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 P_з(t) и t рассчитываем P_з²(t), lgt, 1/(таблица 4.1). Далее строим график зависимостиP_з²(t) от lgt (рисунок 4.1). Определяется величина β, как тангенс угла наклона конечного участка этой зависимости.

Затем строится график зависимости P_з²(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 координатахP_з²(t) от lgt. По названному участку определяют уклон σ , как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс.

По найденному σ, используя величину β, определяем К_в по формуле:

(4.1)

где – пористость, доли ед.;

– динамическая вязкость, Па·с;

- толщина пласта, м;

- пластовое давление, МПа.

По известной вскрытой толщине , величинамσ и β, а также используя последнюю точку прямой, построенной в координатах P_з²(t) от 1/, можно вычислить толщину пласта:

(4.2)

Таблица 3.1

Исходные данные по скважине:

Рисунок 3.1 - График зависимости P_з²(t) от lgt

Из первого графика получаем: α=4,716, β=2,064 МПа².

Рисунок 3.2 - График зависимости P_з²(t) от 1/

Из второго графика следует: α=12,189, σ =46.17 МПа²·с^-0,5.

Подставляя все значения, находим К_в=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»;

6. Технологические режимы скважин ГПУ;

7. Геологические отчеты ГПУ.