Реферат: Газогидродинамические методы исследования
--PAGE_BREAK--2. Состояние разработки Тарасовского НГКМ
По состоянию на 1.01.2000 г. на Тарасовском месторождении работали 4 УКПГ, фонд действующих скважин составлял 743 единицу.
2.1 Сеноманская залежь
Суммарный отбор из сеноманской залежи в 2000 году составил 54 млрд м3 газа, с начала разработки отобрано 1127,5 млрд.м3 или 33.3% от начально утвержденных запасов. Начальные и текущие запасы представлены в таблице №3.1
Таблица №3.1
Месторождение вступает в период перехода с постоянной на падающую добычу. Проектом разработки предусматривается компенсация падающей с 2002 года добычи по основной части залежи за счет подключения в работу дополнительных скважин. На сегодняшний день отсутствие необходимого финансирования ставит под сомнение продление периода постоянных отборов с ТНГКМ. Основные отборы в 2000 году приходились на установки, где имеются первые очереди ДКС.
В период постоянной добычи, начиная с 1991 года начальным проектом разработки предусматривался уровень годовых отборов 115 млрд. м3. Максимальный годовой отбор был достигнут в 1994 году и составил 78 млрд.м3. Основной причиной несоответствия фактических и проектных показателей разработки (проект 1984 г.) явилось фактическое отставание ввода в эксплуатацию производственных мощностей (УКПГ, скважины, впоследствии ДКС). Для компенсации добычи в отдельные годы на ряде УКПГ это приводило к существенным превышениям отборов (см. таблицу показателей разработки). Следствием этого явилось крайне неравномерное дренирование залежи в целом, образование значительного количества локальных депрессионных воронок, отрицательно сказывающихся на процессе разработки. Также имело место недостаточная изученность ФЕС северных УКПГ-4, (отбор на этой установке в первоначальном проекте закладывались значительно выше реальных возможностей скважин). Начиная с 1999 года, после принятия нового проекта разработки, несоответствие таких фактических показателей разработки проектным, как средний дебит на одну скважину, устьевое и пластовое давления, становится менее заметным. Фактические и суммарные отборы на УКПГ – 2,3 практически соответствуют проектным, на УКПГ – 1,4 они превышают проектные.
По состоянию на 1.01.2000 года на сеноманской залежи ТНГКМ работали 4 УКПГ. Фонд действующих скважин составлял 700 единиц, 22 скважины находились в бездействии и капремонте. В конце года на УКПГ-4 с целью «сгущения» сетки и вовлечения в разработку дополнительных дренируемых запасов были запущены в эксплуатацию 15 новых скважин. Кроме того на УКПГ-3 в настоящее время проводится бурение и освоение еще 28 скважин. На данном этапе разработки дренируется вся площадь сеноманской залежи кроме самых северных и южных участков.
Анализ дренируемых запасов показывает, что наименее дренируемые запасы находятся в зонах УКПГ – 3,4 и составляют соответственно 208, 552 млрд. м3 газа (см. таблицу №3.2)
Таблица №3.2
В будущем вовлечение в разработку новых скважин позволит снизить объемы перетоков из этих зон в центральные зоны месторождения.
Средние пластовые давления по зонам УКПГ снизились с начала разработки практически в 2 раза и по зонам УКПГ, где работают первые очереди ДКС, составляют от 52,9 до 54, ата. В зонах УКПГ – 4,3 пластовые давления составляют соответственно 64,4 и 86,9 атм. Темп падения пластового давления по всем зонам УКПГ стабилизировался и за последний год составляет от 4,3 до 4,8 атм (см. табл. показателей). Представленная карта изобар на 1.01.2000 года показывает, что зона, из которой отбирается максимальное количество газа, контролируется изобарой 65 ата. Контроль за изменением пластового давления в эксплуатационной зоне ведется по всему фонду не реже 2-х раз в год. Для контроля в периферийной части пробурены одиночные наблюдательные, а также ряд пьезометрических скважин. Пластовые давления замеряются также и в ряде разведочных скважин.
Итак, месторождение по сеноманским отложениям находится в фазе активного пластового водопроявления, основной причиной которого является некачественное обсаживание эксплуатационных колонн. В свете интенсивного подъема ГВК в последнее время особое значение приобретает правильное регулирование оптимальных отборов по кустам в технологических режимах, качественное проведение капитальных ремонтов скважин. В случае невозможности проведения водоизоляционных работ одновременно на большом количестве проблемных скважин в целях избегания полной обводненности и остановок скважин, депрессии и скорости потока в скважинах должны обеспечивать вынос пластовой воды. С другой стороны технологические режимы работы скважин должны обеспечивать безгидратную работу шлейфов, уменьшение перерасхода метанола, безаварийную эксплуатацию устьевых обвязок. Еще более важное значение установление технологических режимов приобретает для скважин и кустов, не подтвержденных на сегодняшний день пластовым водопроявлениям, в свете прогноза подъема ГВК, анализа возможного попадания в ближайшем будущем в интервалы «суперколлектора», некачественного цементажа.
Таким образом, месторождение вступает в период, когда без надлежащего финансирования проектные отборы даже 2000–2002 года будут труднодостижимы, и связано это не только с отсутствием средств на расширение участков, но и отставанием ввода вторых очередей ДКС, возможным выбытием из действующего фонда «старых» скважин.
Технологические показатели разработки представлены в таблице №3.1.
3. Цели и задачи гидродинамических исследований газовых скважин на установившихся режимах
Стандартные исследования газовых скважин проводят с целью определения следующих параметров:
1. Геометрические характеристики залежи, в частности общие размеры газоносного резервуара, изменение общей и эффективной мощности пласта по площади и разрезу, границы газоносной залежи, размеры экранов и непроницаемых включений, положение газоводяного контакта и его изменение в процессе разработки;
2. Коллекторские и фильтрационные свойства пласта (пористость, проницаемость, гидропроводность, пьезопроводность, сжимаемость пласта, газонасыщенность, пластовые, забойные и устьевые давления и температуры), их изменение по площади и разрезу пласта, а также по стволу газовой скважины;
3. Физико-химические свойства газа и жидкостей (вязкость, плотность, коэффициент сжимаемости, влажность газа), условия образования гидратов и их изменение в процессе разработки залежи;
4. Гидродинамические и термодинамические условия в стволе скважины в процессе эксплуатации;
5. Изменение фазовых состояний при движении газа в пласте, стволе скважины и по наземным сооружениям в процессе разработки залежи;
6. Условия скопления и выноса жидкости и твердых примесей из забоя скважины, эффективность их отделения;
7. Технологический режим работы скважин при наличии различных факторов, таких, как возможность разрушения призабойной зоны пласта, наличие подошвенной воды, влияние температуры продуктивного пласта и окружающей ствол скважины среды, многопластовость и неоднородность залежи.
продолжение
--PAGE_BREAK--4. Двучленная формула притока
4.1 Фильтрация по двучленному закону
Двучленный закон для плоскорадиальной фильтрации имеет вид
<img width=«186» height=«56» src=«ref-1_1450768146-834.coolpic» v:shapes="_x0000_i1025">, (5.1)
Выразим скорость фильтрации через массовый расход
<img width=«107» height=«91» src=«ref-1_1450768980-542.coolpic» v:shapes="_x0000_i1026"> (5.2)
и подставим в формулу (5.1):
<img width=«266» height=«60» src=«ref-1_1450769522-1198.coolpic» v:shapes="_x0000_i1027">. (5.3)
Разделив переменные и введя функцию Лейбензона
<img width=«144» height=«45» src=«ref-1_1450770720-731.coolpic» v:shapes="_x0000_i1028">, (5.4)
получим:
<img width=«259» height=«57» src=«ref-1_1450771451-1186.coolpic» v:shapes="_x0000_i1029">. (5.5)
Интегрируя последнее уравнение в пределах от rс до Rк, от Рс до Ркполучим:
<img width=«294» height=«60» src=«ref-1_1450772637-1285.coolpic» v:shapes="_x0000_i1030">. (5.6)
Переходя от функции Лейбензона к давлению по формуле
<img width=«136» height=«63» src=«ref-1_1450773922-684.coolpic» v:shapes="_x0000_i1031"> (5.7)
для совершенного газа найдем из (5.6) уравнение притока к скважине:
<img width=«185» height=«34» src=«ref-1_1450774606-678.coolpic» v:shapes="_x0000_i1032">, (5.8)
где
<img width=«139» height=«63» src=«ref-1_1450775284-819.coolpic» v:shapes="_x0000_i1033">, (5.9)
<img width=«133» height=«58» src=«ref-1_1450776103-695.coolpic» v:shapes="_x0000_i1034">. (5.10)
Здесь А и В-коэффициенты фильтрационных сопротивлений, постоянные для данной скважины. Они определяются опытным путем по данным исследования скважины при установившихся режимах.
Уравнение притока реального газа к скважине по двучленному закону фильтрации имеет вид
<img width=«353» height=«56» src=«ref-1_1450776798-1357.coolpic» v:shapes="_x0000_i1035">. (5.11)
4.2 Приток газа к несовершенным скважинам при двучленном законе фильтрации
<img width=«384» height=«216» src=«ref-1_1450778155-17827.coolpic» v:shapes="_x0000_i1036">
Рис. 5.1. Схема притока газа к несовершенной по степени и характеру вскрытия скважине
Для несовершенной скважины (рис. 5.1) коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В принимают вид:
<img width=«227» height=«57» src=«ref-1_1450795982-902.coolpic» v:shapes="_x0000_i1037">, (5.12)
<img width=«260» height=«58» src=«ref-1_1450796884-1119.coolpic» v:shapes="_x0000_i1038">. (5.13)
<img width=«19» height=«23» src=«ref-1_1450798003-101.coolpic» v:shapes="_x0000_i1039"> и <img width=«21» height=«29» src=«ref-1_1450798104-110.coolpic» v:shapes="_x0000_i1040"> – коэффициенты, характеризующие несовершенство скважины по степени вскрытия.
<img width=«200» height=«60» src=«ref-1_1450798214-957.coolpic» v:shapes="_x0000_i1041">, (5.14)
<img width=«134» height=«55» src=«ref-1_1450799171-589.coolpic» v:shapes="_x0000_i1042">, <img width=«56» height=«54» src=«ref-1_1450799760-364.coolpic» v:shapes="_x0000_i1043">. (5.15)
Обе последние формулы – приближенные, они имеют место при значениях b
>>
R
1.
<img width=«20» height=«23» src=«ref-1_1450800124-104.coolpic» v:shapes="_x0000_i1044"> и <img width=«24» height=«29» src=«ref-1_1450800228-116.coolpic» v:shapes="_x0000_i1045"> – коэффициенты, учитывающие несовершенство скважины по характеру вскрытия.
<img width=«20» height=«23» src=«ref-1_1450800124-104.coolpic» v:shapes="_x0000_i1046"> определяется по графикам В.И. Щурова
Для <img width=«24» height=«29» src=«ref-1_1450800228-116.coolpic» v:shapes="_x0000_i1047"> предлагается приближенная формула
<img width=«114» height=«58» src=«ref-1_1450800564-605.coolpic» v:shapes="_x0000_i1048">, (5.16)
N– суммарное число перфорационных отверстий,
<img width=«13» height=«19» src=«ref-1_1450801169-89.coolpic» v:shapes="_x0000_i1049"> – глубина проникновения перфорационной пули в пласт.
5. Технология проведения исследованийИсследование газовых скважин при установившихся режимах проводится в следующем порядке.
1. Перед исследованием скважину продувают в течении 15 – 20 мин. Для удаления твердых частиц и жидкости с забоя скважин. После продувки скважину закрывают до полного восстановления давления. На многих газовых месторождений это время составляет 2 – 3 ч.
2. В диафрагменном измерителе критического течения газа (ДИКТе) устанавливают диафрагму с малым диаметром калиброванного отверстия. После этого открывают коренную задвижку, пускают скважину в работу до наступления установившегося состояния, при котором давление и температура газа перед диафрагмой ДИКТа и в затрубном пространстве не изменяется во времени. Записывают эти давления и температуры газа в журнал исследований и останавливают скважину, полностью закрывая коренную задвижку (см. Рис. 6.1).
3. В ДИКТе устанавливают диафрагму с большим диаметром калиброванного отверстия и вновь дожидаются наступления установившегося состояния, записывают давления и температуры, после чего скважину останавливают.
Такие операции повторяют 4, 6 или 9 раз, по числу имеющихся диафрагм. С целью контроля после исследования скважины на диафрагме с наибольшим калиброванным отверстием иногда повторяют исследование на диафрагме с меньшим диаметром отверстий.
4. По давлению и температуре газа перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают дебит газа для каждой диафрагмы.
5. По статическому затрубному давлению или динамическому давлению перед диафрагмой ДИКТа рассчитывают давление на забое скважины.
1. Строят графики зависимости (Рпл2 – Рс2)/Q от Q. По графикам определяют коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.
<img width=«493» height=«316» src=«ref-1_1450801258-36689.coolpic» v:shapes="_x0000_i1050">
Рис. 6.1. Схема расположения оборудования и приборов при испытании диафрагменным измерителем критического течения:
1 – диафрагменный измеритель;
2 – породоуловитель;
3 –6 – манометры.
6. Обработка результатов исследований
6.1 Определение давлений и расхода газа
Обработка результатов исследований скважин начинается с определения забойных давлений. Наиболее надежные данные получают при непосредственном измерении забойных давлений глубинными приборами. Однако, если газ достаточно чист (примеси не превышают 1 – 10 г./см3), вполне допустимо забойные давления определять по давлению на устье скважины. При неподвижном столбе газа
<img width=«90» height=«37» src=«ref-1_1450837947-363.coolpic» v:shapes="_x0000_i1051">. (7.1)
<img width=«20» height=«24» src=«ref-1_1450838310-100.coolpic» v:shapes="_x0000_i1052"> – давление на забое;
<img width=«21» height=«25» src=«ref-1_1450838410-105.coolpic» v:shapes="_x0000_i1053"> – давление неподвижного столба на устье.
<img width=«125» height=«50» src=«ref-1_1450838515-602.coolpic» v:shapes="_x0000_i1054">, (7.2)
<img width=«16» height=«17» src=«ref-1_1450839117-92.coolpic» v:shapes="_x0000_i1055"> – относительная плотность газа;
<img width=«13» height=«19» src=«ref-1_1450839209-88.coolpic» v:shapes="_x0000_i1056"> – глубина скважины до расчетного уровня, м;
<img width=«13» height=«13» src=«ref-1_1450839297-83.coolpic» v:shapes="_x0000_i1057"> – среднее по высоте значение коэффициента сжимаемости газа;
<img width=«15» height=«17» src=«ref-1_1450839380-91.coolpic» v:shapes="_x0000_i1058"> – средняя по скважине абсолютная температура газа, К.
Если по той или иной причине в скважине не образуется неподвижный столб газа, а его давление на устье удается замерить, забойное давление можно рассчитать по формуле
<img width=«188» height=«35» src=«ref-1_1450839471-714.coolpic» v:shapes="_x0000_i1059">, (7.3)
<img width=«23» height=«19» src=«ref-1_1450840185-101.coolpic» v:shapes="_x0000_i1060"> и <img width=«23» height=«21» src=«ref-1_1450840286-107.coolpic» v:shapes="_x0000_i1061"> – абсолютные давления на забое и на устье, МПа;
<img width=«13» height=«17» src=«ref-1_1450840393-87.coolpic» v:shapes="_x0000_i1062"> – расход газа, м3/с;
<img width=«228» height=«55» src=«ref-1_1450840480-882.coolpic» v:shapes="_x0000_i1063">. (7.4)
<img width=«15» height=«19» src=«ref-1_1450841362-90.coolpic» v:shapes="_x0000_i1064"> – определяется по справочникам как функция числа Рейнольдса и относительной шероховатости труб, диапазон изменения <img width=«15» height=«19» src=«ref-1_1450841362-90.coolpic» v:shapes="_x0000_i1065">=0,014 – 0,025;
<img width=«21» height=«25» src=«ref-1_1450841542-102.coolpic» v:shapes="_x0000_i1066"> – определяется по значениям Р и Т на устье скважины и по предполагаемым их значениям на забое;
<img width=«15» height=«19» src=«ref-1_1450841644-90.coolpic» v:shapes="_x0000_i1067"> – внутренний диаметр фонтанных труб, м.
При движении газа по кольцевому пространству в формуле (7.3) следует использовать эквивалентный диаметр, который можно определить из условия равенства площади кольцевого сечения труб площади эквивалентного круга:
<img width=«190» height=«58» src=«ref-1_1450841734-607.coolpic» v:shapes="_x0000_i1068">, (7.5)
<img width=«21» height=«24» src=«ref-1_1450842341-106.coolpic» v:shapes="_x0000_i1069"> – внутренний диаметр внешней трубы;
<img width=«19» height=«24» src=«ref-1_1450842447-103.coolpic» v:shapes="_x0000_i1070"> – наружний диаметр внутренний трубы;
<img width=«17» height=«17» src=«ref-1_1450842550-91.coolpic» v:shapes="_x0000_i1071"> – площадь сечения трубы.
При движении газа по кольцевому сечению несколько изменяется и <img width=«15» height=«19» src=«ref-1_1450841362-90.coolpic» v:shapes="_x0000_i1072">. Учитывают это обстоятельство обычно умножением <img width=«15» height=«19» src=«ref-1_1450841362-90.coolpic» v:shapes="_x0000_i1073"> на поправку <img width=«19» height=«24» src=«ref-1_1450842821-100.coolpic» v:shapes="_x0000_i1074">.
Из скважины обычно выходит газ с капельной жидкостью. В этом случае <img width=«15» height=«19» src=«ref-1_1450841362-90.coolpic» v:shapes="_x0000_i1075"> имеет значения меньшие, чем те, которые определяются для сухого газа и составляют 0,018 – 0,014.
После того как определены давления, подсчитываются расходы газа. При исследованиях скважин расход газа определяется с помощью диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа) (см. рис. 7.1), измерителя некритического течения и трубки Пито.
Измеритель критического течения подключается к устью скважины через сепаратор (породоуловитель). Противодавление в скважине создается диафрагмой диаметра d, помещенной в головке ДИКТа 1 с помощью прижимной гайки 2. Давление <img width=«19» height=«23» src=«ref-1_1450843011-99.coolpic» v:shapes="_x0000_i1076"> перед диафрагмой измеряется манометром, подключенным к ниппелю 3. Температура газа измеряется термометром, помещенным в карман 4.
<img width=«216» height=«291» src=«ref-1_1450843110-17408.coolpic» v:shapes="_x0000_i1077">
Рис. 7.1. Диафрагменный измеритель критического течения (ДИКТ)
Расход газа определяется по формуле
<img width=«112» height=«73» src=«ref-1_1450860518-696.coolpic» v:shapes="_x0000_i1078">. (7.6)
<img width=«19» height=«23» src=«ref-1_1450843011-99.coolpic» v:shapes="_x0000_i1079"> – давление до диафрагмы, МПа;
<img width=«16» height=«19» src=«ref-1_1450861313-91.coolpic» v:shapes="_x0000_i1080"> – коэффициент расхода зависящий от диаметра и формы диафрагмы
<img width=«16» height=«17» src=«ref-1_1450839117-92.coolpic» v:shapes="_x0000_i1081"> – относительная плотность газа;
<img width=«15» height=«17» src=«ref-1_1450839380-91.coolpic» v:shapes="_x0000_i1082"> – абсолютная температура газа до диафрагмы;
<img width=«13» height=«13» src=«ref-1_1450839297-83.coolpic» v:shapes="_x0000_i1083"> – коэффициент сжимаемости газа.
Если газ, добываемый из исследуемой скважины, поступает в газопроводную систему, то его расход измеряется, как правило, диафрагменным измерителем некритического течения (метод сужения).
Перепад давления на диафрагме в основном определяют поплавковыми дифманометрами ДМ – 3573, ДМ – 3574 и ДМ и др.
Трубка Пито представляет собой простой, но достаточно точный прибор, используемый для измерения скоростного напора струи газа в заданной точке потока. Его обычно применяют для измерения сильно засоренных или неконтролируемых потоков газа.
Температура газа при исследованиях скважин, как уже отмечалось, измеряется обычными ртутными термометрами, помещенными в струю газа в стальном кожухе.
6.2 Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В
Коэффициенты фильтрационных сопротивлений характеризуют физические свойства газа, фильтрационные свойства пористой среды и геометрические параметры фильтрации. Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений используются, при проектировании и анализе разработки газовых и газоконденсатных месторождений. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений зависят:
– от состава газа, фазовых переходов в процессах испытания и эксплуатации скважин, свойств газа и газоконденсатной смеси;
– от законов фильтрации;
– от механических, емкостных и фильтрационных свойств пористой среды, анизотропии пласта;
– от продолжительности процесса испытания на отдельных режимах;
– от термобарических параметров пористой среды и газа;
– от конструкции скважины и степени совершенства вскрытия пласта;
– от качества вскрытия продуктивного разреза, промывочного раствора и проведения ремонтно-профилактических работ в скважине;
– от величины газонасыщенности (газонефтенасыщенности при наличии нефтяной оторочки) пласта и других факторов и параметров [4].
Все параметры, входящие в формулы для определения коэффициентов А и В (а к ним относятся: коэффициенты вязкости, сверхсжимаемости, проницаемости, макрошероховатости, плотность газа, температура, радиусы контура питания и скважины, коэффициенты несовершенства и неоднородности), зависят от давления, продолжительности испытания, насыщенности пористой среды газом и водой, наличия соседних скважин и расстояния до них, величины депрессии на пласт, условия выпадения, накопления и выноса конденсата, тепловых свойств пористой среды и т.д.
Без знания величин коэффициентов А и В невозможен прогноз дебитов скважин в процессе разработки, следовательно, и добывные возможности месторождения в целом. Поэтому определение коэффициентов А иВ является одной из основных задач при подготовке месторождения к разработке. По результатам исследования скважин определяются величины коэффициентов А иВ, и при проектировании разработки месторождений они считаются известными. Естественно, что каждая скважина имеет свой коэффициент фильтрационных сопротивлений. Поэтому при проектировании разработки месторождения определяются осредненные (арифметическое, или по дебитам и желательно при одинаковых депрессиях на пласт по тем скважинам, по которым осредняются эти коэффициенты) значения коэффициентов А и В.
Приток газа к скважине описывается двучленным уравнением вида
<img width=«220» height=«40» src=«ref-1_1450861670-829.coolpic» v:shapes="_x0000_i1084">, (7.7)
Аи В-коэффициенты, мало изменяющиеся во времени. Они могут быть определены аналитически, но более надежные результаты получают по данным исследования скважин. Теоретически А и В можно находить при двух режимах, однако естественный разброс точек, связанный с флуктуацией потока, требует осреднения величин и использования данных минимум четырех-пяти режимов.
Коэффициенты А и В можно найти аналитически, например с помощью метода наименьших квадратов. Удобней же графический способ. Он состоит в том, что уравнение притока представляется в следующем виде
<img width=«150» height=«58» src=«ref-1_1450862499-377.coolpic» v:shapes="_x0000_i1085">. (7.8)
По данным исследования строится график <img width=«116» height=«51» src=«ref-1_1450862876-322.coolpic» v:shapes="_x0000_i1086"> (рис. 7.2). Он должен быть выражен прямой, отсекающей на оси ординат отрезок, численно равный А; В — есть тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс.
<img width=«464» height=«246» src=«ref-1_1450863198-14636.coolpic» v:shapes="_x0000_i1087">
Рис. 5.2. Зависимость <img width=«76» height=«63» src=«ref-1_1450877834-456.coolpic» v:shapes="_x0000_i1088"> от Q
7. Пример расчёта коэффициентов А и В по данным исследований, проведенных на Тарасовском НГКМ
Рассмотрим методы расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В, на примере исследований скважин проведенных на Тарасовском НГКМ. Для расчетов используем данные исследования скважины №1048.
Скважина №1048 находится в фонде эксплуатируемых скважин УКПГ-1. В таблице №7.1 представлены средние рабочие дебиты скважины за 2002 год.
Таблица №7.1 Средние рабочие дебиты скважины №1048 за 2002 год.
Средний дебит скважины на 01.01.02 г. составлял 995 тыс. м3/сут., при коэффициенте продуктивности К=347 м3/(МПа*сут.) и проницаемости kравной 0,4 мкм2. 05.07.2002 г. был проведен капитальный ремонт скважины по устранению не герметичности обсадной колонны. Ремонт проводили с использованием жидкости глушения с большим содержанием солей. В период третьего квартала 2002 года произошло снижение дебита до 720 тыс. м3/сут. Было принято решение провести газогидродинамическое исследование скважины при стационарных режимах фильтрации, с целью определения причины снижения дебита/[6].
Результаты исследований газовой скважины №1048 приведены в приложений №1. В ходе исследования были получены значения таких величин как пластовое давления Рпл, устьевое давление Ру и температура Ту. Зная их можно определить дебит скважины q, забойное давление Рс, величину ΔР2 и значение ΔР2/q, которые нам необходимы при определение коэффициентов А и В. Методика определения выше указанных величин приведена ниже.
Обработку результатов исследований скважин начинают с определения дебита скважины. При исследованиях скважин расход газа определяется с помощью диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа). Измеритель критического течения подключается к устью скважины через сепаратор (породоуловитель). Давление Р1 перед диафрагмой измеряется образцовым манометром. Температура газа измеряется термометром.
Расход газа определяется по формуле:
<img width=«88» height=«61» src=«ref-1_1450878290-583.coolpic» v:shapes="_x0000_i1089"> (7.1)
Р1 – давление до диафрагмы, МПа;
С – коэффициент расхода, зависящий от диаметра и формы диафрагмы;
ρ – относительная плотность газа;
Т – температура газа до диафрагмы, К;
z– коэффициент сжимаемости газа.
Значения коэффициентов С, используемые при измерении дебита газа диафрагменным измерителем критического течения газа при проведении исследования, представлены в таблице №7.2.
Таблица №7.2 Коэффициент С при измерении дебита газа ДИКТом газа/[1].
продолжение
--PAGE_BREAK--
Коэффициент сверхсжимаемости можно определить по графикам Брауна-Катца, но при проведении данного исследования его определяли по формуле (7,2). Для этого определяем приведенные параметры давления и температуры газовой смеси.
<img width=«250» height=«38» src=«ref-1_1450878873-1041.coolpic» hspace=«12» v:shapes="_x0000_s1026">(7.2)
Тпр=Т/Тпкр (7.3)
Рпр=Р/Рпкр (7.4)
Псевдокритические параметры смеси Тпкр и Рпкр вычисляются по формулам:
<img width=«125» height=«58» src=«ref-1_1450879914-475.coolpic» hspace=«12» v:shapes="_x0000_s1027">
(7.5)
<img width=«125» height=«55» src=«ref-1_1450880389-445.coolpic» hspace=«12» v:shapes="_x0000_s1028">
(7.6)
где yi– молярная доля компонента в смеси;
Ркрiи Ткрi– соответственно критические давление и температура i-го компонента смеси;
n– число компонентов смеси.
Критические давление, температура и молярные доли компонентов в смеси приведены в таблице №7.3/[5].
Таблица №7.3 Данные для определения коэффициента zи ρ
Таблица №7.4.Результаты расчета zи ρ
Расчет коэффициента zпроведен с помощью программного приложения Microsoft Excel. Программа, расчет и результаты проведенного расчета представлены в приложении №2 и в таблице №7.4.
Относительная плотность газа ρ определяется по формуле:
<img width=«86» height=«58» src=«ref-1_1450880834-426.coolpic» v:shapes="_x0000_s1029">
(7.7)
где ρСМ – плотность смеси, кг/м3;
ρВ — плотность воздуха: ρВ=1,292 кг/м3.
продолжение
--PAGE_BREAK--<img width=«131» height=«58» src=«ref-1_1450881260-562.coolpic» v:shapes="_x0000_s1030">Плотность смеси определяется по формуле:
(7.8)
где yi– молярная доля компонента в смеси;
ρ0.i— плотность i-го компонента смеси при нормальных условиях, кг/м3.
Плотности компонентов смеси приведены в таблице №7.3, а результаты расчета плотности смеси и относительной плотности газа в таблице №7.4. Температура газа при исследованиях скважин, как уже отмечалось, измеряется обычными ртутными термометрами, помещенными в струю газа в стальном кожухе.
После того как определили дебиты скважины по формуле (7.1) приступают к определению забойного давления. Наиболее надежные данные получают при непосредственном измерении забойных давлений глубинными приборами. Однако, вполне допустимо забойные давления определять по давлению на устье скважины. Так как значения забойного давления были определены по подвижному столбу газа, то:
<img width=«201» height=«45» src=«ref-1_1450881822-868.coolpic» v:shapes="_x0000_i1090"> (7.9)
Рс – давление на забое, МПа;
Ру – давление на устье, Мпа;
q– дебит скважины, м3/с;
θ – учитывает коэффициент гидравлического сопротивления.
Давления на устье были измерены с помощью образцовых пружинных манометров. Результаты измерения приведены в приложении №1.
Значение величины θ определяется по формуле:
<img width=«234» height=«57» src=«ref-1_1450882690-911.coolpic» v:shapes="_x0000_i1091">, (7.10)
где λ– определяется по справочникам как функция числа Рейнольдса и относительной шероховатости труб, диапазон изменения λ=0,014 – 0,025;
ZСР– определяется по значениям Р и Тна устье скважины и по предполагаемым их значениям на забое;
d– внутренний диаметр фонтанных труб: d=0.168 м.
<img width=«104» height=«41» src=«ref-1_1450883601-299.coolpic» v:shapes="_x0000_i1092">, (7.11)
ρ – относительная плотность газа;
h– глубина скважины до расчетного уровня, м;
ZСР– среднее по высоте значение коэффициента сжимаемости газа;
ТСР – средняя по скважине температура газа, К.
После определения забойного давления находят величину ΔР2 и значение ΔР2/q. Все выше перечисленные величины вычислены с помощью программного приложения Microsoft Excel. Программа, расчет и результаты проведенного расчета представлены на следующей странице и в таблице №7.5.
Приведем графический метод определения коэффициентов А и В по данным таблицы №7.5 с помощью программного приложения Microsoft Excel. Проведем обработку результатов исследования, построив зависимость ΔР2/qот q, и с помощью индикаторной кривой определим коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.
Таблица №7.5 Результаты исследований газовой скважины №1048
По данным, приведенным в таблице №7.5, можно построить индикаторную кривую (Рис. 5). Отрезок отсекаемый этой кривой на оси ординат равен коэффициенту фильтрационного сопротивленияА, а коэффициент В как тангенс угла наклона к оси. Из рис. 5 можно определить, что А=0,0031 и В=0,00000255.
<img width=«461» height=«292» src=«ref-1_1450883900-4505.coolpic» v:shapes="_x0000_i1093">
Коэффициент проницаемости k. Известны такие параметры, как ТПЛ = 303 К, коэффициенты несовершенства скважины С1 = 1,3 и С2 = 0,33; коэффициент сверхсжимаемости ZCP= 0,8; радиус скважины rC= 0,1 м; радиус контура питания RK= 500 м; эффективная толщина пласта h= 10 м; вязкость газа в пластовых условиях μПЛ = 0,05 мПа*с. А также ТСТ = 293, РСТ = 0,1013 МПа. Из таблицы №7.5. возьмем значение РПЛ = 6,04 Мпа.
Используя, найденное по рис. 5, значение коэффициента фильтрационного сопротивленияА = 0,0031 и воспользовавшись формулой (5.6), найдем значение коэффициента проницаемости k:
<img width=«552» height=«44» src=«ref-1_1450888405-1519.coolpic» v:shapes="_x0000_i1094">
=0,212 мкм2.
Зная коэффициент проницаемости kмы можем по формуле (5.12) определить коэффициент продуктивности К:
<img width=«437» height=«69» src=«ref-1_1450889924-1177.coolpic» v:shapes="_x0000_i1095">
Через коэффициент продуктивности К можно по формуле (5.13) найти коэффициент гидропроводности
<img width=«365» height=«47» src=«ref-1_1450891101-712.coolpic» v:shapes="_x0000_s1031"> продолжение
--PAGE_BREAK--
еще рефераты
Еще работы по геологии