1. Особенности притока газа к забою газовой скважины.

По назначению скважины подразделяются на:

1) разведочные - предназначены для изучения особенностей геологического строения и размеров залежи, определения продуктивности и параметров пластов

2) эксплуатационные - применяют для управления процессами, протекающими в пласте при разработке и добыче нефти, газа и конденсата из месторождений природных углеводородов. Полученные сведения в процессе эксплуатации этих скважин позволяют получить информацию о параметрах пласта, запасах природных углеводородов, активности водонапорного бассейна

3) наблюдательные (пробуренные в области газо- и нефтеносности) и 4) пьезометрические (пробуренные за внешнем контуром залежи скважины, в области водоносности) предназначены для контроля за процессами, протекающими в залежи.

Особенность эксплуатации газовых скважин:

1) Нарушение линейного закона фильтрации, из-за высоких скоростей движения газа в ПЗП. Описывается уравнением:

Р_к²(t)-P_c²(t)=Aq(t)+Bq(t)² (1)

Р_к(t) – пластовое давление в районе данной скважины на момент времени t; Р_с(t) – забойное давление в скважине на момент времени t; А и В - коэффициенты фильтрационных сопротивлений; q(t) – дебит газовой скважины в момент времени t, приведенный к атмосферному давлению и стандартной t.

P_пл в районе скважины - Р, которое установилось на забое скважины в результате её длительного простаивания (времени необходимого для выравнивания депрессионной воронки).

2) Искривление линий тока, обусловленное несовершенством скважины по характеру вскрытия и степени вскрытия.

Схема фильтрации флюидов к скважине с двойным видом несовершенства:

Р_п – давление на контуре питания; Р_с – давление на забое скважины; h – толщина пласта; в – вскрытая толщина пласта; r_c – радиус скважины; R_к – радиус контура питания; R – текущий радиус.

3) Двухфазная фильтрация газоконденсатной смеси. Выпадение конденсата в призабойной и прилегающих зонах изменяет значения фильтрационных сопротивлений А и В в (1). Аналогичная картина наблюдается и при обводнении продукции скважины контурной или подошвенной водой.

Если продуктивные пласты сложены рыхлыми, неустойчивыми коллекторами, то возникает необходимость ограничения дебита скважины с целью предотвращения разрушения ПЗП, и как следствие – вынос частиц породы и образование песчаных пробок, эрозионного разрушения оборудования скважин и т.п.

В процессе разработки месторождений ПГ происходит  P_пл и P_з, что вызывает деформацию пласта-коллектора. Это приводит к  коэффициентов пористости и проницаемости, вызывая образование ''воронок проницаемости и пористости''. Деформационные изменения бывают упругими, упругопластическими и пластическими. В первом случае при восстановлении P скелет пласта может достигать первоначальной структуры. Во втором случае – восстановление P не приводит к полному восстановлению значений коэффициентов пористости и проницаемости. При пластических деформациях восстановление P_пл они остаются на прежнем уровне.

2. Фазовые состояния углеводородных систем: условия равновесия, двух­фазная система.

Условия равновесия двухфазной системы

Все ПГ являются многокомпонентными системами.

Если установилось равновесие двухфазной системы, то при данной t парциальные давления любого компонента в паровой и жидкой фазах должны быть равны между собой.

Парциальное давление в паровой фазе: р=yP;

в жидкой фазе: р=хQ;

при установлении равновесия системы: yP=хQ

где у, x – молярная концентрация компонента в паровой, жидкой фазе; Р – общее давление; Q – упругость паров данного компонента при t смеси.

Количественное решение двухфазной системы заключается в количественном распределении на паровую и жидкую фазы всех компонентов этой смеси при заданных P и t.

Уравнение общего баланса распределения компонентов:

L+V=100 (1)

где 100 – число молей первоначальной смеси; L – число молей образовавшейся жидкой фазы; V – число молей паровой фазы.

Материальный баланс по каждому компоненту

A=xL+yV

где А – число молей в первоначальной смеси.

Для получения уравнения параметров жидкой фазы в уравнении (1) следует заменить параметры паровой фазы параметрами жидкой:

y=xQ/p; V=100-L

Затем получаем

А=xL+xQ(100-L)/p=xL+xK(100-L) (2)

Решая его относительно х, получаем

x=A/(100K-(K-L)) (3) уравнение концентраций, т. к. учитывает концентрацию любого компонента в жидкой фазе при заданных значениях Р, t.

Уравнение концентраций паровой фазы:

х=yp/Q; L=100-V

А=yp(100-V)/Q+yV=y(100-V)/K+yV (2)

AK=y[(100-V)+KV]=y[100+V(K-1)]

Для n компонентов первоначальной смеси будет n уравнений + одно уравнение

х₁+х₂+…+x_n=1

y₁+у₂+…+у_n=1

Для n+1 неизвестных будет столько же уравнений. Окончательное уравнение для определения параметров жидкой фазы имеет вид:

A₁/(100K₁-(K₁-1)L)+…+ A_n/(100K_n-(K_n-1)L)=1