= |
0,1658 |
||
| 806 |
тыс.м3/сут |
7,49 |
МПа |
0,1265 |
|||||||
| 930 |
тыс.м3/сут |
7,47 |
МПа |
0,1523 |
|||||||
| 804 |
тыс.м3/сут |
7,49 |
МПа |
0,1456 |
|||||||
| 662 |
тыс.м3/сут |
7,52 |
МПа |
0,1737 |
|||||||
| 804 |
тыс.м3/сут |
7,56 |
МПа |
0,1862 |
|||||||
| скв.363 |
|||||||||||
| Q= |
798 |
тыс.м3/сут |
Pзаб= |
7,45 |
МПа |
Pпл= |
7,77МПа |
(Pпл^2-Pзаб)/Q= |
0,1658 |
||
| 919 |
тыс.м3/сут |
7,39 |
МПа |
0,1265 |
|||||||
| 797 |
тыс.м3/сут |
7,45 |
МПа |
0,1523 |
|||||||
| 657 |
тыс.м3/сут |
7,53 |
МПа |
0,1456 |
|||||||
| 519 |
тыс.м3/сут |
7,59 |
МПа |
0,1737 |
|||||||
| 657 |
тыс.м3/сут |
7,65 |
МПа |
0,1862 |
Заключение
Из выше приведённых расчётов видно, что скважина 363 менее продуктивна, но по полученным данным можно сказать что куст является высокодебитным.
Так как месторождение ещё на втором этапе разработки, то при обработке скважин, при воздействии на пласт по интенсификации притока можно увеличить производительность скважин.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ:
1. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2-х томах. Том 1. Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова – М. Недра, 1984.
2. Руководство по исследованию скважин. А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов и др. М. Наука, 1995.
3. Курс лекции по гидродинамическим исследованиям скважин. Ю.В. Калиновскии
4. С.Н. Бузинов, И.Д.
29-04-2015, 00:55