Разработка нефтегазовых месторождений

Размещено на http://www.allbest.ru/

Аннотация

В данном курсовом проекте мы определяем условие разработки газового месторождения при постоянной депрессии на пласт у забоя скважины, при заданном отборе газа.

Расчет показателей разработки производится по основной методике расчета режима постоянной депрессии и определяются по формулам И.А. Чарного и Е.М. Минского.

Abstract

In this course project, we define the condition of the development of the gas field at a constant pressure drawdown at the bottom of the well, at a given gas extraction.

Calculation of indicators of development produced by the primary method of calculation of real-time depression and are defined by IA Charny and EM Minsk.



Введение

Под технологическим режимом эксплуатации понимается режим, при котором поддерживается определённое соотношение между дебитом скважины и забойным давлением или его градиентом. С математической точки зрения технологический режим эксплуатации скважин определяют граничные условия на забое, знать которые необходимо для интегрирования дифференциального уравнения фильтрации газа к скважине.

Различаются два вида технологического режима: фактический и расчетный.

Фактический технологический режим работы скважины устанавливается геологической службой промысла ежеквартально или один раз в полгода в соответствии с данными проекта разработки, опыта эксплуатации и результатами исследования скважин.

Расчетный технологический режим устанавливается при составлении проектов разработки газовых месторождений на много лет вперед.

Тенденции в обосновании технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин.

В настоящее время существуют три тенденции в обосновании технологического режима эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин:

1. Независимо от геологических особенностей месторождений режим работы скважины должен соответствовать 10-25% абсолютно свободного дебита скважины, т.е. дебиту, соответствующему забойному давлению 1 атм.

2. Независимо от геологических особенностей месторождения скважина должна эксплуатироваться при дебитах, обеспечивающих линейный закон фильтрации газа в призабойной зоне, с целью экономии энергии газа в процессе разработки ("энергосберегающий" дебит).

3. Режим эксплуатации каждой скважины должен обосновываться с учетом возможности деформации, разрушения призабойной зоны, образования песчано-жидкостной пробки на забое, конуса подошвенной воды (нефти при наличии оторочки), гидратов, коррозии оборудования, выпадения и частичного выноса конденсата из призабойной зоны, многослойности и неоднородности по устойчивости, емкостным и фильтрационным параметрам залежи, конструкции скважинного оборудования, обводнения, отложения солей, обвязки скважин и др.

Технологический режим эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин с учетом определяющего фактора или сочетания факторов терпит изменения в процессе разработки месторождений. Изменения технологического режима обусловлены либо изменением самого определяющего фактора, по которому устанавливался данный режим, либо возникновением новых факторов, которые на данном этапе разработки из так называемых пассивных факторов переходят в активные. Необходимость изменения установленного технологического режима обусловлена изменением характеристик пласта и скважин в процессе разработки, проведением определенных мероприятий, позволяющих увеличить производительность скважин, или ремонтно-профилактических работ, нередко приводящих к снижению производительности.

технологический режим газоконденсатный скважина



1. Методика расчета

забойный пластовый газоконденсатный скважина

Расчет показателей на 12 лет разработки производится по основной методике расчета режима постоянной депрессии. Коэффициенты фильтрации A и B определяются по формулам И.А. Чарного и Е.М. Минского:

A = б1 (ln + о1 +)

B = ( + + )

Для определения сат относительный вес г газа по воздуху принять равным 0,6.

сат =

Вспомогательные расчетные коэффициенты о1 о2 б вычисляются по формулам:

б =

о1 = [2ln - Ф( - ln4, где R0/ = 3rс = 0.3м

N0 = nb

о2 = 2

Функция Ф определяется по графику.

Зависимость между дебитом скважины, пластовым давлением и забойным давлением можно представить в виде формулы притока к забою газовой скважины:

Pпл2 (t) - Pз2 (t) = AQ(t) + BQ2 (t)

И исходя из условия, что

Pпл (t) - Pз (t) = const

получаем квадратное уравнение с двумя неизвестными Pпл(t) и Q

Пользуясь полученной формулой, строим график зависимости пластового давления от дебита. Данные для построения графика сводятся в таблицу.

Q м3/сут	Pпл, кгс/см2	Q м3/сут	Pпл, кгс/см2
10000		125000
25000		150000
50000		175000
75000		200000
100000		225000

Изменение пластового давления Pпл во времени определяется по формуле:

P(t) = Pн - Pат

где t - года начиная с 1 до 12 лет разработки.

Щн = р

Подставляя поочередно года разработки можно вычислить на каждый год изменение пластового давления, из условия постоянного дебита вычисляется забойное давление, по графику зависимости Pпл от дебита, находим соответствующий дебит на каждый год разработки.

Зная отбор газа из месторождения на каждый год и дебит скважины, вычисляем необходимое число скважин на каждый год разработки.

2. Расчетная часть с пояснениями

Дано: Перевод:

?P = 2,5 кгс/см2

N = 2 * 106 м3/сут

Rk = 3000 м

h = 22 м

b = 12 м

m = 20% 0,2

Pн = 120 кгс/см2

k = 0,3 Д 0,3 * 10-12 м2

µ = 0,013 спз 1,53 * 10-11

г = 0,6

d = 0,006 см 6 * 10-5 м

rс = 0,1 м

n = 10

R0 = 0,25 м

Pат = 1,033 кгс/см2

Ф = 3,2

сат = = = 0,06

б = = = 7,14 * 10-5 сут/м3

о1 = [2ln - Ф( - ln4 = [2ln - 3,2] - ln4 = 6,099

N0 = nb = 10 * 12 = 120

о2 = 2 = 2 = 3,36

A = б1 (ln + о1 +) = 7,14 * 10-5 сут/м3 (ln + 6,099 + ) = 8,385 * 10-4 сут/м3

B = ( + + ) = (++ ) = 2,87 * 10-9 сут/м3

Вычисление зависимости между дебитом скважины, пластовым давлением и забойным давлением:

Pпл2 (t) - Pз2 (t) = AQ(t) + BQ2 (t)

Pпл =

Pпл = = 2,98 кгс/см2

Pпл = = 5,8 кгс/см2

Pпл = = 11.07 кгс/см2

Pпл = = 17,06 кгс/см2

Pпл = = 23,76 кгс/см2

Pпл = = 31,18 кгс/см2

Pпл = = 39,32 кгс/см2

Pпл = = 48,18 кгс/см2

Pпл = = 57,75 кгс/см2

Pпл = = 68,04 кгс/см2

Полученные результаты вычислений сведены в таблицу №1 и изображены на графике №1

Изменение пластового давления Pпл во времени:

P(t) = Pн - Pат

Щн = р = 3,14 * 30002 м * 22м * 0,2 = 124,344 * 106 м3

P(t) = 120 - () * 1,033 = 113,94 кгс/см2

P(t) = 120 - () * 1,033 = 107,87 кгс/см2

P(t) = 120 - () * 1,033 = 101,81 кгс/см2

P(t) = 120 - () * 1,033 = 95,74 кгс/см2

P(t) = 120 - () * 1,033 = 89,68 кгс/см2

P(t) = 120 - () * 1,033 = 83,61 кгс/см2

P(t) = 120 - () * 1,033 = 77,55 кгс/см2

P(t) = 120 - () * 1,033 = 71,48 кгс/см2

P(t) = 120 - () * 1,033 = 65,42 кгс/см2

P(t) = 120 - () * 1,033 = 59,35 кгс/см2

P(t) = 120 - () * 1,033 = 53,29 кгс/см2

P(t) = 120 - () * 1,033 = 47,23 кгс/см2

Нахождение забойного давления Pз по формуле:



Pз = Pпл - ?P

Pз = 113,94 - 2,5 = 111,44 кгс/см2

Pз = 107,87 - 2,5 = 105,37 кгс/см2

Pз = 101,81 - 2,5 = 99,31 кгс/см2

Pз = 95,74 - 2,5 = 93,24 кгс/см2

Pз = 89,68 - 2,5 = 87,18 кгс/см2

Pз = 83,61 - 2,5 = 81,11 кгс/см2

Pз = 77,55 - 2,5 = 75,05 кгс/см2

Pз = 71,48 - 2,5 = 68,98 кгс/см2

Pз = 65,42 - 2,5 = 62,92 кгс/см2

Pз = 59,35 - 2,5 = 56,85 кгс/см2

Pз = 53,29 - 2,5 = 50,79 кгс/см2

Pз = 47,23 - 2,5 = 44,73 кгс/см2

Вычисляем количество скважин на каждый год разработки по формуле:

n =

n = = 6

n = = 7

n = = 7

n = = 7

n = = 8

n = = 8

n = = 9

n = = 9

n = = 10

n = = 10

n = = 11

n = = 12

Результаты, полученные в ходе вычислений, сведены в таблицу №2 и изображены на графике №2

3. Таблицы результатов расчета

Таблица №1

Q м3/сут	Pпл кгс/см2
10000 25000 50000 75000 100000 125000 150000 175000 200000 225000	2,98 5,8 11,07 17,06 23,76 31,18 39,32 48,18 57,75 68,04

Таблица№2

Pпл	Pз	Q	n
113,94 107,87 101,81 95,74 89,68 83,61 77,55 71,48 65,42 59,35 53,29 47,23	111,44 105,37 99,31 93,24 87,18 81,11 75,05 68,98 62,92 56,85 50,79 44,73	330000 312000 302000 288000 274000 256000 245000 233000 220000 202000 185000 172000	6 7 7 7 8 8 9 9 10 10 11 12

Таблица №1

Таблица№2

Размещено на Allbest.ru

...