- •Российский государственный университет нефти и газа имени и.М. Губкина филиал в г. Оренбурге
- •Оренбург 2012 Реферат
- •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:
- •В таблице 2.4 представлены результаты расчета параметров текущего состава газоконденсатной смеси зоны дренирования укпг-8.
- •2.7 Расчет давления на забое скважины
- •Геометрические параметры конструкции скважин. Для обработки результатов исследований необходимо найти забойное давление.
- •2.8 Результаты расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений
- •3 Технологический режим работы газоконденсатных скважин
- •3.1 Общие положения
- •3.2 Критерии выбора технологических режимов работы скважин
- •3.3 Обоснование безгидратного режима работы скважин
- •3.4 Расчет давления и температуры по стволу работающей скважины
- •3.5 Анализ технологических режимов скважин с учетом возможности обводнения подошвенной водой
- •При фактическом относительном вскрытии
- •3.6 Расчет технологического режима при наличии в газе коррозионно-активных компонентов
- •3.7 Расчет количества метанола, необходимого для предотвращения гидратообразования
- •3.8 Выбор и обоснование новых технологических режимов работы скважин
- •4 Расчет вертикальной проницаемости
- •4.1 Общие положения
- •Заключение
- •Список используемой литературы
3.3 Обоснование безгидратного режима работы скважин
Основными условиями гидратообразования являются:
или + наличие паров воды (3.7)
Одним из самых простых способов проверки условия гидратообразования является графоаналитический. Он состоит в следующем, строится графическая зависимость Ту и Тргу от глубины скважины Х – если линии пересекаются, то в месте точки пересечения и выше неё существует вероятность создания условий для образования гидратов.
Давление по стволу работающей скважины определяется по формуле Адамова:
, (3.8)
, (3.9)
где λ– безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления;
Dнкт – диаметр НКТ, м;
Q – дебит скважины при стандартных условиях, тыс.м3/сут.
, (3.10)
, (3.11)
, (3.12)
где Тх, Рх – температура и давление газа в стволе работающей скважины на глубине x.
Коэффициент сверхсжимаемости zcр определяется по формуле Пенга-Робинсона.
, (3.13)
где DНКТ – диаметр насосно-компрессорных труб, м;
– абсолютная шероховатость труб, м;
Распределение по стволу работающей скважины определяется по формуле:
, (3.14)
где А – термический эквивалент работы скважины, равный 1/427;
, (3.15)
, (3.16)
, (3.17)
, (3.18)
, (3.19)
, (3.20)
где - перепад температуры в пласте при работе скважины, К;
Di – дифференциальный коэффициент Джоуля-Томсона, К/МПа;
Нпл – толщина продуктивного пласта, м;
Г – геотермический градиент, К/м;
– радиус контура питания, м;
– радиус скважины, м;
– теплопроводность горных пород, кВт/(м·К);
Сп – объемная теплоемкость пород, кДж/(м3·К);
– время работы скважины после последней остановки, с;
СРпл – массовая удельная изобарная теплоемкость газа в пластовых условиях, кДж/(кг·К);
обобщенная функция Джоуля-Томсона.
Для определения глубины гидратообразования воспользуемся графо-аналитическим методом: рассчитаем распределение температуры по стволу скважины и равновесную температуру гидратообразования по формуле:
(3.21)
3.4 Расчет давления и температуры по стволу работающей скважины
С помощью формул (3.8) - (3.20) рассчитаем распределение давления и температуры при следующих исходных данных(таблица 3.1).
Результаты расчета приведены в таблицах 3.2– 3.4 и рисунках 3.1 – 3.3.
На рисунках 3.1-3.3 показаны результаты графоаналитического расчета безгидратного режима работы трех разнодебитных скважин.
Анализируя результаты расчета можно сделать следующее заключение:
Скважины №№ 517, 526, 8002 работают в безгидратном режиме;
Таблица 3.1 - Расчет давления и температуры по стволу скважины
Исходные данные для расчета |
Скважина |
||
517 |
526 |
8002 |
|
Относительная плотность пластовой смеси |
0,651 |
0,651 |
0,651 |
Расчетная глубина скважины, м |
1696,5 |
1753 |
1674,5 |
Пластовая температура, К |
305 |
305 |
305 |
Дебит скважины, тыс.м3/сут. |
50 |
90 |
60 |
Диаметр НКТ, м |
0,076 |
0,076 |
0,076 |
Абсолютная шероховатость НКТ, м |
0,0001 |
0,0001 |
0,0001 |
Геотермический градиент, К/м |
0,017 |
0,017 |
0,017 |
Радиус контура питания, м |
500 |
500 |
500 |
Радиус скважины, м |
0,1 |
0,1 |
0,1 |
Толщина продуктивного пласта, м |
322 |
322 |
338 |
Теплопроводность пород, кВт/м·К |
0,001667 |
0,001667 |
0,001667 |
Объемная теплоемкость, кДж/м3·К |
2800 |
2800 |
2800 |
Время с момента посл.остановки скв., с |
31104000 |
31104000 |
19872000 |
Пластовое давлении, МПа |
3,12 |
3,11 |
3,34 |
Коэффициент фильтрационного сопротивления А, МПа2·сут./тыс.м3 |
0,064207 |
0,018732 |
0,066104 |
Коэффициент фильтрационного сопротивления В, (МПа·сут./тыс.м3)2 |
0,000068 |
0,0000206 |
0,0000703 |
Коэффициент «Понамарева» |
15,03 |
15,03 |
15,03 |
Псевдокритическое давление, МПа |
4,65 |
4,65 |
4,65 |
Псевдокритическая температура, К |
203,4 |
203,4 |
203,4 |
Таблица 3.2 – Расчет давления и температуры по стволу скважины № 517
Таблица 3.3 – Расчет давления и температуры по стволу скважины № 526
Таблица 3.4 – Расчет давления и температуры по стволу скважины № 8002
Рисунок 3.1 – Результаты расчета безгидратного режима работы скважины № 517
Рисунок 3.2 – Результаты расчета безгидратного режима работы скважины № 526
Рисунок 3.3 – Результаты расчета безгидратного режима работы скважины № 8002