Особенности разработки газоконденсатных месторожде. Особенности разработки газоконденсатных месторождений

• Название: Особенности разработки газоконденсатных месторождений
• Дата: 24.04.2023
• Размер: 173.57 Kb.
• Имя файла: Особенности разработки газоконденсатных месторожде.docx
• Тип: Документы; #1087313
• страница: 2 из 2

Задача 1
Нефтяная скважина исследована на приток при четырех установившихся режимах ее работы. Для каждого режима замерены дебит и забойное давление.

Определить коэффициенты продуктивности, гидропроводность, коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта.

Результаты исследования и данные по скважине данны в таблицах 2,3.
Таблица 2 Результаты исследования скважины

Режимы работы скважины	Пластовое давление Рпл, МПа	Забойное давление Рз, МПа	Депрессия Р = Рпл – Рз	Дебит жидкости Qж, т/сут
Номера вариантов 1 – 5
1	28	23,1	4,9	65,4
2	28	23,95	4,05	55
3	28	25,7	2,3	32
4	28	27	1	12,5

Номера вариантов	Наименование исходных данных
	Эффективная мощность пласта h, м	Условный радиус контура питания Rк, м	Диаметр скважины по долоту Dд , мм	Плотность жидкости pж, кг/м3	Динамическая вязкость нефти µ, мПа·с	Объемный коэффициент нефти b	Коэффициент гидродинамического несовершенства скважины φс
4	13	450	300	850	1,1	1,2	0,8

Строим индикаторную диаграмму.

и ΔР – Q


Берем произвольную точку точку и для нее определим Δ P_р ( h_р)= 3 МПа и Q_р=40т/сут_.

По уравнению притока определяют коэффициент продуктивности:

 и

К=40/3=13,3 т/сут МПа
Зная коэффициенты продуктивности, можно определить гидропроводность и коэффициент проницаемости призабойной зоны пласта из соотношения формул Дюпюи и уравнения притока:



 


где к – коэффициент проницаемости, мкм²;

h – эффективная мощность пласта, м;

μ – динамическая вязкость нефти, мПа·с;

b – объемный коэффициент нефти;

R_к – условный радиус контура питания, м;

r_c – радиус скважины, м;

φ_с – коэффициент гидродинамического несовершенства скважины.

 

к=13,3*1,2*In (450/150)*1,1/0,236/850/0,8/13=0,009
Гидропроводность ε=К*h/μ, ε=13,3*13/1,1=157,18

Задача 2
Нефтяная скважина исследована на приток путем снятия кривой восстановления давления (КВД) на забое после остановки скважины.

Определить коэффициенты проницаемости, пьезопроводности, гидропроводность пласта, приведенный радиус скважины, коэффициенты продуктивности и гидродинамического совершенства скважины.

Результаты исследования и данные по скважине даны в таблицах 4,5.

Таблица 4 Результаты исследования скважины

Точки наблюд.	t, сек	lgt	Рзаб, МПа	Точки наблюд.	t, сек	lgt	Рзаб, МПа
1	30	1,477	0,002	10	18500	4,267	2,240
2	60	1,776	0,035	11	30000	4,477	2,320
3	300	2,477	0,170	12	70000	4,845	2,460
4	900	2,954	0,570	13	98000	4,998	2,550
5	1700	3,230	1,150	14	120000	5,079	2,560
6	2500	3,398	1,400	15	150000	5,176	2,600
7	4000	3,602	1,750	16	185000	5,270	2,630
8	7700	3,886	2,020	17	234000	5,369	2,680
9	10000	4,000	2,120	18	265000	5,423	2,700

Таблица 5 Данные по скважине

Номера вариантов	Наименование исходных данных
	Дебит жидкости, Q т/сут	Коэффициент сжимаемости нефти, βн МПа-1	Коэффициент сжимаемости пласта, βп МПа-1	Эффективная мощность пласта h, м	Условный радиус контура питания Rк, м	Диаметр скважины, мм	Плотность жидкости pж, кг/м3	Вязкость нефти µ, мПа·с	Объемный коэффициент нефти b	Коэффициент пористости, т
4	77	9,5·10-4	2·10-4	8,3	350	168	850	1,1	1,13	0,8

Определим наклон i прямолинейного участка этой кривой к оси абсцисс (угловой коэффициент α) по двум крайним точкам прямой (18 и 9)



Кривая восстановления забойного давления в координатах ∆р и lg t


Так как масштабы на осях координат взяты произвольно, то геометрическая величина угла не соответствует найденному наклону i прямолинейного участка кривой.

Измеряем отрезок на оси ординат от нуля до точки пересечения этой оси а с продолжением прямолинейного участка кривой восстановления (А=0,5 мПа).

Определяем коэффициент проницаемости пласта в радиусе контура питания.



K=0,183*1036*1,1*1,13/5,8/8,3=4.89
Коэффициент пьезопроводности



X=4,89/1,1(0,8*9,5·10^-4+2·10^-4)=4630 cм²/сек

Гидропроводность пласта


ε=2,12*1,13*77/5,8/4,63=6,86 см/спз
Приведенный радиус скважины

r_{пр=√(2,25*4630/10^5/5,8)=0,13 см}
Коэффициент продуктивности скважины при R_к=100 м определяется по формуле:



Так как принятый нами R_к=200 м, то в знаменателе этой формулы вместо цифры 4 в скобках надо поставить величину десятичного логарифма R_к в м:

К=0,236*4,63*6,86/1,1/(lg200-lg0,13)=2.95 т/сутки*0,1 МПа
Коэффициент гидродинамического совершенства скважины



ϕ=lg(200/0,084)/lg(200/1,3)=1.54

Коэффициент получился больше единицы, что является следствием увеличения приведенного радиуса скважины сверх фактического по указанным выше причинам

Задача 3
Рассчитайте процесс внутрипластового горения на пятиточечном элементе пласта:

4 эксплуатационных и 1 нагнетательная скважина в центре.

Исходные данные приведены в таблице 6.

Таблица 6 Исходные данные

Номера вариантов	Наименование исходных данных
	Эффективная мощность пласта h, м	Пластовая температура t, оС	Плотность пластовой нефти pн, кг/м3	Плотность воды pв, кг/м3	Расстояние от нагнет. до добыв., lн, м	Давление на забое в добыв. скв., Рд кг/м3	Радиус нагнет. скв. rс, мм	Количество коксового остатка qко, кг/м3	Расход воздуха (окислителя) Vокс, м3/кг	Пористость породы m, %	Нефтенасыщеность породы Sн, %	Водонасыщенность породы Sв, %	Проницаемость для окислителя Кэ, мД	Количество реакционной воды q'в, кг/м3	Вязкость окислителя µок, спз
4	6,5	23+273=296K	955	1005	255	9,5	73	28	13,5	22	74	26	160	21	0,015

Решение:

Рассчитаем объем воздуха для выжигания 1 м³ пласта:

V^’ = 28 13.5 = 378 м³/м³.

Определяется объём воздуха, необходимый для выжигания единицы объёма пласта:
Qвозд=q∙Vокс
где q – количество коксового остатка, кг/м3;
Vокс – удельный расход окислителя, м3/кг;
Qвозд=28∙13.5=378 м3/м3
Определим предельный темп нагнетания воздуха:
пласта:
Vтпр=7,4kэ∙hэф∙(Рзн2-Рзд2)∙10^12/(μв∙10^-3∙Т∙2,3(lnS²/r_c∙r_ф-1,238))
где rc – радиус скважины, м;
rф – радиус фронта горения в конце процесса, принимаем 50 м;
kэ – эффективная проницаемость пласта для воздуха, принимаем 0,3·10-12 м2;
Тпл – пластовая температура К;
μв – вязкость воздуха в пластовых условиях, μв=0,018 мПа·с;
hэф – эффективная толщина пласта;
Рзн и Рзд – забойное давление в нагнетательной и добывающих скважинах, МПа;
S – расстояние от нагнетательной до добывающих скважин, м.
Vтпр=7,4∙0,3∙10^-12∙6∙(9,5)∙1012*0,015∙10^-3∙296∙2,3*(ln255²/(0,073∙50)-1,238)=2.32 *10^4м3/сут
Скорость продвижения фронта горения
Vф=Vтпр/2πhэф∙Qвозд∙rф

Vф=2,32/2*3,14*378*50*6,5=0,34 м/сут
Проверятся условие:
Vф≥3Vфmin

При данных hэф и q Vфmin=0,15 м/сут. Таким образом
0,34≥0,045
Условие выполняется
Вычислим параметр i.
iα=Vтпр/(S∙hэф∙Qвозд∙Vфmin)

iα=2,32*10^4/255∙6,5∙378∙0,015=2,46
Коэффициент охвата αS=0,47
Определим коэффициент нефтеотдачи в зоне, где прошёл фронт горения
η'=1-S0+SткSН
где S0 и Sтк – коэффициеты, вычисляемые по формулам.
S0=q/ρН∙m
Sтк=S0∙Vокс∙Qг/Qн
где ρн – плотность пластовой нефти, кг/м3;
m – пористость породы, дол. ед.;
Qг – удельная теплота сгорания газа, 1,257 МДж/м3
Qн – удельная теплота сгорания нефти, 41,9 МДж/кг.
S0=28/(955∙0,3)=0,145
Sтк=0,145∙13,5*1,257/41,9=0,061
η'=1-(0,145+0,061)/0,8=0,742
Определим коэффициент нефтеотдачи всего элемента
η=α_hα_Sη'+η''(1-α_hα_S)
где α_h – коэффициент охвата пласта по толщине, принимаем 0,9;
α_s – коэффициент охвата пласта по площади;
η’’ – нефтеотдача в зоне, неохваченной фронтом горения, принимаем 0,4.
η=0,9∙0,47∙0,742+0,4∙1-0,9∙0,47=0,545



Список используемой литературы.

1. 
   Акульшин А.И. и др. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин - М.: Недра, 1989
   
2. 
   Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождении - М.: Недра, 1990
   
3. 
   Гиматудинов Ш.К., Борисов Ю.П., Розенберг М.Д. и др. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений - М: Недра, 1983
   
4. 
   Желтов Ю.П. Разработка нефтяных месторождений - М.: Недра, 1986
   
5. 
   Закиров С.Н. Теория и проектирование разработки газовых и газокоиденсатных месторождений - ML: Недра, 1989
   
6. 
   Истомин А. 3., Юрчук А. М. Расчеты в добыче нефти - М.: Недра, 1979
   
7. 
   Муравьев М. В. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин - М.: Недра, 1978
   
8. 
   Покрепин Б.В. Разработка нефтяных и газовых месторождений - М.: УМК по горному, нефтяному и энергетическому образованию, 2004