Общие сведения

Лабораторная работа №1

Прогнозирование показателей разработки газовых залежей при газовом режиме работы пласта.

Цель работы

Определить фильтрационные параметры пласта и потенциальные возможности скважины.

Общие сведения

Уравнение притока газа к забою скважины, характеризующее зависимость потерь энергии пласта от дебита газа при радиальной фильтрации, имеет вид:

, (1)

где – дебит скважины, на практике обычно измеряется в тыс. м ³/ сут;

и – пластовое и забойное давления (давления, полученные по результатам гидродинамических испытаний скважины);

и – коэффициенты фильтрационных сопротивлений, определенные с помощью индикаторной кривой, измеряются соответственно в сут /тыс. м ³ и (сут /тыс. м ³)².

Структура коэффициентов фильтрационных сопротивлений и для совершенных скважин (вскрывающих пласт от кровли до подошвы пласта открытым забоем (рисунок 1а)), в единицах системы СИ следующая:

(2)

(3)

где – коэффициент динамической вязкости газа при пластовом давлении и температуре , ;

– коэффициент сверхсжимаемости при и ;

– температура газа в пласте, К;

– проницаемость пласта, м ²;

– эффективная мощность, м;

– атмосферное давление, обычно считают равным 0, 1033 МПа;

– стандартная температура, ;

– плотность газа при и , кг / м ³;

– коэффициент макрошероховатости пористой среды, м;

– радиус скважины, м;

– радиус контура питания, м;

здесь и измеряются соответственно в с / м ³ и ( с / м ³)² .

Таким образом, определив по результатам исследования газовых скважин с помощью индикаторных кривых коэффициенты и , можно рассчитать следующие параметры пористой среды и скважины: гидропроводность, проводимость и проницаемость пласта, его потенциальные возможности и свободный дебит газа.

Из выражения (1) получаем формулу для определения проектного дебита:

(4)

Потенциальные возможности скважины характеризуются величиной абсолютно свободного дебита , т.е. дебита скважины при ат:

(5)

Предельное значение дебита, обусловленное характеристикой пористой среды и конструкцией скважины, при испытании с выпуском газа в атмосферу, т.е. количество газа, которое можно получить из скважины при ат, называют свободным дебитом и определяют по формуле:

, (6)

где – коэффициент сопротивления, связанного с движением газа по трубе, ( с / м ³)² , равный

, (7)

здесь – коэффициент сверхсжимаемости газа при и ;

– внутренний диаметр труб, м;

– коэффициент гидравлических сопротивлений;

– средняя температура в стволе скважины, К, определяется по формуле:

, (8)

– температура на забое скважины, К;

– температура на устье скважины, К;

– скин-эффект:

, (9)

– относительная плотность газа по воздуху;

– глубина скважины, м.

Из формулы (2) получаем выражения для определения гидроповодности, проводимости и проницаемости пласта:

, (10)

, (11)

. (12)

Выражения 10, 11, 12 справедливы только для совершенных скважин, но большинство газовых скважин являются гидродинамически несовершенными.

Скважину, в которой вскрыта только часть мощности продуктивного пласта, причем эта часть вскрыта открытым забоем, называют несовершенной по степени вскрытия (рисунок 1б).

Скважину, в которой вскрыта полностью вся мощность пласта, но приток газа из пласта осуществляется через перфорационные отверстия или фильтр, называют несовершенной по характеру вскрытия (рисунок 1в).

А) совершенная скважина; б) скважина, несовершенная по степени вскрытия;

в) скважина, несовершенная по характеру вскрытия;

г) скважина, несовершенная как по характеру, так и по степени вскрытия.

Рисунок 1. Схемы гидродинамически совершенной и несовершенных скважин

В случае, когда скважина вскрыла пласт не по всей мощности и эксплуатируется через перфорационные отверстия или фильтр, ее называют несовершенной как по характеру, так и по степени вскрытия (рисунок 1г).

Для скважин несовершенных как по характеру, так и по степени вскрытия, выражения для гидропроводности, проводимости и проницаемости примут вид:

, (13)

, (14)

. (15)

где , – коэффициенты, учитывающие гидродинамическое несовершенство скважины.

Коэффициент несовершенства по степени вскрытия определяется по таблице 1 или по формуле:

, (16)

здесь – относительное вскрытие пласта скважиной;

– глубина вскрытия пласта скважиной, м;

– относительный радиус скважины.

Величину при предположении сферического притока можно оценить по формуле:

, (17)

где – радиус перфорационного канала, м;

– плотность перфорации.

Таблица 1. Значения коэффициента (несовершенство по степени вскрытия)

0, 05	0, 1	0, 2	0, 3	0, 4	0, 5	0, 6	0, 7	0, 8	0, 9
	118, 170	63, 774	31, 462	18, 799	12, 345	8, 291	5, 435	3, 455	1, 957	0, 788
	88, 911	46, 433	22, 202	13, 276	8, 603	5, 747	3, 824	2, 438	1, 388	0, 573
	77, 888	41, 572	20, 408	12, 444	8, 163	5, 477	3, 628	2, 286	1, 276	0, 513
	65, 393	35, 749	17, 604	10, 919	7, 185	4, 823	3, 193	2, 006	1, 100	0, 441
	58, 500	32, 424	16, 376	10, 049	6, 622	4, 450	2, 943	1, 846	1, 023	0, 400
	53, 280	29, 886	15, 197	9, 368	6, 183	4, 155	2, 748	1, 721	0, 950	0, 369
	49, 415	28, 012	14, 348	8, 853	5, 869	3, 944	2, 609	1, 626	0, 897	0, 346
	46, 171	26, 376	13, 569	8, 435	5, 621	3, 788	2, 498	1, 549	0, 848	0, 326
	42, 919	24, 462	12, 832	8, 102	5, 358	3, 574	2, 382	1, 488	0, 802	0, 302
	41, 627	24, 139	12, 556	7, 820	5, 189	3, 492	2, 306	1, 437	0, 785	0, 298
	39, 886	23, 351	12, 257	7, 670	5, 098	3, 432	2, 266	1, 409	0, 766	0, 288
	38, 059	22, 339	11, 727	7, 383	4, 864	3, 294	2, 162	1, 356	0, 773	0, 276