- •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
3.8 Выбор и обоснование новых технологических режимов работы скважин
В таблице 3.3 представлены как фактические, так и рекомендуемые режимы, в которых учтены наиболее существенные из факторов определяющих технологический режим работы скважины при разработке залежи УКПГ-8:
условия безгидратной работы скважины, т.е. установление дебита скважины, при котором температура газа превышает равновесную температуру гидратообразования t > tp;
условие безводной работы скважины. Дебит скважины не должен превышать предельный безводный дебит Qф < Qпр.безв.;
условие минимальной коррозии. Выбор дебита скважины, при котором скорость потока газа на устье не превышает критической (для Оренбургкского НГКМ Vкр = 11 м/с) Vф < Vкр или принимаемый дебит должен быть меньше Qкр мах.;
условия выноса жидкости с забоя. Дебит скважины, при котором скорость потока газа на забое должна превышает минимально-необходимую (для Оренбургского НГКМ – Vмин. доп. = 4 м/с); Vз > Vмин. доп., или принимаемый дебит должен быть больше Qкр.мин..
Для обоснования технологического режима работы скважин, необходимо учитывать условие безводной работы скважины, т.е. дебит скважины не должен превышать предельного - безводного дебита Qраб. < Qпр.безв..
Для удобства проведения обоснования и выбора технологического режима скважин все результаты расчета сведены в таблицу 3.6.
Таблица 3.6 – Результаты расчета технологического режима работы скважин №№ 517, 526, 8002
4 Расчет вертикальной проницаемости
4.1 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 β, 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 ϭ, как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс.
По найденному ϭ, используя величину β, определяем Кв по формуле:
(4.1)
где – пористость, доли ед.;
– динамическая вязкость, Па·с;
- толщина пласта, м;
- пластовое давление, МПа.
По известной вскрытой толщине , величинам ϭ и β, а также используя последнюю точку прямой, построенной в координатах Pз2(t) от 1/ , можно вычислить толщину пласта :
(4.2)
Таблица 4.1
Исходные данные по скважине:
Рисунок 4.1 - График зависимости Pз2(t) от lgt
Из первого графика получаем: α=9,351, β=2,202 МПа2.
Рисунок 4.2 - График зависимости Pз2(t) от 1/
Из второго графика следует: α=17,914, ϭ=73,837 МПа2·с-0,5.
Подставляя все значения, находим Кв=0,0043 мкм2.