Размещено на http://www.allbest.ru/

Российский государственный университет нефти и газа имени И.М. Губкина филиал в г. Оренбурге

Кафедра: “Разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений”

КУРСОВОЙ ПРОЕКТ

на тему: «Анализ результатов исследования 3-х разнодебитных скважин при стационарных режимах фильтрации, подключенных к УКПГ-8. Рассчитать вертикальную проницаемость продуктивного пласта одной из скважин»

Студент

Полищук М.С.

Руководитель

Гончаров С.В.

Оренбург 2012



Реферат

ГАЗ, СКВАЖИНА, ДАВЛЕНИЕ, ТЕМПЕРАТУРА, ДЕБИТ, СКОРОСТЬ, ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ.

Курсовой проект содержит 33 страницы, 8 таблиц, 3 рисунка, 7 источников используемой литературы.

В данном курсовом проекте проводится анализ результатов исследования трех разнодебитных газоконденсатных скважин, подключенных к УКПГ-8 Оренбургского нефтегазоконденсатного месторождения.

В первой главе дается общая геологическая характеристика месторождения.

Во второй главе рассчитывается состав газа, псевдокритические параметры пластовой смеси и выбираются три разнодебитные скважины.

В третьей главе рассчитывается вертикальная проницаемость скважины 526, подключенной к зоне дренирования УКПГ-8.



Содержание

1. Геологические параметры зоны, дренируемой скважинами, подключенными к УКПГ-8

1.1 Продуктивные пласты и объекты

1.2 Емкостные и фильтрационные свойства коллекторов

1.3 Начальное пластовое давление и температура

2. Обработка результатов газогидродинамических исследований скважин

2.1 Цели исследований газовых и газоконденсатных скважин

2.2 Исследования на стационарных режимах фильтрации газоконденсатных скважин

2.3 Расчет коэффициентов фильтрационного сопротивления

2.4 Расчет коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В по результатам исследований на стационарных режимах фильтрации скважин № 517, 526, 8002 зоны УКПГ-8

2.5 Расчет коэффициента сверхсжимаемости по формуле Пенга - Робинсона

2.6 Расчет пластового давления

2.7 Расчет давления на забое скважины

2.8 Результаты расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений

3. Расчет вертикальной проницаемости

3.1 Общие положения

Заключение

Список используемой литературы



1. Геологические параметры зоны, дренируемой скважинами, подключенными к УКПГ-8

1.1 Продуктивные пласты и объекты

В «Проекте доразработки ОНГКМ», выполненном в 1996 г. было показано, что основную залежь с позиций разработки можно рассматривать как состоящую из двух объектов: первый объект включает артинско-сакмарские отложения - собственно выделенный геологический объект, и второй объект - нижнюю часть сакмарских отложений, ассельские и верхне- и среднекаменноугольные отложения, т.е. включает в себя второй и третий геологические объекты. Условно выделенные геологами второй и третий объекты представляют собой единый объект разработки - второй.

УКПГ-8 является наиболее обводненной зоной центральной части залежи. С водой работают 62 % скважин.

По состоянию на 1.01.2011 г. на УКПГ-8 добыто 45,7 млрд.м3 газа. Остаточные дренируемые запасы газа составляют 12 млрд.м3.

Восточная часть УКПГ-8 граничит с УКПГ-9, западная часть с УКПГ- 6, северная часть с УКПГ- 7.

1.2 Емкостные и фильтрационные свойства коллекторов

Природный резервуар основной залежи имеет очень сложное строение. Разрезы скважин сравнительно уверенно сопоставляются по всей территории структуры, что позволяет выделить и проследить в них пласты коллекторов и плотных разностей известняков. Особенность Оренбургского месторождения - явно выраженная пластовость и наличие прослоев значительной толщины, имеющих региональное распространение, тип залежи массивно - пластовый.

Изучение минералогического состава пород показывает, что в целом отложения продуктивной толщи представлены чистыми известняками с единичными маломощными прослоями доломитов и глин. Для артинских и сакмарских известняков характерна повышенная доломитизация и сульфитизация пород, влияние которых следует учитывать при определении пористости по данным нейтронного гамма-метода (НГМ).

В толще карбонатных пород выделено 36 укрупненных пород (пластов), с различными фильтрационно-емкостными свойствами, в том числе 14 пластов плотных. Каждый укрупненный блок-пласт, в свою очередь, представляет переслаивание проницаемых и плотных прослоев.

Характеристика выделенных объектов следующая:

I объект объединяет продуктивную часть артинского яруса и верхнюю часть сакмарского яруса.. Общая толщина в пределах месторождения значительно меняется. В западной части месторождения она составляет 60-90 м, в центральной части в районе УКПГ - 2, 3, 6 7, 8, 9 - 110- 80 м, в восточной части увеличивается до 200ч250 м.

В среднем эффективная толщина составляет 29,2 % от общей мощности объекта. В разрезе залежи выделяются три эксплуатационных объекта, характеризующиеся различными фильтрационно-емкостными свойствами.

I объект - включает карбонатные отложения артинского яруса.

Характеризуется:

· коэффициент пористости 12,3% (от 1,7% до 13,6%)

· проницаемость 2,3·10-15 (от 10-16 до 2,7·10-15) м2

· газонасыщенность от 0,15 до 0,75

· общая толщина 75,5 м

· эффективная толщина (ср) 12,1 м

II объект - включает нижнюю часть сакмарских отложений и верхнюю толщу ассельского возраста.

Характеризуется:

· коэффициент пористости 12,6% (от 2,5% до 15,7%)

· проницаемость 15·10-15 (от 5·10-17 до 47,6·10-15) м2

· газонасыщенность от 0,15 до 0,8

· общая толщина 57 м

· эффективная толщина (ср) 23,2 м

III объект - включает нижнюю часть верхнего карбона и отложения среднего карбона.

Характеризуется:

· коэффициент пористости 11,4% (от 1% до 13,8%)

· проницаемость 20,5·10-15 (от 10-17 до 53,8·10-15) м2

· газонасыщенность от 0,32 до 0.9

· общая толщина 121 м

· эффективная толщина (ср) 34 м

Наихудшими продуктивными свойствами обладает I объект. Для него характерна тонкопоровая структура, а также повышенная нефтенасыщенность, сульфатизация и доломитизация пород. На данный момент II и III объекты объединены в один объект № II, так как доказано, что они имеют близкие ФЕС и обладают достаточной газогидродинамической связью.

1.3 Начальное пластовое давление и температура

К термобарическим параметрам пласта относятся пластовая температура и давление.

Давление, под которым находятся природные газы в газовых месторождениях, называется пластовым. Это давление складывается из двух составляющих:

1. Давление на пластовый флюид горных пород

2. Напор подошвенной и краевой воды.

В основном пластовое давление в газовой залежи равно гидростатическому давлению, т.е. давлению столба воды высотой равной глубине залегания пласта.

На Оренбургском НГКМ величины пластовых давлений на начало разработки соответствовали гидростатическому. Начальное пластовое давление в залежи рассчитывалось по водяным скважинам и единичным газовым. Давления приводились на произвольные отметки: по водяным скважинным на отметку - 1750 м, по газовым - 1700 м.

Давление по газовым скважинам рассчитывалось по двум вариантам в связи с тем, что неизвестно количество выпавшего конденсата из газа, а, следовательно, неизвестен точный удельный вес газа по стволу скважины. По одному варианту учитывалось выпадение конденсата при стабилизации Р и Т по стволу скважины. По другому варианту учитывалось выпадение конденсата, которое могло произойти при продувке скважины.

Давление на контакте газ-нефть (ГНК) рассчитывалось исходя из усредненного положения контакта на отметке - 1738,5 м. Величина пластового давления в скважинах Оренбургского НГКМ после бурения замерялись глубинными манометрами. Для определения пластовой температуры использованы наиболее достоверные данные по водным и газовым скважинам. Принимая температуру на глубине 20 м от поверхности земли + 5 оС и градиент температуры в терригенной толщи имеет:

- пластовая температура на контакте газ-нефть (ГНК) + 32 оС;

- пластовая температура в кровле основной толщи + 21,5 оС;

- градиент температуры по всему разрезу составляет 1,31 оС на 100 м и в газовой части 1,44 оС на 100 м;

- средняя взвешенная температура по залежи + 30,2 оС.

На начало разработки - март 1974 г. пластовое давление по зоне УКПГ-8 принято Рпл = 20,04 МПа, пластовая температура Тпл = 32 оС.



2. Обработка результатов газогидродинамических исследований скважин

2.1 Цели исследований газовых и газоконденсатных скважин

Получение исходных данных для проектирования разработки месторождений природного газа, обеспечения своевременного контроля за разработкой возможно при комплексном изучении и исследовании газонасыщенных коллекторов.

Источником получения информации являются скважины, которые подвергаются различным исследованиям для определения прямых и косвенных данных о геолого-физических параметрах пласта-коллектора, физических свойствах насыщающих пласт флюидов, состояния самой скважины и призабойной зоны пласта.

Прямые данные о свойствах пласта-коллектора и насыщающих коллектор флюидов получают в результате исследования образцов пород (керна) и проб углеводородных и неуглеводородных жидкостей и газов в лабораторных условиях.

Косвенные данные о физических свойствах пород продуктивного пласта, насыщающих коллектор жидкостей и газов, состояния призабойной зоны скважины получают путем геофизических, газогидродинамических и термодинамических исследований скважин и пластов.

Исследования скважин позволяют получить следующие данные:

1. Геометрические размеры залежей, толщину пласта, наличие и размеры экранов, положение газо-водяного или газо-нефтяного контакта;

2. Фильтрационно-емкостные свойства продуктивного пласта;

3. Прочностные свойства пласта (включая такие параметры, как предел разрушения, модуль Юнга, коэффициент Пуассона);

4. Состав пластового флюида, физико-химические свойства;

5. Условия работы скважины (накопление и вынос жидкости и твердых частиц, термодинамические условия и др.);

6. Фазовые превращения многокомпонентных углеводородных систем на пути пласт-скважина;

7. Начальные запасы газа и конденсата, уточнение их в процессе разработки.

Исследования подразделяются на первоначальные, текущие и специальные.

Первоначальные исследования проводятся на разведочных скважинах, на эксплуатационных скважинах в процессе опытно-промышленной эксплуатации. Результаты исследований служат основой составления проектов опытно-промышленной эксплуатации, разработки и обустройства месторождения. Текущие исследования проводятся в процессе разработки в эксплуатационных, контрольных и пьезометрических скважинах с целью контроля разработки и внесения корректив в проект разработки и технологию эксплуатационных скважин. Специальные исследования проводятся с целью выявления тех или иных геолого-технических мероприятий, уточнения геологического строения, активности водонапорной системы и др.

Исследования подразделяются на газогидродинамические и газоконденсатные.

2.2 Исследования на стационарных режимах фильтрации газоконденсатных скважин

Газогидродинамические методы исследования газовых и газоконденсатных скважин могут быть использованы при стационарных и нестационарных режимах фильтрации. С их помощью определяют следующие параметры:

§ геометрические характеристики залежи (размеры газоносного резервуара, изменение общей и эффективной мощности по площади и разрезу, границы газоносной залежи, размеры экранов и непроницаемых включений, положение газо-водяного (газо-нефтяного) контакта);

§ коллекторские и фильтрационные свойства пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, газонасыщенность, пластовые, забойные и устьевые давления, сжимаемость пласта);

§ физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, сжимаемость, влажность);

§ гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины и по наземным сооружениям в процессе разработки залежи;

§ условия процесса коррозии, степень и характер его изменения при исследовании и эксплуатации скважин;

§ условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей из забоя скважины, эффективность их отделения;

§ технологический режим работы скважин при наличии различных факторов (возможность разрушения призабойной зоны пласта, наличие подошвенной воды, многопластовость и неоднородность залежи, наличие агрессивных компонентов в добываемой продукции, конструкции и свойства применяемого оборудования скважин и наземного оборудования и т.д.).

Многие из вышеперечисленных параметров можно получить в результате газогидродинамических, геофизических и лабораторных методов исследования газовых пластов и скважин.

При комплексном использовании эти методы дополняют друг друга и позволяют получить наиболее достоверные сведения и выяснить связь между отдельными параметрами и факторами, влияющими на них.

Методы получения информации о пласте и скважине условно можно разделить на 2 группы:

- прямые методы, изучающие непосредственно образцы породы (керны) и продукцию, получаемую со скважины (это лабораторные методы, изучающие физико-химические свойства газа, пластовой жидкости, свойства керна). В процессе бурения скважины вспомогательными методами являются кавернометрия, газовый каротаж и изучение шлама.

- косвенные методы, это методы, изучающие физические свойства пласта и получаемой продукции с помощью установления связи этих свойств с другими параметрами, которые измеряются различными методами - геофизическими, термометрическими, газогидро-динамическими.

В данной главе основное внимание будет уделено газогидродинамическим методам исследования газовых и газоконденсатных скважин при стационарных режимах фильтрации. Исследования газовых и газоконденсатных скважин при стационарных режимах фильтрации (метод установившихся отборов) проводится в следующем порядке:

Необходимое оборудование:

а) если скважина не подключена к промысловому оборудованию: на устье скважины устанавливается следующее оборудование: лубрикатор, лебедка, передвижная сепарационная установка (на Оренбургском НГКМ применяется установка «PORTA - TEST»), емкость для замера жидкости, ДИКТ, факельная линия, манометры, термометр, глубинные приборы, линия ввода ингибитора;

б) если скважина подключена к действующему оборудованию УКПГ (контрольный сепаратор, узел замера газа, конденсата, пластовой воды и подключающие коммуникации в действующие трубопроводы газа, конденсата и пластовой воды).

Проведение исследований

Перед исследованием скважины «методом установившихся отборов» необходимо изучить геолого-промысловые материалы по данной скважине и месторождению. Если процессы восстановления и стабилизации давления, дебита продолжаются несколько часов и более, то следует выбрать ускоренные методы испытания скважины.

Перед началом исследования давление на устье скважины должно быть статическим (Рст). Исследование нужно начинать с меньшего дебита и наращивать его от режима к режиму - прямой ход.

После фиксирования статического давления скважину следует пускать с небольшим дебитом и дожидаться полной стабилизации забойного, устьевого давления и дебита. Забой должен быть чистым или если имеется жидкостная пробка, то ее высота должна оставаться неизменной, в противном случае найденные коэффициенты фильтрационного сопротивления в результате обработки данных исследования будут переменными от режима к режиму и исказят индикаторную линию.

Значения дебита, давления и температуры должны фиксироваться до полной их стабилизации (отсюда и название метод установившихся отборов). Условия стабилизации оцениваются постоянством показания приборов. После снятия этих показаний на первом режиме - диафрагме (штуцере, дросселе) скважину закрывают для восстановления давления до статического. Процессы пуска скважины, стабилизация давлений, отборов, замеры, остановка скважины до восстановления давления до статического и его замер составляют один режим работы скважины.

Количество рекомендуемых режимов при исследовании скважины на стационарных режимах фильтрации колеблется от 5 до 8.

2.3 Расчет коэффициентов фильтрационного сопротивления

Коэффициенты фильтрационного сопротивления характеризуют физические свойства газа, фильтрационные свойства пористой среды пласта и геометрические параметры фильтрации. Значение коэффициентов фильтрационных сопротивлений используются при проектировании, анализе разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Они зависят от:

§ состава газа, фазовых переходов в процессе испытания и эксплуатации скважин, свойства газа и газоконденсатной смеси;

§ законов фильтрации;

§ механических, емкостных и фильтрационных свойств пористой среды и анизотропии пласта;

§ продолжительности процесса испытания на отдельных режимах;

§ термобарических параметров пористой среды и газа;

§ конструкции скважины и степени совершенства вскрытия пласта;

§ газонасыщенности;

§ наличия корки промывочного раствора на стенках забоя скважины и др.

Теоретически коэффициенты А и В должны быть представлены в виде:

При изменении пластового давления коэффициенты фильтрационного сопротивления изменяются в зависимости от изменения значений вязкости, коэффициента сверхсжимаемости, а также коэффициента проницаемости пласта, и макрошероховатости пласта т. е. k(Pпл) и l(Pпл).

Изменение k(Pпл) и l(Pпл) связано двумя процессами: снижение пластового давления залежи, разрабатываемого на истощение и созданием депрессии на пласт при эксплуатации скважин.

В результате подъема ГНК уменьшается газонасыщенная толщина пласта, изменяются коэффициенты несовершенства скважины по вскрытию С1 и С2. За счет этого происходит увеличение значений коэффициентов фильтрационного сопротивления, а значит ухудшение фильтрационных свойств пласта.

На месторождении за положением ГНК осуществляет контроль геологический отдел, проводятся периодические замеры положения ГНК в контрольных и наблюдательных скважинах. Изменение положения ГНК по УКПГ, кустов и одиночных скважин может существенно влиять на величину коэффициентов фильтрационного сопротивления.

Увеличение коэффициентов фильтрационного сопротивления, особенно призабойной зоны может происходить при уменьшении толщины пласта в результате подъема ГНК, вскрытия толщины пласта после образования песчаной пробки (искусственный забой), а также уменьшения проницаемости и макрошероховатости в результате снижения пластового давления. Такие изменения возможны в начале разработки при создании значительных депрессий на пласт в призабойной зоне.

Увеличение коэффициентов фильтрационного сопротивления может также происходить в результате загрязнения призабойной зоны, образования водоконденсатных пробок при неправильно рассчитанных скоростях потока смеси, а также при увеличении коэффициента сверхсжимаемости в процессе падения пластового и забойного давления меньше 10 МПа. Уменьшение коэффициентов фильтрационного сопротивления происходит в результате уменьшения вязкости по мере снижения пластового давления.

Уменьшение коэффициентов фильтрационного сопротивления происходит также после проведения СКО, ССКО СКВ, ГРП, избирательных кислотных обработок с помощью «Койлтюбинга». В процессе разработки залежи пластовое давление снижается, и в результате происходит деформация скелета пластовых пород, что приводит к ухудшению коллекторских свойств (пористость, проницаемость), т.е. коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В увеличиваются.

2.4 Расчет коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В по результатам исследований на стационарных режимах фильтрации скважин № 517, 526, 8002 зоны УКПГ-8

Порядок расчета коэффициентов фильтрационного сопротивления:

1. Рассчитываю по известному пластовому давлению на текущий год разработки состав газа. В процессе разработки Оренбургского НГКМ проводились лабораторные исследования компонентного состава пластовой смеси;

2. В результате накопленных данных ООО «ВолгоУралНИПИгазом» были определены эмпирические зависимости определения содержания компонентов в пластовой смеси в процессе разработки, в зависимости от изменения пластового давления по зонам Оренбургского НГКМ;

3. На 1 квартал 2011 года пластовое давление по скважинам составило:

Таблица 2.1 - Величина пластового давления по данным технологического режима ГПУ

№ скважины	517	526	8002
Pпл, МПа	3,7	3,17	3,7

Для данных давлений рассчитываем состав пластовой смеси по эмпирическим зависимостям ООО «ВолгоУралНИПИгаза»;

4. Рассчитываем псевдокритические параметры пластовой смеси;

5. Зная статическое устьевое давление, уточняем с помощью барометрической формулы пластовое давление методом последовательных приближений;

6. Рассчитываем забойное давление и забойную температуру согласно приведенному алгоритму на пяти режимах исследований;

7. Рассчитываем коэффициенты фильтрационных сопротивлений графоаналитическим методом.

Расчет состава пластовой смеси на примере скважины 517 УКПГ-8

Таблица 2.2 - Расчетные формулы компонентного состава пластовой смеси

Компонент пластовой смеси	Формула расчета
СН4	0,0006033·Р3 -0,0280818·Р2 +0,3167298·Р+83,655
С2Н6	-0,0000673·Р3 +0,0032164·Р2 - 0,0483019·Р+4,099
СЗН8	-0,0001239·Р3 +0,0054560·Р2 - 0,0710781·Р+1,918
n-С4Н10	0,00001031·Р4 -0,00061675·Р3 +0,01337759·Р2 -0,11621198·Р+1,138
С5+В	- 0,000002·Р5+0,0001207·Р4-0,0029916·Р3+0,041428·Р2 -0,2491576·Р+1,085
N2	0,0000556·Р3 -0,0028501·Р2 +0,0383208·Р+5,154
Н2S	-0,0000648·Р3+0,003107·Р2 -0,0455661·Р+2,4165
С02	0,0000596·Р2 -0,0021938·Р+0,841

Таблица 2.3 - Результаты расчета компонентного состава пластовой смеси

1. Плотность известного состава пластовой смеси определяется по формуле:

,

где xi - объемное ( молярное ) содержание в % i компонента;

pi - плотность газа i компонента, кг/м3

2. Относительная плотность по воздуху определяется по формуле:

,

где pв - плотность воздуха, кг/м3

3. Молярная масса пластового газа определяется по формуле:

,

где Mi - молярная масса i компонента, кг/кмоль.

4. Псевдокритическое давление пластового газа определяется по формуле:

,

где Ркр.i - критическое давление i компонента, МПа

5. Псевдокритическая температура пластового газа определяется по формуле:

,

где Ткр.i - критическая температура i компонента, К

6) Фактор ацентричности молекул отдельных компонентов определяется по формуле

,

где ???????фактор ацентричности молекул отдельных компонентов.

Для газовых смесей газоконденсатных месторождений рекомендуется использовать формулы:



, ,

где

Газовая постоянная определяется по формуле:

,

где Ri - газовая постоянная отдельных компонентов, м/К

Приведенное давление пластового газа определяется по формуле:

,

где Р - фактическое давление, МПа

Приведенная температура пластового газа определяется по формуле:

,

где Т - фактическая температура, К

Изобарная теплоемкость пластового газа при атмосферном давлении и заданной температуре Т определяется по формуле:

где gi - массовая доля i - го компонента, доли единиц;

С0рi - изобарная теплоемкость при температуре Т и атмосферном давлении Рат i - го компонента, ккал/кг·К

Расчет псевдокритических параметров представлен в таблице 2.3.

2.5 Расчет коэффициента сверхсжимаемости по формуле Пенга - Робинсона

Для упрощения дальнейших расчетов коэффициента сверхсжимаемости найдем аппроксимирующую зависимость по следующему алгоритму:

,

,

где ,

,

,

,

,

,

,

2.6 Расчет пластового давления

1. Определяем ориентировочное значение пластового давления Рпл.ор. по известному статическому давлению на устье, Рст.у

Очевидно, что у долго простаивающей скважины Рпл = Рз, Тпл = Тз

Тогда в 1 приближении Рср=(Рст.у.+Рпл)/2, найдем Z от Рср по эмпирической зависимости коэффициент сверхсжимаемости:

Zср=[0,4?Lg ·Тпр + 0,73]Рпр + 0,1? Рпр, при этом Тср = (Тн.с. + Тпл)/2,

где Тн.с. = 284 К - для Оренбургского НГКМ. По барометрической формуле 2.26 вычислим значение Рпл.ор. в 1 приближении.

,

где Рґпл.ор. - ориентировочное пластовое давление, МПа;

Рст.у. - статическое давление на устье скважины, МПа;

- относительная плотность;

Zср - коэффициент сверхсжимаемости при среднем давлении;

H - расчетная глубина скважины, м (расстояние от середины перфорации или середины газонасыщенного интервала до устья скважины)



Таблица 2.4 - Расчет псевдо-критических параметров газоконденсатной смеси скв. № 517 за 1 квартал 2011 года.

Плотность пластовой смеси в стандартных условиях		0.785	кг/м3
Относительная плотность			0.651
Молярная масса пластовой смеси			18.862
Газовая постоянная				48.463	м/K
Фактор ацентричности				0.0237
Вязкость при пластовом давлении Рпл	3,628	МПа =	0.0158	мПа·с
Псевдо-критическое давление			4.647	МПа
Псевдо-критическая температура			203.37	К
Пластовая температура				305	К
Начальное пластовое давление			20.04	МПа

Далее во 2 приближении Рґґср = (Рст.у. + Рґпл.ор.)/2, находим Zґґср, Тґґср, и вычисляем аналогично по формуле 2.26 Pґґпл.ор. и т.д.

Трех приближений, как правило, достаточно.

В таблице 2.4 представлены результаты расчета параметров текущего состава газоконденсатной смеси зоны дренирования УКПГ-8.

Тср - средняя температура определяется формулой:

,

где Тпл - температура пластовая, К

Тн.с. - температура нейтрального слоя, К

Результаты расчета пластового ориентировочного давления представлены в таблице 2.5.

2.7 Расчет давления на забое скважины

Рассчитываем методом последовательных приближений, используя формулу Адамова. После проведенных исследований на стационарных режимах и расчета пластового давления были получены следующие данные:



Рпл, Ру, Qг, Тпл, Ту;

- Геометрические параметры конструкции скважин.

Для обработки результатов исследований необходимо найти забойное давление. фильтрационный коллектор газоконденсатный скважина

Таблица 2.5 - Результаты исследования скважин № 517, 526, 8002 и расчета Рпл.ор.

№ скв	№ режима	Qг	Туст.	Руст.	Рст.	Рпл.ор.	Тпл
		тыс.м3/сут	К	МПа	МПа	МПа	К
517	1	10	277,3	2,62	2,75	3,12	305
	2	20	278,4	2,51	2,75	3,12	305
	3	30	279,5	2,39	2,75	3,12	305
	4	40	280,5	2,25	2,75	3,12	305
	5	50	281,5	2,09	2,75	3,12	305
526	1	18	277,2	2,63	2,65	3,02	305
	2	36	279,2	2,54	2,65	3,02	305
	3	54	281,0	2,42	2,65	3,02	305
	4	72	282,5	2,26	2,65	3,02	305
	5	90	283,7	2,06	2,65	3,02	305
8002	1	12	277,8	2,80	2,94	3,34	305
	2	24	279,1	2,67	2,94	3,34	305
	3	36	280,3	2,52	2,94	3,34	305
	4	48	281,5	2,35	2,94	3,34	305
	5	60	282,5	2,14	2,94	3,34	305

Расчет забойного давления при отсутствии жидкости в продукции скважины

,

где

,



где Ру - устьевое давление, МПа;

Q - дебит газа, тыс.м3/сут;

- относительная плотность газа;

H - глубина скважины, м;

Zср - коэффициент сверхсжимаемости газа при Рср и Тср;

Тср - средняя температура в скважине, К.

,

где Ту - температура на устье скважины, К;

Тз - температура на забое скважины, К.

,

где ? - безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления;

Dф.т. - внутренний диаметр фонтанных труб, м;

- абсолютная шероховатость, м.

Расчет забойного давления при наличии жидкости в продукции скважины

,

Среднее давление в скважине рассчитываем по формуле:

,



Среднее температуру в скважине рассчитываем по формуле:

,

Плотность газа в стволе скважины в рабочих условиях рассчитываем по формуле:

,

Дебит газа в стволе скважины в рабочих условиях рассчитываем по формуле:

,

Объемный расход газожидкостной смеси определяем по формуле:

,

Относительная плотность газа определяем по формуле:

,

коэффициент, учитывающий расходное газосодержание Кж



,

где ? - расходное газосодержание;

рг , рв , рж - плотность газа, воздуха и жидкости соответственно, кг/м3;

ргр - плотность газа в стволе скважины в рабочих условиях, кг/м3;

,

Qг.р. - дебит газа в стволе скважины в рабочих условиях, тыс.м3/сут;

Qсм , Qж , Qг - объемный расход газожидкостной смеси, жидкости и газа соответственно при Рат и Тст , тыс.м3/сут;

,

где ? - безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления с учетом жидкости;

,

Обработка результатов исследований производится по уравнению притока газа к скважине:



Р2пл - Р2з = А?Q + B?Q2 ,

где Рз - забойное давление, МПа;

Рпл - пластовое давление, МПа;

А - коэффициент фильтрационного сопротивления призабойной зоны, МПа2?сут/тыс.м3;

В - коэффициент фильтрационного сопротивления призабойной зоны, (МПа?сут/тыс. м 3)2;

Q - дебит газа, тыс.м3/сут.

По результатам исследований строят индикаторную линию зависимости:

?Р2 = Р2пл - Р2з = f(Q),

Данная зависимость представляет собой параболу, выходящую из начала координат. Разделим обе части уравнения на Q, тогда:

,

получаем линейную зависимость, выраженную прямой линией, которая отсекает на оси ординат отрезок равный коэффициенту фильтрационного сопротивления А. Тангенс угла наклона данной прямой к оси абсцисс является коэффициентом фильтрационного сопротивления В.

Результаты расчета забойного давления на пяти режимах представлены в таблицы 2.6.



Таблица 2.6 - Результаты расчета забойных давлений

№ скв	№ режима	Qг	Туст.	Руст.	Рзаб.	Рпл.расч.	Тпл
		тыс.м3/сут	К	МПа	МПа	МПа	К
517	1	10	277,3	2,62	3,02	3,12	305
	2	20	278,4	2,51	2,91	3,12	305
	3	30	279,5	2,39	2,79	3,12	305
	4	40	280,5	2,25	2,66	3,12	305
	5	50	281,5	2,09	2,52	3,12	305
526	1	18	277,2	2,63	3,05	3,11	305
	2	36	279,2	2,54	2,99	3,11	305
	3	54	281,0	2,42	2,93	3,11	305
	4	72	282,5	2,26	2,87	3,11	305
	5	90	283,7	2,06	2,79	3,11	305
8002	1	12	277,8	2,80	3,22	3,34	305
	2	24	279,1	2,67	3,09	3,34	305
	3	36	280,3	2,52	2,95	3,34	305
	4	48	281,5	2,35	2,80	3,34	305
	5	60	282,5	2,14	2,64	3,34	305

2.8 Результаты расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений

Определив пластовое, забойное давления и дебит скважины на каждом режиме определяем коэффициенты фильтрационных сопротивлений графическим методом.

Результаты обработки сводим в таблицу 2.7.

На рисунке 2.1 построены индикаторные кривые по зависимости 2.45 и линейной зависимости 2.46.

Таблица 2.7 - Результаты расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений





Рисунок 2.1 - Графоаналитический расчет коэффициентов А и В скважин № 517, 526, 8002



3. Расчет вертикальной проницаемости

3.1 Общие положения

В настоящее время метод определения вертикальной проницаемости пласта производится расчетным путем. Оценить величину данного параметра позволяет КВД, снятая в скважинах, вскрывших пласт. Для этого КВД необходимо обработать. Последовательность обработки КВД для определения вертикальной проницаемости следующая.

По известным Pз(t) и t рассчитываем Pз2(t), lgt, 1/ (таблица 4.1). Далее строим график зависимости Pз2(t) от lgt (рисунок 4.1). Определяется величина в, как тангенс угла наклона конечного участка этой зависимости.

Затем строится график зависимости Pз2(t) от 1/ (рисунок 4.1). Выделяют на этой зависимости прямолинейный участок так, чтобы время, соответствующее его окончанию, было меньше, чем время, соответствующие началу прямолинейного участка в координатах Pз2(t) от lgt. По названному участку определяют уклон у , как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс.

По найденному у, используя величину в, определяем Кв по формуле:

,

где - пористость, доли ед.;

- динамическая вязкость, Па·с;

- толщина пласта, м;

- пластовое давление, МПа.

По известной вскрытой толщине , величинам у и в, а также используя последнюю точку прямой, построенной в координатах Pз2(t) от 1/, можно вычислить толщину пласта :



(4.2)

Таблица 3.1

Исходные данные по скважине:



Рисунок 3.1 - График зависимости Pз2(t) от lgt

Из первого графика получаем: б=4,716, в=2,064 МПа2.

Рисунок 3.2 - График зависимости Pз2(t) от 1/

Из второго графика следует: б=12,189, у =46.17 МПа2·с-0,5.

Подставляя все значения, находим Кв=0,00285 мкм2.



Заключение

Скважины №№ 517, 526, 8002 работают в безгидратном режиме, жидкостные пробки не образуются, конус подошвенной воды не подтягивается. Режим скорости на устье соблюдается (пленка ингибитора не срывается).

РЕКОМЕНДУЮ для ГПУ на данном временном этапе технологический режим работы скважин оставить без изменения для всех 3-х скважин.



Список используемой литературы

1. А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов “Руководство по исследованию скважин”. М. Наука 1995 г.;

2. З.С. Алиев, В.В. Бондаренко “Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений” Издательство “Печорское время” г. Печора 2002 г.;

3. З.С. Алиев, С.А. Андреев, А.П. Власенко, Ю.П. Коротаев “Технологический режим работы газовых скважин” М. Недра 1978 г.;

4. А.Х. Мирзаджанзаде, О.Л. Кузнецов, К.С. Басниев, З.С. Алиев “Основы технологии добычи газа” М. Недра 2003 г.;

5. В.Ф. Старшов `'Методические рекомендации, расчетные алгоритмы, расчетные программы в «Excеl»;

Размещено на Allbest.ru

...