подземная гидромеханика. курс Подземная гидромеханика Задание 6. рассчитать показатели разработки газовой залежи как укрупненной скважины

• Название: рассчитать показатели разработки газовой залежи как укрупненной скважины
• Анкор: подземная гидромеханика
• Дата: 15.08.2022
• Размер: 0.58 Mb.
• Имя файла: курс Подземная гидромеханика Задание 6.docx
• Тип: Курсовая; #645941

Министерство образования и науки Российской Федерации

федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«Сахалинский государственный университет»

Технический нефтегазовый институт

Кафедра геологии и нефтегазового дела


КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине

«ПОДЗЕМНАЯ ГИДРОМЕХАНИКА»
на тему:
«РАССЧИТАТЬ ПОКАЗАТЕЛИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОВОЙ ЗАЛЕЖИ КАК УКРУПНЕННОЙ СКВАЖИНЫ»

Автор работы	___________________ (подпись, дата)	Заболонский Д.
Научный руководитель	___________________ (подпись, дата)	Квеско Н.Г.

Южно-Сахалинск 2021

СОДЕРЖАНИЕ

Введение 3

1. Теоретическая часть 4

1.1 Методика расчета показателей разработки залежи как укрупненной скважины 4

2. Расчетная часть 9

2.1 Рассчитать изменение во времени объема внедрившейся воды и требуемого количества скважин при принятом законе изменения депрессии на пласт 9

2.2 Рассчитать изменение во времени забойного давления и депрессии на пласт, а также требуемого числа скважин при принятом законе изменения объема внедрившийся воды 18

Выводы 21

Список литературы 22

Введение

Методика расчёта основных показателей разработки месторождений природных газов обычно сводится к определению изменения во времени: дебитов газовых скважин, их потребного числа, пластового и забойного давления в скважинах для выбранного темпа отбора газа из залежи при определённом технологическом режиме эксплуатации скважин (ТРЭС).

Цель курсовой работы – изучить методику расчета показателей разработки газовой залежи при упруговодонапорном режиме с использованием приближенной теории укрупненной скважины, а также рассчитать динамику пластового и забойного давлений, среднего дебита скважин, потребного количества скважин и накопленного отбора газа, темпы внедрения и суммарное количество внедрившейся воды в газонасыщенный поровый объем залежи.

Задачи:

– рассмотреть методики расчета показателей разработки залежи как укрупненной скважины;

– рассчитать изменение во времени объема внедрившейся воды и требуемого количества скважин при принятом законе изменения депрессии на пласт;

– рассчитать изменение во времени забойного давления и депрессии на пласт, а также требуемого числа скважин при принятом законе изменения объема внедрившийся воды.

– сделать выводы.

Объект исследования – показатели разработки газовой залежи как укрупненной скважины.

Предмет исследования – расчёты изменения во времени объема внедрившейся воды и изменения во времени забойного давления и депрессии на пласт, а также требуемого числа скважин при принятом законе изменения объема внедрившийся воды

1. Теоретическая часть

1.1 Методика расчета показателей разработки залежи как укрупненной скважины

Разработка большинства газовых и газоконденсатных месторождений протекает при определенной степени активности напорного режима. В результате происходит обводнение скважин, микро- и макрозащемление газа в обводненной зоне.

Имеется множество публикаций по теории проектирования и практике разработки месторождений газа при водонапорном режиме.

В теории водонапорного режима газовых месторождений имеющиеся публикации можно подразделить на следующие группы:

1 Экспериментальные исследования особенностей вытеснения газа водой из пористых, трещиновато-пористых и трещиноватых коллекторов.

2 Прогнозирование показателей разработки при аппроксимации газовой залежи укрупненной скважиной.

В этой группе развиваются методы:

– позволяющие рассчитать продвижение в залежь контурной или подошвенной воды;

– основанные на точной или приближенной теории укрупненной скважины;

– учитывающие или пренебрегающие некоторыми характерными особенностями проявления водонапорного режима;

– базирующиеся на решении краевой задачи с подвижной границей «газ-вода».

Методы второй группы позволяют рассчитывать количество поступающей в залежь воды без дифференциации ее распределения по площади газоносности и толщине пласта. Знание зависимости изменения во времени суммарного количества поступающей в залежь воды Q = QB(t) дает возможность, используя уравнение материального баланса, записанное, например, в виде

,
Где – количество внедрившейся воды в залежь;
определить зависимость изменения во времени среднего пластового давления при водонапорном режиме.

Исследование двумерных и трехмерных задач теории водонапорного режима газовых месторождений. Методы третьей группы не требуют схематизации исходной задачи. Они позволяют учитывать неоднородность продуктивного пласта по коллекторским свойствам, произвольность сетки размещения скважин на площади газоносности, произвольность границ пласта и другие факторы. Поэтому удается проследить закономерности движения границы раздела «газ – вода», установить очередность и темпы обводнения скважин. Очевидно, что такие результаты можно получить, лишь прибегая к численному интегрированию на ЭВМ соответствующих двумерных и трехмерных краевых задач теории водонапорного режима газовых месторождений. Проблема нестационарного конусообразования также относится к двумерным задачам подземной газогидродинамики.

Методы третьей группы отличаются друг от друга принятым для решения численным алгоритмом интегрирования многомерных задач с подвижной границей раздела «газ – вода». Однако наиболее существенное различие методов третьей группы связано с самой постановкой исходной краевой задачи.

Вероятностно-статистические подходы. Построение слоистых моделей продуктивного пласта позволяет учесть в прогнозных расчетах важнейший фактор - неоднородность коллекторских свойств в пределах газоносной толщины пласта. В результате удается приближенно учесть динамику избирательного обводнения скважин и их продукции, оценить потребное число резервных скважин.

Решение обратных задач теории водонапорного режима. Без знания параметров водоносного бассейна нельзя осуществлять достоверный прогноз особенностей проявления водонапорного режима. Фактические данные разработки месторождения несут в себе информацию о параметрах водоносного пласта. Методы решения обратных задач позволяют определить или уточнить параметры водоносного пласта на основе фактических показателей разработки.

Регулирование разработки месторождения при водонапорном режиме. Размещением, дебитами и расходами по добывающим, нагнетательным и разгрузочным скважинам, отборами газа из месторождения или отдельных горизонтов можно достичь тех или иных технико-экономических результатов. Работы рассматриваемого направления исследований посвящены созданию методик решения соответствующих задач регулирования разработки отдельных залежей газа или месторождения в целом.

Теория укрупненной скважины Ван Эвердингена и Херста.

При исследовании проявления водонапорного режима газовая залежь часто аппроксимируется укрупненной скважиной. На теории укрупненной скважины основаны методики прогнозирования показателей разработки при водонапорном режиме. Кроме того, на ее основе предложены методики уточнения параметров водоносного пласта.

Допустим, укрупненная скважина радиусом Rз дренирует однородный по коллекторским свойствам водоносный пласт с постоянным во времени дебитом воды qB. Согласно решению Ван Эвердингена и Херста, изменение во времени давления Р(Rз) на стенке укрупненной скважины определяется по следующему уравнению:

,(34)

здесь , h, k и R – толщина и коэффициенты проницаемости и пьезопроводности водоносного пласта соответственно;

μв – коэффициент динамической вязкости воды;

– табулированная функция параметра Фурье.

Пусть укрупненная скважина эксплуатируется с постоянным во времени противодавлением ΔP = Pн - P(R3) на водоносный пласт. Для вычисления суммарного количества воды QB, которое поступит в залежь к моменту t, Ван Эвердингеном и Херстом получено выражение

, (35)

где – табулированная функция параметра Фурье .
Таблицы функций и составлены для случаев бесконечного по протяженности, конечного замкнутого и открытого водоносного пласта.

В качестве бесконечного водоносный пласт может рассматриваться при условии R_к/R₃ ≥20, где Rк – радиус внешней границы пласта.

Теория укрупненной скважины наиболее актуальна для газовых и для газоконденсатных месторождений, так как газовые месторождения разрабатываются в режиме истощения пластовой энергии, а большинство газоконденсатных месторождений также разрабатывается без поддержания пластового давления и рано или поздно они переходят на режим истощения пластовой энергии. В результате между водонапорным бассейном и залежью газа происходит увеличение разницы давлений, что вызывает приток воды в залежь газа (укрупненную скважину).

Решения (34) и (35), полученные для случаев qB=const и ΔP = const, и используются, благодаря принципу суперпозиции, для переменных во времени граничных условий на стенке укрупненной скважины.

2. Расчетная часть

2.1 Рассчитать изменение во времени объема внедрившейся воды и требуемого количества скважин при принятом законе изменения депрессии на пласт

Приближенная теория укрупненной скважины. С использованием метода интегральных соотношений получено решение для случая эксплуатации укрупненной скважины при переменном во времени дебите воды в виде системы уравнений, в которую входит уравнение материального баланса (33), уравнение притока воды к «укрупненной» скважине (36), уравнение допустимого технологического режима эксплуатации «средней» скважины (26), уравнение притока газа к «средней» скважине (27), уравнение связи потребного числа газовых скважин, отбора газа из месторождения Qи дебита газовой скважины (28).

(36)

(37)
(38)

(39)

(40)

(41)

С целью единообразия расчетных операций для всех периодов добычи газа остановимся на определении показателей разработки в период падающей добычи с использованием метода последовательных приближений по добытому количеству газа. Пусть на момент t-Δt периода падающей добычи газа все показатели процесса поступления в залежь контурной или подошвенной воды известны. Тогда в первом приближении добытое количество газа из залежи ко времени t оцениваем по формуле

. (42)

Это позволяет оценить показатели разработки на момент времени t периода падающей добычи (с учетом обводнения скважин). Во втором и последующих приближениях добытое количество газа из залежи ко времени t уточняется по формуле

. (43)

При этом последовательные приближения проводятся в пределах рассматриваемого интервала времени периода падающей добычи [8].

Разрабатывается газовая залежь при упруговодонапорном режиме с заданной динамикой темпа отбора газа на периоды нарастающей и постоянной добычи. Газовая залежь аппроксимируется укрупненной скважиной. Продуктивные отложения принимаются недеформируемыми, однородными по коллекторским и емкостным свойствам. Размещение скважин по площади залежи – равномерное. Технологический режим эксплуатации «средней» скважины - постоянная депрессия на пласт. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений не изменяются во времени. Исходные данные: балансовые запасы, газонасыщенный поровый объем, начальное пластовое давление, пластовая температура, состав и псевдокритические параметры пластового газа, параметры «средней» скважины, давление конца разработки. Пористость m = 0,17, начальная и остаточная газонасыщенность = 0,82, = 0,23, коэффициент пьезопроводности =1 м²/с, коэффициент проницаемости k = 0,22 мкм², относительная фазовая проницательность = 0,2, вязкость воды в пластовых условиях = 0,6 мПа∙с, толщина пласта h = 12 м.

Рассчитать динамику пластового и забойного давлений, среднего дебита скважин, потребного количества скважин, накопленного отбора газа, темпа внедрения воды и количества внедрившейся воды на периоды нарастающей и постоянной добычи с использованием метода последовательной смены стационарных состояний и метода последовательных приближений. Расчеты произвести по временным шагам i – номер временного шага (i – й момент времени).

Порядок расчета показателей разработки газовой залежи при упруговодонапорном режиме с использованием приближенной теории укрупненной скважины

1. Рассчитываем величины , на нулевой момент времени (i=0) (эксплуатация залежи еще не началась), принимаем, что темп внедрения воды и суммарный объем внедрившейся воды на нулевой момент времени равны нулю, средневзвешенное пластовое давление равно начальному пластовому давлению.

2. Переходим к расчету на (i+1) момент времени. Присваиваем величине j значение ноль (j-число итераций на каждый момент времени).

3. Рассчитываем накопленную добычу газа на (i+1) момент времени.

4. Переходим к расчету показателей на (j+1) итерации. При расчете показателей на 2-й и последующих итерациях на (i+1) момент времени переходим к пункту 8.

5. При расчете на 2-ой и последующие моменты времени и 1-й итерации переходим к пункту 7.

6. При расчете на 1-й итерации 1-го момента времени производим последовательно расчет отношения Р/z по формуле (33) при = 0, по методике, приведенной в приложении А, или из графика Р от Р/z, R(t)=Rз, по формуле (44), по формуле (37), по формуле (36), по формуле (45)

(44)

, (45)

где – продолжительность периода времени, с.

Присваиваем давлению сравнения Р_срав значение начального пластового давления. Переходим к пункту 4.

7. Присваиваем величине темпа внедрения воды в залежь значение, равное темпу внедрения воды на прошлый момент времени . Рассчитываем суммарный объем внедрившейся воды по формуле (42)

. (46)

Рассчитываем отношение Р/z по формуле (33), по методике, приведенной в приложении А, или из графика Р от Р/z. Присваиваем давлению сравнения Р_срав значение . Переходим к пункту 4.

8. На 2-й и последующих итерациях на (i+1) момент времени производят расчет  по формуле (38), по формуле (37), R(t) по формуле (40), по формуле (36), по формуле (39), Р/z по формуле (33), по методике, приведенной в приложении А, или из графика Р от Р/z

9. Проверяем условие (47). Если условие (47) выполняется, то переходят к пункту 10, иначе присваивают давлению сравнения величину и переходят к пункту 4.

. (47)

10. Рассчитываем на (i+1) момент времени забойное давление Рс по формуле (26), средний дебит скважины по формуле (27) и потребное количество скважин по формуле (28).

11. Проверяем условие (48). Если условие выполняется, то переходим к пункту 2 для расчета на следующий момент времени. Иначе расчет показателей разработки закончен.

(48)

Методики, основанные на точных решениях Ван Эвердингена и Херста теории «укрупненной» скважины по отношению к реальным процессам, являются приближенными. Это связано, в частности, с использованием упрощенного уравнения материального баланса, неучетом некоторых особенностей поведения защемленного газа в обводненной зоне пласта. Существует более строгая, но более громоздкая методика расчёта, однако расчёты и сопоставления подтвердили практическую приемлемость изложенных методик расчета до отбора около 50 % запасов газа. В прогнозных расчётах на дальнюю перспективу целесообразно пользоваться более строгой, но более громоздкой методикой расчета.

В изложенных методиках, в частности в формуле (40), используются коэффициенты и . Здесь требования к точности коэффициентов и не такие жесткие, так как они входят в подкоренное выражение. Это снижает влияние погрешности их определения на погрешность определения R(t), a R(t) стоит под знаком логарифма [8].

Расчет технологических показателей разработки газовых залежей при упруговодонапорном режиме достаточно сложный и трудоемкий процесс. Наиболее точные значения темпа внедрения пластовой воды в залежь можно получить, используя теорию неустановившегося притока воды Ван Эвердингена и Херста. В основе решения Ван Эвердингена и Херста лежит принцип суперпозиции. Указанный метод расчета притока пластовой воды довольно громоздкий и требует постоянного обращения к различным номограммам и таблицам. Более простой метод выполнения расчетов притока воды в залежь без применения принципа суперпозиции был предложен Фетковичем в 1971 г. Данный метод предусматривает моделирование притока воды из водоносной области в залежь точно таким же образом, как и притока нефти из залежи в скважину. При этом используется уравнение притока в виде:

(49)

где – темп внедрения воды;

– суммарный объем внедрившейся пластовой воды в залежь;

– коэффициент продуктивности водоносной области;

– давление на газоводяном контакте;

– среднее давление в водоносной области.

Суммарная сжимаемость водоносной области определяется из соотношения:

(50)

где – начальный объем воды в водоносной области;

– начальное пластовое давление.

Уравнение (50) можно переписать в виде:

(51)

где – максимально возможный объем притока воды в залежь из водоносной области.

Продифференцировав обе части уравнения (51) получим следующее:

(52)

Подставляя уравнение (52) в (49) и интегрируя его, Феткович получил следующее выражение

(53)

Уравнение (53) получено при условии постоянства давления на внутренней границе залежи. Для использования этого уравнения в практических расчетах, когда давление на границе постоянно изменяется во времени, следует применить принцип суперпозиции. Однако Феткович показал, что можно использовать уравнение (53) в другой записи, благодаря чему отпадает необходимость в суммировании решений. Рассматриваемый период времени необходимо разбить на равные интервалы времени . Для притока на -ом интервале уравнение (53) можно записать так:

(54)

Где (55)

(56)

Феткович показал, что, последовательно применяя уравнения (54) и (55), можно рассчитать приток воды при различных геометриях водоносной области.

Формулы для расчета коэффициента продуктивности водоносной области, зависящего и от геометрии, и от условий фильтрации, приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Коэффициенты продуктивности водоносной области

Режим фильтрации	Водоносная область круговой геометрии   , м3/(Па·с)	Водоносная область линейной геометрии   , м3/(Па·с)
Квазиустановившаяся фильтрация (с выражением депрессии в виде   )
Установившаяся фильтрация (с выражением депрессии в виде   )

Следует отметить что уравнения Фетковича используются совместно с выражениями для квазиустановившейся фильтрации.

Квазиустановившийся режим фильтрации наступает, когда газовая залежь разрабатывается достаточно долго, для того чтобы на приток воды в газоносную область начала оказывать влияние внешняя граница водоносного пласта. Если говорить о модели плоскорадиального притока, то такой случай изображен на рисунке 4. Принимается, что внешняя граница пласта непроницаема и приток воды в пласт отсутствует.

Квазиустановившаяся фильтрация характеризуется одинаковым значением производной давления по времени для всех координат пласта, находящихся в диапазоне от до , при постоянном значении темпа внедрения пластовой воды в залежь и нулевым значением градиента давления на внешней границе пласта при .

Несмотря на быстроту расчетов и точность получаемых методом Фетковича результатов у нее есть один большой недостаток. Метод Фетковича можно использовать только в случае ограниченной водоносной области небольшого размера (при ).

При бóльших размерах водоносной области начальный приток воды в залежь достаточно длительное время будет происходить при неустановившемся режиме фильтрации, пока внешняя граница залежи не начнет оказывать влияние на давление на границе раздела газ-вода. В этом случае на протяжении нескольких начальных интервалов времени следует использовать теорию неустановившегося притока Ван Эвердингена и Херста, а затем применить метод Фетковича.



Рисунок 4 – Схема квазиустановившегося плоскорадиального притока

2.2 Рассчитать изменение во времени забойного давления и депрессии на пласт, а также требуемого числа скважин при принятом законе изменения объема внедрившийся воды

Расчет забойного давления в скважине

Забойное давление в нефтяной артезианской скважине

Рзаб = Ру + rж.g.Н,

где Ру – избыточное давление на устье скважины; rж – плотность жидкости в стволе скважины.

Забойное давление в нефтяной фонтанной скважине

Рзаб = Ру + rж (H).g.Н,

где rж (H) – средневзвешенная плотность газожидкостной смеси в скважине.

Забойное давление в нефтяной простаивающей скважине

Рзаб = rж (H).g.(Н – hст),

где hст – статический уровень жидкости в скважине (определяется методом эхолотирования).

Забойное давление в нефтяной скважине с механизированными способами добычи

Рзаб = rж (H).g.(Н – h_дин),

где h_дин – динамический уровень жидкости в скважине (определяется методом эхолотирования).

Давление на забое простаивающей газовой скважины

Выводы

Выполнен сравнительный анализ некоторых методик пересчета динамического уровня в забойное давление; в результате анализа установлено, что использование некорректных методик определения забойного давления приводит к весьма значительным погрешностям интерпретации материалов гидродинамических призабойных зон (скин-фактора).

В этой связи актуальной представляется разработка принципиально другой методики, основанной на математической обработке накопленных для каждого объекта данных и создании многомерных статистических моделей

Применяемые технологии заканчивания скважин, в частности:

– Этапа «перфорация – освоение», не являются оптимальными и требуют совершенствования как самого технологического процесса, так и информационного сопровождения.

– Промыслово-геофизические исследования являются одним из основных способов мониторинга показателей эксплуатации скважин.

– Приоритетным направлением совершенствования мониторинга эксплуатации скважин следует считать использование глубинных геофизических проборов – измерительных систем

– Оснащение части эксплуатационного фонда позволит повысить эффективность мониторинга за забойным давлением не только в непосредственно оснащенных скважинах, но и скважинах без геофизических приборов. Это возможно при использовании непосредственно измеренных параметров для разработки индивидуальных для объектов разработки методик определения забойного давления.

Применяемые в настоящее время методики определения забойного давления в необорудованных глубинными приборами скважинах нуждаются в проверке на достоверность демонстрируемых результатов и, при необходимости, корректировке.

Список литературы

1. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика: Учебник для вузов. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. - 480 с.

2. Басниев К.С., Кочина И.Н., Максимов В.М. Подземная гидромеханика. - М.: Недра, 1993. - 416 с.

3. Дмитриев Н.М., Кадет В.В., Разбегина Е.Г. Методические указания к выполнению курсовых работ по дисциплине подземная гидромеханика. - М.: нефть и газ, 1998. - 61 с.

4. Евдокимова В.А., Кочина И.Н. Сборник задач по подземной гидравлике. - М.: Недра, 1979. - 166 с.

5. Пыхачев Г.Б., Исаев Р.Г. Подземная гидравлика. - М.: Недра, 1973. - 360 с.

6. Щелкачев В.Н., Лапук Б.Б. Подземная гидравлика. - М.: Гостоптехиздат, 1949. - 358 с.

Дополнительная литература

1. Чарный И.А. Подземная гидрогазодинамика. - М.: Гостоптехиздат, 1963. - 396 с.

2. Баренблатт Г.И., Ентов В.М., Рыжик В.М. Движение жидкостей и газов в пластах. - М.: Недра, 1984. -270 с.

3. Коллинз Р. Течение жидкости через пористые материалы. - М.: Мир, 1964. - 207 с.

4. Азиз Х., Сеттари Э. Математическое моделирование пластовых систем. - М.: Недра, 1982. - 407 с.