Определение забойного давления в горизонтальных скважинах при наличии жидкости в потоке газа в различных количествах (НКТ спущены в горизонтальный ствол) при заданном устьевом давлении

Размещено на http://www.allbest.ru

Размещено на http://www.allbest.ru

Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина

филиал в г. Оренбурге

Кафедра:“Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений”

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

по дисциплине «Разработка месторождений природных газов»

на тему:«Определение забойного давления в горизонтальных скважинах при наличии жидкости в потоке газа в различных количествах (НКТ спущены в горизонтальный ствол) при заданном устьевом давлении»

Оренбург2015 г

Исходные данные

Плотность пластовой смеси - 0,836 кг/м3.

Устьевые параметры работы горизонтальной скважины: давление 9 Мпа; дебит газа 300 тыс.м3/сут; дебит жидкости принять, исходя из удельного выхода жидкости 100 и 500 см3/м3, плотность жидкости 700 кг/м3

Температура на устье 290 К, глубина вертикальной части ствола 1450 м, радиус кривизны 130 м, угол охвата заданного отклонения от вертикали б=900, длина горизонтального ствола 400 м, длина НКТ горизонтальном стволе 150 м; диаметр НКТ 0,073; 0,100 м (коэффициент абсолютной шероховатости 0,0001м); диаметр обсадной колонны 0,178м (коэффициент абсолютной шероховатости 0,0001м). Пластовая температура 305 К, пластовое давление 11 Мпа.

Содержание курсового проекта:

По плотности пластовой газоконденсатной смеси должны быть определены:молекулярная масса газовой смеси, критические давление и температура смеси.

Выполнить:

Расчет распределения забойного давления в горизонтальной скважине ( на конце вертикального участка, на башмаке НКТ; на торце горизонтального ствола) при различном содержании конденсата, для различных диаметров НКТ. Определить, как влияет содержание жидкости в продукции скважины и диаметр НКТ на потери давления по стволу.

Построить графики по результатам расчета забойных давлений для горизонтальной скважины:

- зависимость забойного давления от содержания конденсата для различных диаметров НКТ;

- распределение давления по стволу скважины при различном удельном содержании конденсата;

4.Графическая часть: результаты расчетов.

Содержание

1. Определение параметров пластовой смеси

2. Теоретические основы для расчета забойных давлений

3. Теоретические основы для расчета распределения температуры по стволу горизонтальной скважины

4. Расчет забойных давлений и температуры по стволу горизонтальной скважины

Список литературы



Введение

При разработке методов определения забойного давления горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин использованы теоретические основы движения газа и газоконденсатной смеси по вертикальным, наклонным и горизонтальным трубам.

Достоверность определяемых величин забойных давлений горизонтальных газовых и газоконденсатных скважин зависит не только от степени учета различных факторов, но и от метода решения поставленной задачи. К настоящему времени для вертикальных и наклонных газовых и газоконденсатных скважин, а также для горизонтальных труб, рекомендованы приближенные методы расчета давлений с приемлемой точностью для газовых потоков, а также для газожидкостных потоков, с дисперсной, дисперсно-кольцевой и кольцевой структурами.

Более точное решение исследуемой задачи с учетом изменения свойств газожидкостного потока по длине ствола и фазовых переходов возможно численно, с применением ЭВМ. Однако использование даже численного решения не исключает погрешности, связанные со структурой потока, отсутствием истинных значений коэффициентов гидравлического сопротивления и газосодержания, а также необходимых замыкающих соотношений по изменению температуры потока, сверхсжимаемости и т.д.

Поэтому ниже рассмотрен метод расчета забойного давления горизонтальной газоконденсатной скважины с приемлемой для практики точностью.

забойный давление температура ствол скважина



1. Определение параметров пластовой смеси

Исходные данные

с=0,836 кг/м3

Расчет критической температуры, критического давления:

(1.1)

(1.2)

(1.3)

Критическое давление смеси

Критическая температура смесиТкр = 231,21 МПа

Коэффициент сверхсжимаемости

2 Теоретические основы для расчета забойных давлений

Определение забойных давлений в горизонтальной газоконденсатной скважине в данной работе ведется с учетом:

1.Радиуса кривизны, используемого для перехода ствола от вертикального направления к горизонтальному

2.Наличия в горизонтальном участке ствола фонтанных труб

3.Наличия жидкости в продукции скважины

Теоретические методы расчета забойного давления в горизонтальных газовых скважинах с различными радиусами кривизны одинаковые.

Наличие фонтанных труб в горизонтальном участке ствола, в основном, обусловлено необходимостью обеспечить вынос твердых и жидких примесей в продукции скважины и исключить образование гидрозатворов. Увеличение диаметра фонтанных труб при заданном диаметре обсадной колонны приводит к резкому росту потерь давления в зоне, оборудованной этими трубами. Однако, при этом уменьшаются потери давления при движении газожидкостной смеси по фонтанным трубам на горизонтальном участке ствола.

Уменьшение диаметра фонтанных труб в горизонтальном участке приводит к снижению потерь давления в затрубном пространстве, но к росту потерь давления при движении смеси по этим трубам в горизонтальном участке ствола скважин.

Эти особенности влияния наличия фонтанных труб в горизонтальном участке ствола скважины учтены при разработке методов определения забойного давления горизонтальных скважин различных конструкций.

Жидкость в продукции газоконденсатных скважин различных конструкций присутствует всегда,что связано с влажностью природных газов, наличием конденсата в газе большинства месторождений и обводнением скважин.Точный расчет влияния наличия жидкости в потоке газа на величину давления до настоящего времени не установлен. На точность величины забойного давления газовых скважин любой конструкции одновременно влияют:

- содержание жидкости в единице объема газа, которое зависит от термобарических параметров по стволу, влажности газа в пласте, состава воды, наличия конденсата в газе и обводненности скважины;

- структура газожидкостного потока по стволу скважины;

- изменение шероховатости труб при движении газожидкостного потока в результате смазки поверхности труб жидкостью, уменьшение площади сечения труб, занятого газом при наличии жидкости в газе и изменение коэффициента гидравлического сопротивления труб.

Следует отметить, что структура потока при идентичных содержаниях жидкости в продукции скважины в вертикальном, искривленном и горизонтальном участках ствола существенно отличаются. Получить для различных структур потока на различных участках ствола точную аналитическую формулу до настоящего времени не удалось. Поэтому в предлагаемой работе учет наличия жидкости в продукции скважин произведен для дисперсной структуры.

Из изложенного выше следует, что предлагаемые формулы позволяют определить забойное давление в горизонтальных скважинах приближенно. Других более точных и простых методов к настоящему времени не разработаны.

Для определения давлений по стволу скважины, необходимо вести расчет от устья скважины к пласту.

Рисунок 2.1 - Схема расчета давлений и температуры по стволу горизонтальной скважины при различных конструкциях

Определяем забойное давление на конце вертикального участка по формуле, с учетом заданного устьевого давления:

(2.1)



где Sв- безразмерный параметр для вертикального участка определяемый по формуле:

(2.2)

где с - параметр связанный с истинным газосодержанием газожидкостного потока, определяемы по формуле(2.12)

ив -коэффициент связанный с потерями давления на трение на вертикальном участке, определяемый по формуле:

(2.3)

Qсм- объемный расход газожидкостной смеси, определяемый по формуле(2.16)

Давление на начальном участке искривленного ствола принимаем равным давлению конца вертикального участка.

Определяем забойное давление на конце искривленного участка:

(2.4)

гдеSиск - безразмерный параметр для искривленного участка определяемый по формуле:

(2.5)

где Hиск - высота искривленного участка ствола скважины

ииск - коэффициент связанный с потерями давления на трение на искривленном участке, определяемый по формуле:

(2.6)

(2.7)

где Lиск - длина искривленного участка ствола скважины

Далее необходимо определить забойное давление у башмака фонтанных труб в горизонтальном участке ствола скважины при наличии жидкости в продукции скважины. При этом следует пользоваться формулой (2.8), которая учитывает условие движение смеси в вертикальном, искривленном и горизонтальном участках, а также в зоне, оборудованной фонтанными трубами:

(2.8)

где иг.бф - коэффициент связанный с потерями давления на трение на горизонтальном участке фонтанных труб, определяемый по формуле:

(2.9)

Для определения забойного давления у торца горизонтального ствола необходимо учесть дополнение, связанное с участком ствола от башмака до торца ствола, с длиной (Lг - Lф).

Поэтому для определения забойного давления у торца ствола Рзтследует использовать формулу:

(2.10)

где и(Lг-Lф) - коэффициент связанный с потерями давления на трение на горизонтальном участке без фонтанных труб, определяемый по формуле:

(2.11)

При расчете необходимо учесть параметр , связанного с истинным газосодержанием газожидкостного потока. Величина истинного газосодержания, входящего в структуру формулы параметра , определяемого из равенства:

(2.12)

где - истинное газосодержание потока на произвольном сечении горизонтального участка ствола длиной Lr практически всегда неизвестно, так как его величина тесно связана с термобарическими условиями, т.е. Р и Т, которые являются переменными по длине ствола. Поэтому для практических расчетов, в частности для определения забойного давления по стволу скважины различных конструкций истинное газосодержание потока заменяется расходным газосодержанием, обозначенным в данном случае через

(2.14)

где Qж и Qгр- объемные расходы жидкости и газа в рабочих условиях Р и Т. Объемный расход газа в данном случае имеет размерность тыс.м3/сут., при Рср и Тср в пределах длины горизонтального участка и определяется по формуле:

(2.15)

Qсм- объемный расход газожидкостной смеси, определяется по формуле:

(2.16)

Объем газа и жидкости в рабочих условиях:

(2.17)

(2.18)

3. Теоретические основы для расчета распределения температуры по стволу горизонтальной скважины

Изменение температуры газа в пласте и по стволу скважин происходит по отдельным узлам системы “внешняя граница зоны дренирования пласта - устье скважины”. При отсутствии в окружающей ствол скважины среде многолетнемерзлых пород в горизонтальных газовых скважинах необходимо условно выделить следующие участки:

1 Изменение температуры в пласте в результате создания депрессии на пласт;

2Изменение температуры по длине горизонтального участка ствола по двум причинам: из-за потерь давления по длине горизонтального участка и в зависимости от профиля горизонтального участка ствола, в данном случае горизонтальный участок расположен под углом 900 относительно горизонтали.

Изменение температуры газа на искривленном участке ствола;

Изменение температуры газа на вертикальном участке ствола.

Последовательность расчета распределения температуры газа в системе пласт - ствол скважины должна быть следующей:

от известного значения пластовой температуры следует вычесть снижение температуры газа

-в пласте в результате создания депрессии на пласт;

-в стволе скважины в результате потерь давления при движении газа по горизонтальному участку ствола. Величина этого снижения существенно зависит от диаметра обсадных колонн, длины горизонтального участка, длины и диаметра фонтанных труб, дебита горизонтальной скважины, величины потерь давления на горизонтальном участке и др. факторов;

-на искривленном участке ствола также в результате потерь давления на этом участке. Величина этого снижения температуры существенно зависит от радиуса кривизны, связанного переходом ствола от вертикального направления к горизонтальному, а также дебита и конструкции скважины;

-на вертикальном участке ствола, величина которого существенно зависит от конструкции и длины этого участка и связана с потерями давления на этом участке, а также зависит от разности температур движущегося газа и окружающей ствол скважины среды.

С учетом изложенного выше в общем виде величина температуры газа на устье горизонтальной скважины, в случае отсутствия многолетнемерзлых пород в окружающей ствол среде, будет определяться формулой:

(3.1)

где Тпл- температура пластовая

ДТпл- потери температуры в пласте

ДТг - потери температуры газа в горизонтальном участке

ДТиск - потери температуры газа на искривленном участке

(3.2)

Где D- коэффициент Джоуля-Томсона при средних значениях давления и температуры в зоне, охваченной дренированием;

G - массовый расход газа, т.е. дебит скважины;

Ср - теплоемкость газа в пластовых условиях;

Сп - объемная теплоемкость горных пород;

h - толщина пласта;

Rc - радиус скважины;

Rк - радиус границы зоны дренирования;

Рпл, Рз - соответственно пластовое и забойное давления у торца горизонтального участка ствола;

(3.4)

где б - размерный параметр, определяемый по формуле:

(3.5)

(3.6)

где Гиск - геотермический градиент искривленного участка, определяемый по формуле:

((3.7)

(3.8)

где - безразмерная функция времени определяется из равенства:

(3.9)

(3.10)



4. Расчет забойных давлений и температуры по стволу горизонтальной скважины

Расчеты давлений и температур для горизонтальной газовой скважины производились при исходных данных, представленных в таблице 4.1.

Вычисления выполнены для различных значений наружного диаметра фонтанных труб dн = 0,073; dн = 0,100 м и различных значений удельного выхода жидкости 100,500 см3/м3.

Таблица 4.1 Исходные данные для расчетов

Lиск.	204,1	м
Ру	9	МПа
Qг	300	тыс.м3/сут
h	70	м
Cр	0,00167	кДж/м·К
лпласта	0,00167	кДж/м3
Сп	2800	кДж/м3
Г	0,0133	град/м
Ту	290	К
Нвер	1450	м
Rкр	130	м
б	90	С0
Нгор.уч.	400	м
Lфт.гор.уч.	150	м
dфт	0,073	м
lфт	0,0001	м
Dк	0,178	м
lк	0,0001	м
Тпл	305	К
Рпл	12,5	МПа
Qж	0,03	м3/сут.
сот	0,6938
ссмеси	0,836
сжид	700	кг/м3
сгазастан.усл	0,836
КГФ	100	см3/м3
КГФ	500	см3/м3
Gг	250,8
Gж	21
Ркр	4,61
Ткр	213,21
Qсмеси	325,12
Rк	500	м
t	7776000	c
Rнкт	0,0365	м
Rэк	0,089	м

Таблица 4.2Расчет забойных давлений и температур для горизонтальной скважины с учетом удельного выхода жидкости 100 см3/м3 и диаметром фонтанных труб 0,073м.

параметр	вертикальный участок	искривленный участок	башмак нкт	торец ГС	пласт
d	0,073	0,073	0,073	0,178		диаметр
лгаза	0,02122352	0,02122352	0,0212235	0,0171393		теплопроводность газа
Нвер	1450	130				глубина ствола
L	1450	204,1	150	250		длина ствола
Рн	9	11,73	12,00	12,10	12,103	давление начальное
Тн	287,433	301,759	303,011	303,358	303,363	тем-ра начальная
Тк	301,759	303,011	303,358	303,363	305	тем-ра конечная
Рср	10,367	11,870	12,054	12,103	12,302	давление среднее
Тср	294,596	302,385	303,185	303,361	304,182	тем-ра средняя
Рпр	2,25	2,574	2,614	2,625	2,668	давление приведенное
Тпр	1,382	1,418	1,422	1,423	1,427	тем-ра приведенная
Zср	0,8070	0,8038	0,8035	0,8034		коэф.сверхсжимаемости
сгр	105,752	118,445	120,005	120,439		плотность газа в раб.усл.
с	1,0700	1,0612	1,0602	1,0599		газосодержание
Qгр	2,3786	2,1237	2,0961	2,0886		дебит газа в рабочих усл.
?=в	0,9875	0,9861	0,9859	0,9858
S	0,154608	0,01344768
S'	0,154608	0,02111286
?	0,00025869	0,00003244	0,0000220	0,0000003
Рзаб	11,734	12,006	12,102	12,104	12,5	давление забойное
f(РТ)	0,2310	0,2131	0,2112	0,2108	0,2089
Cр	2,5148	2,5515	2,5567	2,5585	2,5644	изобарная теплоемкость
Дi	4,2475	3,8621	3,8202	3,8097	3,7659	коэф.Джоуля-Томпсона
k			0,0286	0,0117		коэф.теплопередачи
б	0,00034924	0,00034422	0,0008144	0,0008137
ДТ	14,3258	1,2516	0,3474	0,0052	1,6366	разница тем-р
f(?)	3,7814	3,7814				ф-ия по времени
A	0,0023	0,0023
Г	0,0133	0,00847134				геотерм.градиент

Расчет забойных давлений и температур для горизонтальной скважины с учетом удельного выхода жидкости 100 см3/м3 и диаметром фонтанных труб 0,1м.

параметры	вертикальный участок	искривленный участок	башмак нкт	торец ГС	пласт
d	0,1	0,1	0,1	0,178		диаметр
лгаза	0,0196290	0,019629013	0,0196290	0,0171393		теплопроводность газа
Нверт	1450	130				глубина ствола
L	1450	204,1	150	250		длина ствола
Рн	9	10,76286034	10,933951	10,954020	10,955	давление начальное
Тн	286,10640	297,4034039	298,32492	298,40198	298,40	тем-ра начальная
Тк	297,40340	298,3249214	298,40198	298,40800	305	тем-ра конечная
Рср	9,8814301	10,84840589	10,943986	10,954837	11,727	давление среднее
Тср	291,75490	297,8641626	298,36345	298,40499	301,70	тем-ра средняя
Рпр	2,14	2,352641647	2,3733696	2,3757228	2,5433	давление приведенное
Тпр	1,368	1,397020182	1,3993619	1,3995567	1,4150	тем-ра приведенная
Zср	0,8087183	0,806306602	0,8060654	0,8060240		коэф.сверхсжимаем.
сгр	101,56799	109,5468715	110,36011	110,45982		плотность газа в рабочих усл.
с	1,0705165	1,064508783	1,0639452	1,0638766		газосодержание
Qгр	2,4766162	2,296231257	2,2793104	2,2772527		дебит газа в раб.усл.
?=в	0,9880316	0,987103604	0,9870091	0,9869975
S	0,1558676	0,013651616
S'	0,1558676	0,021433037
?	0,0000493	0,00000615	0,0000042	0,0000003
Рзаб	10,762860	10,93395143	10,954020	10,955653	12,5	давление забойное
f(РТ)	0,2376114	0,22385481	0,2227066	0,2226020	0,2146
Cр	2,5033057	2,519907228	2,5223192	2,5227475	2,5479	изобарная теплоемкость
Дi	4,38893300	4,107592071	4,08261653	4,08000589	3,8956	коэф.Джоуля-Томпсона
k			0,0208741	0,0117260		коэф.теплопе-редачи
б	0,0003508	0,000348536	0,0008255	0,0008253
ДТ	11,296998	0,921517466	0,0770647	0,0060205	6,5919	разница тем-р
f(?)	3,78140775	3,781407753				ф-ия по времени
A	0,00234192	0,00234192
Г	0,0133	0,008471338				геотерм.гради-ент

Таблица 4.4Расчет забойных давлений и температур для горизонтальной скважины с учетом удельного выхода жидкости 500 см3/м3 и диаметром фонтанных труб 0,073м.

параметры	Вертикальный участок	Искривленный участок	башмак нкт	торец ГС	пласт
d	0,073	0,073	0,073	0,178		диаметр
лгаза	0,021223	0,021223	0,021223	0,01713		теплопроводность газа
Нвер	1450	130				глубина ствола
L	1450	204,1	150	250		длина ствола
Рн	9	12,953	13,326	13,449	13,451	давление начальное
Тн	280,7	298,8	300,3	300,8	300,82	тем-ра начальная
Тк	298,8	300,3	300,8	300,82	305	тем-ра конечная
Рср	10,97	13,14	13,38	13,45	13,97	давление среднее
Тср	289,7	299,6	300,6	300,8	302,9	тем-ра средняя
Рпр	2,38	2,84	2,90	2,91	3,03	давление приведенное
Тпр	1,35	1,40	1,40	1,41	1,42	тем-ра приведенная
Zср	0,79717	0,79412	0,79412	0,7941		коэф.сверхсжимаемости
сгр	115,23	133,94	136,01	136,55		плотность газа в рабочих усл.
с	1,326	1,271	1,266	1,265		газосодержание
Qгр	2,18	1,87	1,849	1,842		дебит газа в рабочих усл.
?=в	0,9357	0,92603	0,92497	0,92470
S	0,19723	0,016462
S'	0,19723	0,025846
?	0,00026	0,00003	0,0000181	0,0000003
Рзаб	12,95	13,32	13,44	13,45	14,5	давление забойное
f(РТ)	0,23767	0,213	0,21115	0,21059	0,205
Cр	2,62505	2,682	2,688903	2,69094	2,7040	изобарная теплоемкость
Дi	4,18642	3,6818	3,63099	3,61874	3,5143	коэф.Джоуля-Томпсона
k			0,02859	0,011726		коэф.теплопередачи
б	0,00025	0,000250	0,000591	0,000591
ДТ	18,0825	1,556	0,424761	0,0064	4,179	разница тем-р
f(?)	3,78140	3,7814				ф-ия по времени
A	0,00234	0,0023
Г	0,0133	0,00847				геотермический градиент

Таблица 4.5Расчет забойных давлений и температур для горизонтальной скважины с учетом удельного выхода жидкости 500 см3/м3 и диаметром фонтанных труб 0,1м.

параметры	Вертикальный участок	Искривленный участок	башмак нкт	торец ГС	пласт
d	0,1	0,1	0,1	0,178		диаметр
лгаза	0,019629013	0,01962901	0,019629013	0,01713931		теплопроводность газа
Нверт	1450	130				глубина ствола
L	1450	204,1	150	250		длина ствола
Рн	9	11,33	11,56	11,59	11,592	давление начальное
Тн	287,12	299,88	300,98	301,08	301,09	тем-ра начальная
Тк	299,8	300,9	301,08	301,09	305	тем-ра конечная
Рср	10,16	11,45	11,57	11,591	12,04	давление среднее
Тср	293,5	300,4	301,03	301,0	303,0	тем-ра средняя
Рпр	2,21	2,483	2,5107	2,513	2,61	давление приведенное
Тпр	1,377	1,409	1,411	1,412	1,421	тем-ра приведенная
Zср	0,80772	0,804	0,8042	0,80420		коэф.сверхсжимаемости
сгр	104,03	114,910	115,973	116,104		плотность газа в раб.усл.
с	1,3346	1,29742	1,294166	1,29376		газосодержание
Qгр	2,4178	2,189	2,1689	2,16654		дебит газа в рабочих усл.
?=в	0,94158	0,93587	0,93531	0,9352
S	0,1933	0,01653
S'	0,193399	0,02595
?	0,00005	0,000006	0,0000034	0,0000003
Рзаб	11,33	11,56	11,59	11,59	12,5	давление забойное
f(РТ)	0,23356	0,21763	0,21624	0,216113	0,2114
Cр	2,50967	2,5403	2,54364	2,54418	2,5576	изобарная теплоемкость
Дi	4,30325	3,9613	3,93100	3,92771	3,823	коэф.Джоуля-Томпсона
k			0,020874	0,011726		коэф.теплопередачи
б	0,000267	0,0002	0,00062	0,0006
ДТ	12,7659	1,09363	0,1009	0,00796	3,909	разница тем-р
f(?)	3,781	3,7814				ф-ия по времени
A	0,002	0,00234
Г	0,0133	0,00847				геотермический градиент

Сводная таблица 4.6-Распределение давления по стволу горизонтальной скважины при наличии фонтанных труб на горизонтальном участке диаметром 0,073, 0,1м и удельном содержании конденсата соответственно 100,500 см3/м3.

	q=100 (d=0,073)	q=100 (d=0,1)	q=500 (d=0,073)	q=500 (d=0,1)
длина ствола	устье		0	9	9	9	9
	гор.ствол	1450	1450	11,734	10,763	12,954	11,340
	иск.ствол	204	1654	12,006	10,934	13,327	11,564
	башм.нкт	150	1804	12,102	10,954	13,449	11,591
	торец г.с	250	2054	12,104	10,956	13,451	11,593

Рисунок 4.1 - Распределение давления по стволу горизонтальной скважины при наличии фонтанных труб на горизонтальном участке диаметром соответственно 0,073, 0,1м и удельном содержании конденсата 100см3/м3.



Рисунок 4.2 - Распределение давления по стволу горизонтальной скважины при наличии фонтанных труб на горизонтальном участке диаметром соответственно 0,073, 0,1м и удельном содержании конденсата 500 см3/м3.



Сводная таблица 4.7 - Распределение температуры по стволу горизонтальной скважины при наличии фонтанных труб на горизонтальном участке диаметром 0,073, 0,1м и удельном содержании конденсата соответственно 100,500 см3/м3

	q=100 (d=0,073)	q=100 (d=0,1)	q=500 (d=0,073)	q=500 (d=0,1)
длина ствола	устье		0	287,4	286,1064056	280,7504849	287,1219
	верт.ствол	1450	1450	301,7	297,4	298,8	299,9
	иск.ствол	204	1654	303	298,3	300,4	301
	башм.нкт	150	1804	303,4	298,4	300,8	301,1
	торец г.с	250	2054	303,4	298,4	300,8	301,2

Рисунок 4.3 - Распределение температуры по стволу горизонтальной скважины при наличии фонтанных труб на горизонтальном участке диаметром соответственно 0,073, 0,1м и удельном содержании конденсата 500 см3/м3.

Рисунок 4.4 - Распределение температуры по стволу горизонтальной скважины при наличии фонтанных труб на горизонтальном участке диаметром соответственно 0,073, 0,1м и удельном содержании конденсата 100 см3/м3.



Список литературы

1.Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты. - М.: Недра, 2002.

2.Алиев З.С., Котлярова Е.М., Самуйлова Л.В., Мараков Д.А. Определение основных параметров горизонтальных газовых скважин.-Москва 2010 г.-269 с.

3.Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию газовых и газонефтяных месторождений. - Печора: Печорское время, 2002.-131 с.

Размещено на Allbest.ru