Студопедия

Главная страница Случайная страница

КАТЕГОРИИ:

АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника






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

 



Поделиться с друзьями:

mylektsii.su - Мои Лекции - 2015-2024 год. (0.01 сек.)Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав Пожаловаться на материал