Давление на забое скважины

а) Рзатр=Ру

б )

 - коэффициент гидравл. сопротивления труб

D – диаметр ОК.

Вопрос№9. Температурный режим и пластовая т-ра м/й ПГ при их разработке.Расчет распределения т-ры в стволе остановленной скв.

Пластовая температура(Тпл)- параметр пласта, характеризующий его тепловое состояние. Формируется под действием теплового потока, направленного к поверхности из внутренних зон земли.

Геометрический градиент- величина, на которую повышается температура с увеличением глубины недр.

Температура газовых м/р характеризуется региональным, естественным и тепловым полем.

Глубина, ниже которой годовые колебания температуры не проникают, называется нейтральным слоем.

Реальные, насыщенные флюидом, породы – неоднородны по минералогическому составу, по разрезу и по площади. Поэтому тепловые свойства изучаются в зависимости от плотности пород и от степени их влажности.

Создание дипрессии на пласт в процессе эксплуатации скважин вызывает изменение температуры в пласте.

Изменение температуры по радиусу удаления от скважины зависит от Тпл.н., коэф. Джоуля-Томсона, от давления на расстояние радиуса R и на забое, от расхода газа, от теплоемкости газа и породы, от продолжительности работы после последней остановки скважины, от толщины продуктивного пласта.

Распределение Т в остановленной скважине определяется после длительной остановки.

Т=Тпл-Г(L-x)

Г – геотермический градиент

х – глубина на которой ищем Т

1 )

Ннс – глубина залегания нейтрального слоя

Тнс – температура нейтрального слоя

Если в скважине есть мерзлые слои.

2 )

(если ниже мерзлых отложений)

Тмо – температура мерзлых отложений

Нмо – глубина залегания мерзлых отложений

3 )

(если выше мерзлых отложений)

Вопрос№10. Движущие силы определяющие приток газа к скважинам. Режимы м/ий ПГ.

Режим нефтегазоносного пласта- проявление доминирующей формы пластовой энергии в процессе разработки

Основными факторами, оказывающими влияние на режим являются:

-особенности геологического строения;

- особенности водонапорной системы;

- свойства газосодержащих пород и насыщенных их флюидов;

- условия разработки.

Характерными являются 2 режима:

-газовый

-водонапорный.

При газовом – приток газа к скважинам происходит за счет потенциальной энергии расширения газа при снижении давления залежи. При этом контурные или подошвенные воды практически не вторгаются в пределы газовой залежи, и объем порового пространства не изменило во времени.

При водонапорном – приток газа в скважину происходит как за счет продвижения пластовых вод, так и за счет энергии расширения газа при падении пластового давления. Вследствие вторжения пластовых вод происходит уменьшение объема порового пространства во времени при отборе одних и тех же количеств газа. Рпл при водонапорном режиме будет выше, чем при газовом.

При рассмотрении водонапорного режима в зависимости от условий на контуре питания водонапорной системы различают: - упруговодонапорный;

- водонапорный режимы.

При упруговодонапорном режиме имеет место, когда газовая залежь находится в замкнутом водонапорном бассейне и градиент давления равен 0.

При водонапорном режиме наблюдается, что на контуре водоносной области поддерживается постоянное давление (Рк=const).Приток воды в газовой залежи компенсируется ее поступлениями.

Зависимость Рпл от Qдоб.

1- жестководонапорный- показывает, что добываемый газ полностью компенсируется в пласте с внедряющейся водой. Коэффициент эксплуатации практически остается постоянным. Очень редкий режим.

2 и 3 - водонапорный режим

2- с самого начала разработки установлен водонапорный режим

3- в начале установлен газовый, а потом в какой-то год начались проявления водонапорного

4- газовый режим, при котором разработка ведется за счет расширения газа. Для подтверждения газового режима необходимы исследования, т.е. прослеживать уровень ГВК.

5- Характеризует перетоки газа (потери газа) между пластами ( разработки зоны дренирования)

Вопрос№11. Подсчет запасов газа и конденсата объемным методом и методом падения пластового давления.

Существует 3 метода подсчета запасов газовых месторождений:

1. объемный;

2. м етод падения Рпл;

3. построение адаптивных геологических моделей.

Объемный метод основан на знании геометрического объема порового пространства газовой залежи, а также Р и  газа.

F- площадь газоносности

h – средняя эф-ная толщина продукт. горизонта

m – средняя пористость

Г – коэф. газонасыщенности

Sв – остаточная водонасыщенность.

Мы можем пользоваться данным способом при проведении поисково-разведочных работ, наличие скважин необязательно, но сильное осреднение и большая неточность.

Подсчет по методу падения пластового давления: основан на данных кратковременной эксплуатации залежи. В основе лежит ур-е материального баланса.

Строится график зависимости средневзвешенного по объему Рпл от суммарного кол-ва отобранного газа для различных моментов времени.

Особенности метода: данный метод начинает работать только после отбора 10% запасов.

Способы применения:

Графоаналитический

1 – Газовый режим – оптимально отбирать 5% запасов в год.

2 – водонапорный режим.

3 – упруговодонапорный режим.

3’ – упруговодонапорный режим (вода поступает не сразу).

А налитический:

1. г азовый режим

2. водонапорный режим

Вопрос№12. Особенности притока газа к скважинам. Отклонения от линейного закона. Двучленная формула.

Закон Дарси (линейной фильтрации).

k – коэффициент

проницаемости пласта.

 - коэффициент динамической

вязкости.

– градиент давления.

При движении газов эффект увеличения скорости фильтрации в призабойной зоне усиливается из-за расширения газа, происходящего при значительном снижении давления на забое скважины. При этом линейная зависимость между скоростью и перепадом давления нарушается.

Отклонения от линейного закона могут быть также обусловлены изменением физических свойств движущихся жидкости и газа, коллекторских свойств пластов (пористость, проницаемость) при изменении Р и Т в пласте, а также неоднородностью пластов.

При разработке н\г пластов скорости фильтрации могут быть достаточно высокими, особенно в призабойной зоне скважины.

Закон Бойля-Мариотта: Ратм*Qатм=PQ, где Ратм и Qатм давление и дебит при атмосферных условиях и пластовой температуре, P и Q – давление и дебит в условиях пласта при той же температуре.

S – поверхность фильтрации. S=2rh

Разделив и проинтегрировав уравнения, получим:

РК и РС – давление на контуре и на забое

rК – радиус контура дренажа

r c – радиус скважины.

Двучленная формула.

V – линейная скорость фильтрации.

l – коэф. макрошероховатости пласта.

После преобразования получим:

Г де: А и В – коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от пористой среды.

Обычно считают, что коэф. А обусловлен силами вязкого трения, а коэф. В – инерционными силами при движении газа в пласте.

Вопрос№13. Гидродинамические исследования скважин, виды и назначения исследований.

Результаты необходимы при определении запасов газа, конденсата, проектировании и анализе разработки месторождений составлении проэктов обустройства, установлении технологических режимов эксплуатации скважины. Все исследования делятся на:

Первичные – проводятся сразу же после окончания бурения для определения max допустимых дебитов и параметров пласта.

Текущие – периодические исследования для определения технологических режимов эксплуатации скважин.

Контрольные – проводятся для проверки первичных или текущих исследований.

Специальные – более углубленные – начинаем работать в скважине при определенном отношении газовых и жидких фаз, другом режиме скважины, различных штуцеров. Также они необходимы для контроля движения воды.

При гидродинамических исследованиях записывается индикаторная линия.

С вободный дебит – это дебит полностью открытой скважины, т.е. дебит, который бы давала скважина при противодавлении на устье, равном 0,1Мпа.

Абсолютно свободный дебит – это дебит, который смогла бы дать скважина при снижении давления на забое до 0,1Мпа.

При интерпретации результатов исследования скважин используется зависимость:

По полученным данным строят индикаторную линию:

Указанную зависимость изображают в виде параболы:

Исследование скважин на газоконденсатность.

Оно представляет собой комплекс промыслово-лабораторных исследований, в результате осуществления которых мы определяем:

1. Состав пластового газа и потенциальное содержание в нем тяжелых у\в;

2. Фазовое состояние многокомпонентной смеси в пласте;

3. Потери конденсата в пласте при естественном режиме;

4. Кол-во пропана, бутана и конденсата (С5 и выше).

5. Давление начала конденсации и max конденсацию.

Вопрос№14. Газогидродинамические исс-ния скв-н при стационарных режимах фильтрации. Методика проведения и интерпретация результатов.

Результаты необходимы при определении запасов газа, конденсата, проектировании и анализе разработки м/й составлении проектов обустройства, установлении техн-х режимов эксплуатации скважины.

Исследования бывают:

Первичные – проводятся на разведочных и эксплуатационных скважинах после окончания их бурения с целью максимально допустимых дебитов и параметров пласта перед пуском скважины в эксплуатацию

Текущие – исследования проводимые периодически с целью установления технологического режима эксплуатации скважины, параметров пласта, потерь давления.

Контрольные – исследования проводятся для проверки качества первоначальных и текущих исследований, определения параметров, нужных для проектирования, и анализа разработки месторождений.

Специальные – исследования г\к скважин по определению соотношения газовой и жидкой фаз при различных дебитах, Р и Т.

Подготовка скважины к исследованию ведется в зависимости от назначения исследования, объема требуемой информации.

Текущие исследования делятся на:

1. исследования на нестационарных режимах фильтрации

2. исследования на стационарных режимах фильтрации

При 1) методы:

• КВД – кривая восстановления давления

• КСД – кривая стабилизации давления

При 2) применяется двучленная формула притока:

Перед сменой каждого режима происходит остановка скважины и смена штуцера. Мы можем определить Рпл, Рзаб и Q.

Чтобы определить коэффициенты А и В есть 2 метода:

Графический:

Аналитический:

(применяется когда число режимов больше 10).

N – число режимов

Вопрос №15. Газогидродинамические исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации. Методика проведения и интерпретация результатов.

Нестационарные методы фильтрации базируются на процессах перераспределения давления в пласте при их пуске в работу и после остановки.

Характер и темп распределения давления в пласте зависит от свойств газа и пористой среды. Связь темпа и характера распределения давления в пласте при пуске и остановке скважины указывает на возможность использования изменения давления фильтрационных и емкостных свойств пласта.

Нестационарный процесс перераспределения давления – это его изменение по радиусу и во времени после остановки скважины и изменение давления и дебита после ее пуска. Эти процессы называют процессами восстановления и стабилизации давления и дебита.

При этих исследованиях производят:

1)Снятие изменения давления во времени после остановки скважины (КВД – кривая восстановления давления);

2)Снятие изменения дебита после пуска скважины в эксплуатацию (КСД – кривая стабилизации давления).

Методы обработки КВД:

1)бесконечный пласт:

а)время работы скважины >=20t, t – время, необходимое для полного восстановления давления;

б)время работы скважины =<20t.

2)ограниченный пласт (на радиусе контура питания у нас постоянное давление).

Вопрос№16. Технологический режим работы газовых скважин. Факторы, влияющие на режимы эксплуатации скважин. Выбор режима.

Факторы ограничивающие дебит скважин могут быть обусловлены геолого-промысловыми или техническими ограничениями.

К геолого-промысловым относятся:

1. разрушение призабойной зоны из-за выноса частиц песка, из-за чрезмерно больших градиентов давления.

2. Образование конусов подошвенной воды или преждевременный прорыв краевой воды в скважину может очень снизить проницаемость призабойной зоны.

3. Опасность образования гидратов природных газов на забое, в газопроводящей колонне, в поверхностных коммуникациях и сооружениях

4. Необходимость получения вместе с газом мах возможного количества конденсата может привести к уменьшению депрессий на ласт с целью недопущения преждевременного выпадения конденсата в пласте.

К технологическим относятся:

1)Ограниченная пропускная способность фонтанных труб.

2)Опасность смятия эксплуатационной колонны при создании малых противодавлений на пласт на месторождениях со слабоцементированными коллекторами

3)Опасность вибрации наземного оборудования на устье скважины из-за пульсации потока при изменении давления

4)Опасность разрушения эксплуатационной колонны фонтанных труб и наземного оборудования из-за коррозии и эрозии.

Руководствуясь этими факторами и потребностью в газе в данный момент, назначают технологические режимы эксплуатации газовых скважин.

Тогда, под технологическим режимом эксплуатации подразумевают условия, при которых обеспечиваются наибольшие дебиты газа и конденсата с учетом ограничивающих факторов, требований правил охраны недр и техники безопасности.

Технологические режимы:

• Режим постоянства градиента давления:

• Режим постоянства депрессии:

Р=Рпл-Рзаб=const

• Режим постоянства дебита: Q=const

• Режим постоянства Рзаб: Рзаб=const

• Режим постоянства Рус: Рус=const

• Режим постоянства линейной скорости газа: V=const

Вопрос№17. Материальный баланс газовой залежи.

Масса газа в пласте:

где z – коэф. сверхсжимаемости, кот. показывает отличие реального газа от идеального, определяют 2-мя способами: расчетным и графическим.

Задачей рациональной разработки газового (газоконденсатного) месторождения является получение заданной добычи газа или конденсата при оптимальных технико-экономических показателях и соблюдении условий охраны недр. Проектирование рациональной системы разработки газового месторождения является комплексной задачей, основанной на достижениях промысловой геологии и геофизики, физики и физикохимии пласта, подземной газогидродинамики и отраслевой экономики.

Вопрос№18. Периоды разработки газовых месторождений. Основные показатели разработки.

Разработка месторождений природного газа – это самостоятельное направление горного дела, не связанное с целенаправленной научно-исследовательской проектной и производственной деятельностью по добыче природного газа из месторождений на основе рациональных принципов и систем недропользования.

Стадии разработки мест-й прир. газа:

1. подготовка месторождения к промышленной разработке;

2. промышленная разработка;

3. консервация мест-я или перевод его в другой вид недропользования, например, подземное хранилище газа.

Промышленная разработка месторождений – геологический процесс извлечения из недр углеводородов и сопутствующих компонентов с целью их использования в народном хозяйстве. Мест-е вводится в пром. разработку на основе проектного технологического документа. Такими документами явл. проект разработки, тех. схемы разработки, проект разработки.

Промышленная разработка мест-я заканчивается тогда, когда поставки газа в магистральный газопровод становятся нерентабельными – затраты на поставки превышают доходы от продаж.

Консервация месторождений производится в том случае, когда дальнейшие эксплуатация скважин и систем сбора продукции технически и экономически неоправданна, а перевод объекта для использования в других целях невозможна.

При проектировании газовых месторождений система «пласт-скважина-газосборная сеть-потребитель» рассматривается как единое целое.

Для м/й ПГ хар-но 3 периода разработки:

1. нарастающей добычи газа (Хар-ет сроки и темпы вывода объекта раз-ки на max проектный уровень добычи. В этот период проводится разбуривание м/ия эксплуатац. скважинами, обустройство промысла, ввод в экспл-ию магистральных газопроводов и линейных компресс. станций. Высокое Руст, отбирается 10-25% от нач. запасов газа, продолжит. периода от 1-8 лет)

2. постоянной добычи (Основной период извлечения УВ и стабильных поставок газа в систему МГП. Благоприятные технико-эк. показатели. Отбираются основные запасы газа из м/ия, при этом продолжается обустройство промысла, вводятся дожимные компрес. станции. Продолжительность опред. проектами, исходят из выгодности ввода новых скв. для поддержания годового отбора.)

3. падающей добычи (Период постоянно падающей добычи, темпы кот. зависят от установленной мощности дожимной компресс. станции, степени вост-я дейст. фонда скв., обводненности и т.д. Конец периода определяет срок промышленной раз-ки м/я. Для этого оценивают Р забрасывания на устья скв. или в пласте, при кот. подача газа в газопровод с помощью дожимной станции становится нерентабильной из-за высокой степени сжатия).

Выделяют компрессорный и бескомпрессорный периоды эксплуатации.