- •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
2.5 Расчет коэффициента сверхсжимаемости по формуле Пенга – Робинсона
Для упрощения дальнейших расчетов коэффициента сверхсжимаемости найдем аппроксимирующую зависимость по следующему алгоритму:
, (2.16)
или
, (2.17)
где , (2.18)
, (2.19)
, (2.20)
, (2.21)
, (2.22)
, (2.23)
, (2.24)
(2.25)
2.6 Расчет пластового давления:
1. Определяем ориентировочное значение пластового давления Рпл.ор. по известному статическому давлению на устье, Рст.у
Очевидно, что у долго простаивающей скважины Рпл = Рз, Тпл = Тз
Тогда в 1 приближении Рср=(Рст.у.+Рпл)/2, найдем Z от Рср по эмпирической зависимости коэффициент сверхсжимаемости Zср=[0,4Lg ·Тпр + 0,73]Рпр + 0,1 Рпр, при этом Тср = (Тн.с. + Тпл)/2, где Тн.с. = 284 К - для Оренбургского НГКМ. По барометрической формуле 2.26 вычислим значение Рпл.ор. в 1 приближении.
, (2.26)
где Рпл.ор. – ориентировочное пластовое давление, МПа;
Рст.у. – статическое давление на устье скважины, МПа;
- относительная плотность;
Zср – коэффициент сверхсжимаемости при среднем давлении;
H – расчетная глубина скважины, м (расстояние от середины перфорации или середины газонасыщенного интервала до устья скважины)
Плотность пластовой смеси в стандартных условиях |
|
0.785 |
кг/м3 |
||
Относительная плотность |
|
|
0.651 |
|
|
Молярная масса пластовой смеси |
|
|
18.862 |
|
|
Газовая постоянная |
|
|
|
48.463 |
м/K |
Фактор ацентричности |
|
|
|
0.0237 |
|
Вязкость при пластовом давлении Рпл |
3,628 |
МПа = |
0.0158 |
мПа·с |
|
Псевдо-критическое давление |
|
|
4.647 |
МПа |
|
Псевдо-критическая температура |
|
|
203.37 |
К |
|
Пластовая температура |
|
|
|
305 |
К |
Начальное пластовое давление |
|
|
20.04 |
МПа |
Далее во 2 приближении Рср = (Рст.у. + Р’пл.ор.)/2, находим Z’ср, Т’ср, и вычисляем аналогично по формуле 2.26 P”пл.ор. и т.д.
Трех приближений, как правило, достаточно.