Размещено на http://www.allbest.ru/

Оглавление

Введение

1. Подсчет запасов методом материального баланса

1.1 Построение карты изобар

1.2 Построение профиля давлений по скважинам 1П-4-8-12-4П

1.3 Определение среднего давления по залежи

1.4 Уравнение материального баланса

1.5 Определение текущих и начальных параметров залежи

1.6 Определение коэффициента сверхсжимаемости газа

2. Прогноз снижения пластового давления при отборе газа из залежи

2.1 Определение запасов залежи

2.2 Расчёт давлений на ближайшие пять лет разработки

3. Расчет технологических показателей работы «средней» скважины

3.1 Определение изменений показателей разработки

Список использованной литературы



Введение

От качества и полноты получаемой геологопромысловой информации зависят объективность оценки запасов газа в залежи, правильность составления документов по проектированию разработки, темпы отбора, полнота выработки залежи и величина конечного коэффициента газоотдачи.

Существующие методы получения геологопромысловой информации о продуктивных пластах и залежах можно подразделить на девять основных групп:

Ї методы изучения продуктивных пластов непосредственно по образцам горных пород и пробам нефти, газа, воды, отбираемым из скважин;

Ї геофизические методы изучения разрезов скважин;

Ї гидродинамические методы исследования скважин;

Ї методы изучения разрезов скважин с помощью дебитомеров и расходомеров;

Ї геохимические методы изучения разрезов скважин;

Ї метод изучения разрезов скважин по буримости пород;

Ї термометрические методы;

Ї методы получения информации по данным эксплуатации добывающих скважин;

Ї геологопромысловые метды.

На основе детального анализа всех методов получения геологопромысловой информации о залежах продуктивных пластов даётся комплексное геологическое представление о строении залежи, распределении общих, эффективных и газонасыщенных мощностей, границах залежи, уточняются коллекторские свойства, оцениваются неоднородность, фильтрационные параметры пласта, физико-химические свойства флюидов, устанавливаются дебиты газа, начальное пластовое давление, динамика его изменения во времени, продуктивность скважин, режим залежи.

Геологопромысловые особенности залежи изучают с помощью построения корреляционных схем, геологических разрезов, карт, схем, характеризующих строение продуктивных пластов. На базе комплексной оценки геологопромысловых особенностей продуктивных пластов залежи рассчитывают конечную газоотдачу при данной системе разработки.

Данные о пластовом давлении по отдельным скважинам используют для построения карты изобар, по которой рассчитывают среднее взвешенное по площади и объёму залежи пластовые давления в пределах внешних контуров газонасыщенности или в пределах зоны отбора. Карты изобар строят на определённые даты. Для этого необходимо располагать одновременными замерами пластовых давлений по достаточно большому количеству скважин, размещённых на всей площади залежи. Под одновременными в данном случае имеются в виду замеры, сделанные в течение одних или нескольких суток. Анализ карт изобар позволяет проводить контроль и регулирование разработки, принимать определённые решения по улучшения состояния разработки каждого эксплуатационного объекта. Также анализ карт изобар позволяет оценить величины пластового давления на участках залежи, где намечается бурение новых скважин, а также способствует обеспечению нормального режима бурения.

Основная задача изучения карт изобар Ї определение режима работы залежи, т.е. изменения пластового давления в связи с отбором жидкости, газа, воздействием на пласт, с учётом изменения геологических свойств продуктивных пластов по площади залежи.

На начальных этапах развития теории разработки нефтяных и газовых месторождений существовало представление об ограниченном радиусе влияния скважин. Из концепции ограниченного радиуса следовало, что газовые скважины необходимо располагать на расстоянии, не превышающем двойное значение радиуса действия скважин, во избежание оставления части газа неизвлечённой. К настоящему времени эта теория опровергнута. В действительности залежь представляет единую газогидродинамическую систему и также сообщается с прочими пластами.

При добыче газа из скважины происходит снижение забойного давления и давления в пласте вокруг скважины. В каждый момент времени вдоль радиуса от оси скважины имеется некоторое распределение давления Ї депрессионная воронка. При разработке газовой залежи формируется общая депрессионная воронка, которая осложняется локальными депрессионными воронками, возникающими вокруг каждой добывающей скважины.

Отбор газа из залежи приводит к падению давления не только в газоносной, но и в водоносной части пласта. Об этом свидетельствуют результаты замеров давления или уровней воды в пьезометрических скважинах. Падение давления в области газоносности приводит, к поступлению воды в газовую залежь. Если к одному водоносному бассейну приурочено несколько месторождений природного газа, то в процессе разработки происходит их взаимодействие.

При длительном простаивании скважин и при отсутствии поступления воды в залежь в течение этого времени давление в любой точке залежи становится равным среднему пластовому давлению в залежи на тот же период времени.

залежь сверхсжимаемость газ давление



1. Подсчет запасов методом материального баланса

1.1 Построение карты изобар

Карта изобар характеризует распределение пластового давления по площади залежи на текущий момент времени.

В моем курсовом проекте карта изобар была построена способом треугольников. Исходные данные были представлены в виде плана залежи с отмеченными на нём эксплуатационными (Э), наблюдательными (Н), пьезометрическими (П) скважинами с указанными величинами пластового давления. Суть этого способа заключается в построении треугольников, в вершинах которых находятся все точки скважин. Нельзя соединять скважины, расположенные на противоположных крыльях структуры. Затем выбирается сечение изогипс и соответственно производят интерполяцию отметок между скважинами так, чтобы отметки изогипс были кратны выбранному сечению. В своей работе я использовал сечение равное 1 атмосфере. Одноимённые отметки соединяют плавными изолиниями и получают карту изобар определённой структуры.

1.2 Построение профиля давлений по скважинам 1П-4-8-12-4П

Для построения профиля давлений необходимо выбрать цепочку скважин таким образом, чтобы проведенный по этим скважинам разрез наиболее полно выражал характер распределения давления по залежи в целом. Профиль давлений строится в масштабе с соблюдением пропорций в расстояниях между скважинами.

На профиле отмечается также величина среднего пластового давления.

По данной залежи на рассматриваемый момент времени можно построить эпюру давлений по разрезу залежи. При этом по оси ординат отложены значения давления в скважинах, по оси абсцисс Ї расстояния между соответствующими скважинами.

Понижение давления в центральной части залежи обусловлено большей концентрацией добывающих скважин, а также относительной величиной их дебита.

Порядок восстановления (перераспределения) давления в залежи при закрытии всех скважин следующий:

Ї Первоначально происходит ликвидация локальных депрессионных воронок, забойные давления восстанавливаются до пластового в радиусе соответствующих скважин. Этот процесс занимает относительно небольшой промежуток времени.

Ї Перераспределение давлений по пласту в целом. При этом газ из периферийных участков частично переходит в центральные части залежи. В результате пластовое давление на периферии залежи падает, а в центральной части повышается.

Данная особенность поведения пластового давления позволяет утверждать, что газовая залежь представляет собой единое газодинамическое целое, вне зависимости от её размеров, за исключением случаев разбиения залежи на отдельные блоки в результате тектонических нарушений.

1.3 Определение среднего давления по залежи

Среднее пластовое давление определяется по карте изобар. На карту накладывается сетка с определённым шагом (в данном случае 0,5х0,5 см).

Среднее пластовое давление определяется по формуле:

где Ї сумма давлений во всех узлах,

n Ї количество узлов.

Среднее пластовое давление также можно определить по формуле

p_пл.ср. = 150,1 кгс/см².

Исходные данные приведены в таблице

Эксплуатационный фонд скважин фонд скважин	15
Коэффициент эксплуатации скважин	0,95
Коэффициенты фильтрационных сопротивлений:
A,МПа2·сут/тыс.м3	0,119
B,(МПа2·сут/тыс.м3)2	0,00006
Относительная плотность газа	0,632
Температура на устье скважины, К	291,6
Пластовая температура, К	314,8
Критическая температура, К	190,85
Начальное пластовое давление, кгс/см2	150,01
Критическое давление, кгс/см2	46
Внутренний диаметр НКТ, см	8,86
Коэффициенты гидравлического сопротивления труб	0,0022
Глубина скважины, м	1666

1.4 Уравнение материального баланса

Уравнение материального баланса для газовой залежи является основой метода определения запасов газа по данным об изменении добытого количества гаpа и средневзвешенного по газонасыщенному объему порового пространства пластового давления. Та или иная форма записи уравнения материального баланса используется при определении показателей разработки месторождений природного

газа в условиях газового или водонапорного режима. Дифференциальные уравнения истощения газовой залежи применяются в расчетах показателей разработки газовых месторождений в период падающей добычи газа и т. д.

Уравнение материального баланса для газового режима.

Ї текущее давление во времени t;

Ї начальное пластовое давление в залежи;

?Ї суммарный отбор ко времени t;

Q Ї первоначальные запасы залежи.

1.5 Определение текущих и начальных параметров залежи

Средняя глубина скважин и пластовая температура даны по условию.

L = 1666 м. T_пл = 314,8 К

Определим значения p_пр и Т_пр. Для этого необходимо отнести p_пл и Т_пл к критическим значениям p_кр = 46 кгс/см² и Т_пл = 190,85 К.

p_пр = 150,1/46 = 3,263;

Т_пр = 314,8/190,85 = 1,649.

1.6 Определение коэффициента сверхсжимаемости газа

Z - коэффициент сверхсжимаемости газа, равный отношению плотности совершенного газа к плотности реального при заданных давлении и температуре. Коэффициент сверхсжимаемости учитывает отклонения состояния реального газа от предписываемого уравнением состояния для совершенного газа.

Коэффициент сверхсжимаемости на протяжении всех этапов разработки не является постоянной величиной, кроме того происходят изменения значения коэффициента при движении по стволу скважины.

Коэффициент Z зависит от приведенных значений давления и температуры и может быть определен как аналитически, так и графически.

Определение коэффициента Z по формуле:

Определим значение p/Z текущее:

p/Z (т)= 150,1/0,8432 = 178,02 кгс/см².

Определим значение p/Z начальное:

p/Z (н)= 159/0,8432 = 188,57 кгс/см² .



2. Прогноз снижения пластового давления при отборе газа из залежи

К показателям разработки месторождений природных газов относится большое число параметров. Среди них следует отметить:

1) изменения во времени дебитов газовых скважин;

2) потребного числа газовых скважин и их изменения во времени;

3) изменения во времени пластового давления;

4) забойного давления.

Эти показатели можно определить в результате интегрирования дифференциального уравнения неустановившейся фильтрации газа при соответствующих краевых условиях. В связи с нелинейностью дифференциальных уравнений фильтрации газа в настоящее время не представляется возможным получить необходимые аналитические решения. Поэтому для расчета показателей разработки месторождений природных газов были предложены различные приближенные методы, а также приближенные методы интегрирования уравнения Л. С. Лейбензона. Использование ЭВМ и электрических моделей позволяет получать наиболее общие и практически точные решения.

На основных расчетных методах остановимся в дальнейшем. Определять перечисленные показатели разработки газовых месторождений (при некоторых допущениях) можно методом последовательной смены стационарных состояний. Введение в расчеты понятия об удельных объемах дренирования существенно их облегчает. Нейтральные линии (поверхности) принимаются как бы непроницаемыми, и каждая скважина дренирует «свой» участок пласта. Такой участок пласта и называется удельным объемом дренирования. Введение понятия об удельных объемах дренирования позволяет проводить расчеты на одну «среднюю» скважину и определять изменение во времени потребного числа «средних» скважин.

К прогнозируемым технологическим показателям разработки относятся:

Ї годовой отбор газа;

Ї пластовое давление;

Ї средний дебит скважин;

Ї забойное и устьевое давление.

2.1 Определение запасов залежи

Общее количество запасов залежи можно определить различными методами. Существуют объёмный метод, метод подсчёта запасов по падению давления, а также определение запасов по количеству отобранного газа и изменению среднего пластового давления.

Воспользуемся следующей формулой

млрд. м³.

Также определить запасы залежи можно графическим методом. Строим график в координатах p/Z и .

2.2 Расчёт давлений на ближайшие пять лет разработки

Для расчета давлений примем, что залежь является гидродинамически изолированной, чисто газовой и эксплуатируется исключительно в газовом режиме. В этом случае будет соблюдена прямопропорциональная зависимость между пластовым давлением и степенью выработки залежи.

Установлено, что годовой отбор должен составлять в среднем 3-5% от суммарных запасов залежи. Следовательно, для залежи с расчетными запасами в 54,33 млрд. м³ отбор должен составлять 1,63-2,72 млрд. м³. Примем среднее значение, равное 2,17 млрд. м³.

Внесём данные в сводную таблицу на 5 последующих лет разработки.

Таблица 1. Прогноз на ближайшие пять лет разработки.

	Qг, млрд. м3	?Q, млрд. м3	p/Z, кгс/см2	p, кгс/см2
i	Ї	3,04	178,02	150,01
i +1	2,17	5,21	173,11	145,96
i +2	2,17	7,38	166,68	140,66
i + 3	2,17	9,55	160,24	135,37
i + 4	2,17	11,72	153,8	130,11
i + 5	2,17	13,89	147,37	124,88



3. Расчет технологических показателей работы «средней» скважины

Среднесуточный дебит на одну скважину определяется по следующей формуле:

k_э = 0,95 Ї коэффициент эксплуатации, характеризующие отношение числа рабочих дней к числу дней календарных.

Учтем также, что на площади залежи размещено 15 кустов добывающих скважин по 4 скважины в каждом.

q = 2,17/(0,95 · 15 · 365) = 417,21 тыс. м³/сут

3.1 Определение изменений показателей разработки

Рассчитаем технологические показатели на каждый год разработки в течение следующих пяти лет.

Расчет забойного давления проведем по следующей формуле:

a = 0,119, b = 0,00006Їкоэффициенты фильтрационных сопротивлений.

Устьевое давление рассчитывается по формуле:

Для расчетов необходимо знать величины потери давления на сопротивление труб потери давления по стволу скважины. Их можно определить по следующим формулам:

= 0,0022 Ї коэффициент гидравлических сопротивлений труб;

= 0,632 Ї относительная плотность газа по воздуху;

d_вн = 8,86 см Ї внутренний диаметр лифтовых труб;

Ї потери давления на сопротивление труб;

S Ї потери давления по стволу скважины.

Расчеты ведутся по параметрам, величины которых взяты в среднем по стволу скважины:

= 291,6 К, = 314,8 К

Методика расчета заключается в следующем:

1. Принимаем (в качестве ориентировочного значения);

2. Находим значения , S;

3. Определяем значение ориентировочного ;

4. Используя полученное значение , определяем значение ;

5. Для найденного значениярассчитываем Z_ср;

6. Используя полученный коэффициент сверхсжимаемости Z_ср, повторяем расчеты, указанные в пунктах 2-6;

7. Указанная операция проводится до тех пор, пока значение Z_ср не станет неизменной величиной (в среднем 3-5 раз для данного расчёта). При этом конечные расчетные значения будут являться истинными.

8. Определяем депрессию на пласт на каждый год разработки:

Дp = p_пл p_заб

В качестве примера приведем расчет технологических показателей на первый год разработки.

=12,367 МПа;

примем = 123,67 кгс/см²,

= 303,2 К,

= 123,67/46 = 2,6885,

,

= 0,1285 кгс/см²,

= 0,0000107 кгс/см²,

= 109,095 кгс/см²,

= 116,4 кгс/см²,

= 116,4/46 = 2,51,

= 0,1281 кгс/см²,

= 0,0000108 кгс/см²,

= 109,13 кгс/см²,

= 116,4 кгс/см²,

= 116,4/46 = 2,5296.

= 0,1285 кгс/см²,

= 0,0000108 кгс/см²,

= 109,13 кгс/см²,

= 115,89 кгс/см²,

= 115,89/46 = 2,5196.

,

Коэффициент сверхсжимаемости принял постоянное значение, которое следует считать истинным.

Расчеты на последующие периоды были проведены по аналогии.

Результаты объединены таблицу, представленную ниже.

Таблица 2. Технические показатели «средней» скважины на 5 лет разработки

	i	i + 1	i + 2	i + 3	i + 4	i + 5
?Q,млрд.м3	3,04	5,21	7,38	9,55	11,72	13,89
pпл, кгс/см2	150,01	145,96	120,2	115,19	110,1	105,08
p/Z, кгс/см2	178,02	171.82	138,56	131,97	125,25	120,7
pзаб, кгс/см2		123,67	91,8	85,2	78,18	70,94
, кгс/см2		0,0000108	0,0000126	0,000011	0,0000111	0,0000112
S, кгс/см2		0,1285	0,1259	0,1251	0,1242	0,1232
pуст, кгс/см2		109.13	80,88	75,19	69,02	62,47
Z	0,8432	0,8527	0,8674	0,8728	0,8791	0,8862



Список использованной литературы

1. Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки месторождений природных газов. М.: Недра, 1998.

2. Закиров С.Н., Васильев В.И., Гутников А.И. и др. Прогнозирование и регулирование разработки газовых месторождений. М.: Недра, 1984.

3. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин/ Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. М.: Недра, 1980.

4. Разработка месторождений природных газов: научное издание / Тер-Саркисов Р.М. - М. Недра, 1999.

Размещено на Allbest.ru

...