Расчет предельного безводного дебита скважины

Обновлено: 07.07.2024

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Предельный безводный дебит скважины зависит от близости контакта газ - вода к ее нижнему интервалу перфорации, характеристики пласта, степени вскрытия и других факторов. Для известной характеристики пласта и положения контакта газ - вода производительность скважины предопределяется степенью вскрытия. При минимальном вскрытии, несмотря на уменьшение опасности подтягивания конуса подошвенной воды при заданной депрессии ( или градиенте давления) на пласт, дебит скважины резко снижается. [1]

Методика определения предельного безводного дебита скважин , вскрывших пласты с подошвенной водой при наличии искусственной перегородки, рассмотрена в третьем параграфе данной главы. Неучет подъема контакта газ - вода в процессе разработки месторождения существенно завышает предельный безводный дебит газовых и газоконденсатных скважин с перегородкой. Так как все выполненные ранее работы по нахождению предельного безводного дебита скважин предполагали неподвижный контакт, то решение этой задачи даже с некоторыми допущениями весьма важно для более правильного прогнозирования в процессе разработки производительности скважин с искусственной перегородкой при подвижном контакте газ - вода. [3]

Это резко снижает предельный безводный дебит скважины в процессе разработки. Найденное значение H ( t) и текущее пластовое Давление, определяемое по уравнению материального баланса для каждого момента времени, используются при нахождении текущих значений a ( t), b ( t) и допустимой депрессии на пласт. [4]

Этому положению конуса соответствует предельный безводный дебит скважины . Обозначим предельный объемный дебит через Qnp и найдем приближенную формулу для его подсчета. [5]

Ниже приведены методы определения предельных безводных дебитов скважин , вскрывших изотропные и анизотропные пласты с подошвенной водой, при известных Pttn ( t) и h ( t) и подвижном контакте газ-вода. [6]

Как видно из рис. 42, предельные безводные дебиты скважины при подвижном контакте газ - вода падают более интенсивно, чем дебиты при этих же пластовых давлениях, но при неподвижном контакте. Сравнение этих кривых, построенных при одинаковых пластовых давлениях, но для случаев переменной Н ( t) и постоянной Нй мощности, позволяет определить разницу между предельными безводными дебитами и прогнозировать их изменение в процессе разработки. Характерной чертой приведенных кривых является то, что при построении зависимости Qnp от h вскрытие пласта не задавалось, и поэтому для каждой кривой его надо определить, исходя из мощности пласта. Анализ кривых показывает, что оптимальное вскрытие практически не зависит от пластового давления. [8]

На основе полученных решений установлена связь между предельным безводным дебитом скважины и процессом истощения залежи при подвижном и неподвижном контактах газ-вода. Впервые даны обоснованные методы и рекомендации по поддержанию в течение всего периода разработки залежи оптимальной величины вскрытия изотропного и анизотропного пластов, позволяющие повысить коэффициент конечной газоотдачи пласта. [9]

Оптимальное вскрытие газоносного пласта с подошвенной водой обеспечивает максимальный предельный безводный дебит скважины и зависит от емкостных и фильтрационных свойств пласта, свойств газа и воды и др. Оптимальное вскрытие пласта определяется аналитическим и графо-аналитическим методами. [11]

В отличие от ранее выполненных работ по нахождению предельного безводного дебита скважин рассмотрим случай, когда граница конуса воды задается в виде гиперболы. Указанные два предположения ограничивают предельный безводный дебит газовых скважин. Причем, если допустимая депрессия ограничивает дебит скважины, то принятое изменение мощности, в отличие от ранее принятых схем, несколько увеличивает его. В целом же допустимая депрессия больше влияет на получаемый результат, чем изменение мощности по гиперболе. Отметим, что согласно предлагаемой постановке задачи дебит, определяемый как безводный, является критическим. [12]

Тем не менее, представляет интерес провести также расчеты предельных безводных дебитов скважин по рассматриваемым залежам. Для этого используется простейшая формула, полученная при условии неподвижности подошвенной воды и уже образовавшегося водяного конуса с вершиной у забоя скважины ( X. [13]

Дебит Qllp, определенный по формуле (5.49), значительно превышает предельный безводный дебит скважины без непроницаемого экрана. [14]

Добыча нефти и газа

Вы здесь: Разработка нефтяных и газовых месторождений Закономерности изменения предельного безводного дебита

Закономерности изменения предельного безводного дебита

Общие соображения. Установление технологического режима эксплуатации газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, относится к задачам высшей сложности.

Точное решение этой задачи с у четом нестационарности процесса конусообразования, неоднородности пористой среды в вертикальном и горизонтальном направлениях, различия законов фильтрации газа и воды, изменения их физических свойств в процессе разработки, формы и границ разделов газ-вода, фазовых проницаемостей и капиллярных сил практически невозможно. Как правило, безводные дебиты, определяемые расчетным путем, оказываются значительно больше фактических, и конус подошвенной воды прорывается в скважину при дебитах сравнительно меньших, чем расчетные. Тем не менее в виду важности данной задачи при проектировании и эксплуатации газовых месторождений рассмотрим основные закономерности изменения предельного безводного дебита в зависимости от величины вскрытия и анизотропии пласта.

Предельным безводным дебитом будем считать производительность скважины, получаемую при достижении вершины конуса воды забоя скважины. Отсюда следует, что для получения безводного дебита необходимо, чтобы уровень контакта газ-вода под скважиной был ниже нижних перфорационных отверстий. Это означает, в скважине необходимо создать такую депрессию, при которой уровень конусообразования воды будет меньше высоты

где h- толщина пласта; hвс вскрытая толщина; коэффициент а положим равным 0,4, что по Чарному дает достаточную надежность в определении безводного дебита.

Таким образом, для точного решения задачи о безводном дебите газовой скважины необходимо знание истинного положения границы раздела газвода, являющейся функцией времени и режима эксплуатации скважины, и распределения давления в зоне, дренируемой рассматриваемой скважиной, в значительной мере определяемого степенью изотропии пласта.

В большинстве газоносных пластов вертикальные и горизонтальные проницаемости различаются, причем вертикальная проницаемость kв значительно меньше горизонтальной. Низкая вертикальная проницаемость снижает опасность обводнения газовых скважин в процессе эксплуатации. Однако при низкой вертикальной проницаемости затрудняется и подток газа снизу в область влияния несовершенства скважины по степени вскрытия. В связи с этим необходимо учитывать влияние анизотропии, так как использование методов определения Qпр, разработанных для изотропных пластов, приводит к существенным погрешностям..

Чем больше подъём ГВК, тем выше погрешность в величинах дебитов, определённых без учета подъёма ГВК. Величина подъёма контакта зависит от запасов и отбора газа, активности водонапорной системы, коллекторских свойств водо-газоносного пласта и др. Внедрение в процессе разработки подошвенной воды приводит к изменению пластового давления и уменьшению газонасыщенной толщины пласта. При больших упругих запасах воды необходимо учитывать упругоёмкость воды и водоносного пласта.

Закономерности изменения безводного дебита. Зависимость предельного безводного дебита Qпр от относительной толщины вскрытия `h= hвс/h показывает, что существует некоторое вскрытие, при котором предельный, безводный дебит становится максимальным (рис.4.12). При этом для получения максимального дебита степень вскрытия пластов с низкой продуктивностью должна быть больше, чем пластов с высокой продуктивностью, так как с уменьшением проницаемости Qпр тоже уменьшается.

Учет влияния анизотропии пласта показывает, с уменьшением вертикальной проницаемости предельный дебит существенно снижается (рис.4.12). Кроме того, с уменьшением параметра анизотропии пласта n=kв/kг величина вскрытия пласта hвс при которой Qпр становится максимальным, увеличивается.

На величину безводного дебита влияют снижение р(t) и h(t). Чем меньше р(t) и h(t), тем ниже безводный дебит скважины, хотя в целом вторжение воды в газовую залежь несколько замедляет темп снижения пластового давления (рис. 4.13). На данном рисунке кривые 1-3 соответствуют безводным дебитам при рпл(t) = 25,7; 21,9 и 14,4 МПа, получаемым при подвижном контакте газ-вода. Безводные дебиты при этих же пластовых давлениях, но при неподвижном контакте газ-вода показаны пунктирными кривыми 2-5. Из рис. 4.13 видно, что при подвижном контакте газ-вода Qпр снижается более интенсивно, чем при неподвижном газо-водяном контакте. Сравнение кривых зависимости Qпр от h, построенных при одинаковых рпл(t) для h0 и h(t), позволяет определить характер изменения Qпр при подвижном контакте и прогнозировать безводные дебиты при проектировании разработки газовых месторождений. Для заданной величины вскрытия пласта hвс изменение газонасыщенной толщины в результате подъема ГВК приводит к обводнению газовой скважины.

Характер изменения Qпр, соответствующего максимуму кривых зависимости Qпр от `h при неподвижном (кривая 1) и подвижном (кривая 2) ГВК, показан на рис. 4.14. Из кривой 2 видно, что при заданной величине hвс по мере снижения пластового давления и подъема ГВК Qпр резко снижается и по достижении h(t) = hвс скважина обводняется. Для избежания обводнения в процессе разработки необходимо синхронно с изменением h(t) изменять и вскрытую толщину пласта hвс. Только тогда скважина будет эксплуатироваться до полного истощения залежи.

Для анизотропного пласта независимо от величины параметра анизотропии n при снижении рпл и уменьшении h(t) Qпр снижается. С уменьшением вертикальной проницаемости kв или параметра анизотропии n Qпр уменьшается. Это означает, что уменьшение доли дебита за счет подтока из невскрытой части пласта происходит в результате ухудшения вертикальной проницаемости пласта. В конечном счете при существенном снижении вертикальной проницаемости безводный дебит стремится к дебиту скважины, вскрывшей пласт толщиной hвс , где имеет место только плоско-радиальная фильтрация газа к скважине. Следовательно, при снижении параметра анизотропии n наиболее выгодно полное вскрытие пласта.

Если сравнивать между собой предельные дебиты из изотропного и анизотропного пластов, то Qпр анизотропного пласта всегда меньше безводного дебита из изотропного пласта.

Добыча нефти и газа

Вы здесь: Разработка нефтяных и газовых месторождений Методы увеличения предельного безводного дебита qпр

Методы увеличения предельного безводного дебита qпр

Способы увеличения безводного дебита: отыскание оптимальной величины вскрытия газоносного пласта, соответствующий максимальному, безводному дебиту; создание искусственных непроницаемых экранов между ГВК и нижним интервалом перфорации.

Увеличение Qпр путём отыскания hопт При вскрытии газоносного пласта с подошвенной водой производительность вертикальной скважины зависит от степени вскрытия пласта и расстояния от забоя до ГВК. При этом, чем меньше степень вскрытия, тем больше влияние несовершенства скважины на её производительность. При небольших степенях вскрытия пласта влияние несовершенства на производительность существеннее, чем влияние депрессии на пласт. Поэтому естественно, что существует некоторая величина вскрытия, зависящая от параметров пласта и свойств газа и воды, при которой скважина дает максимальный безводный дебит.

На всех кривых зависимостей Qпр от `h (рис.4.13), построенных для изотропного и анизотропного пластов с неподвижным и подвижным ГВК, имеется точка, соответствующая максимальному значению Qпр . Значение `h в этих точках соответствует оптимальной величине вскрытия пласта. Величину hвс,опт можно определить двумя способами: аналитическим и графоаналитическим.

При аналитическом способе неизбежны допущения, которые снижают точность искомой величины. Поэтому лучше определять оптимальную толщину вскрытия hопт графоаналитическим методом.

Подъём ГВК в процессе разработки приводит к непрерывному уменьшению газонасыщеной толщины пласта Для заданного вскрытия пласта hвс уменьшение во времени газонасыщенной толщины приводит к увеличению значения относительного вскрытия. Поэтому величина вскрытия, являющаяся в начале разработки оптимальной, становится неоптимальной (перемещается вправо от оптимума) и предельный, безводный дебит резко снижается. Это означает, что каждой текущей толщине газоносного пласта h(t) соответствует своя оптимальная величина вскрытия. При этом относительная величина оптимального вскрытия остается постоянной величиной (рис.4.15). С увеличением времени t, т.е. с уменьшением h(t), установленная вначале hопт растет и стремится к `h=1. При подъеме ГВК установленная вначале hопт через некоторое время оказывается в обводненной зоне, и поэтому безводный дебит равняется нулю. Это означает, что каждой текущей толщине газоносного пласта h(t) соответствует своя оптимальная величина вскрытия. При этом для заданного пласта с неизменными, кроме толщины, параметрами оптимальная величина вскрытия при учете изменения h(t) остается постоянной, как это показано кривой 2 на рис. 4.15. Приведенные закономерности указывают на то, что необходимо синхронное с подъёмом ГВК уменьшение вскрытой толщины пласта с целью обеспечения оптимального вскрытия в течении всего периода разработки.

Увеличение Qпр путём создания непроницаемого экрана. Создание непроницаемого экрана (рис. 4.16) между нижним интервалом перфорации и ГВК затрудняет прорыв в скважину конуса воды, вершина которого находится непосредственно подо дном. Уровень ГВК даже на небольшом расстоянии от ствола скважины намного ниже, чем непосредственно у ствола, что связано с распределением давления в пласте работающей скважине. Следовательно, создание искусственного непроницаемого экрана позволяет существенно снизить опасность обводнения, продлить продолжительность безводной эксплуатации скважины и увеличить саму величину дебита в несколько раз.

Материалы, из которых изготавливаются экраны. Специальные смолы

Размеры экрана. Характер изменения величины Qпр, соответствующей оптимальной толщине вскрытия, от радиуса непроницаемого экрана Rп показан на рис 4.17. Видно, что изменение радиуса до 50м приводит к росту Qпр в 8 раз. Наибольшее изменение Qпр происходит в области изменения размера экрана до 10м. Далее темп роста Qпр значительно снижается. Кроме того , при величине вскрытия, не превышающей половины толщины газоносного пласта, создание экрана больших размеров, кроме экономической нецелесообразности, приводит к потере энергии пласта. Поэтому целесообразно создавать перегородки радиусом не более 10м.

Толщина непроницаемого экрана практически не влияет на величину допустимой депрессии на пласт и на Qпр. При небольшой толщине газоносного пласта толщину экрана можно свести к минимуму.

В неоднородных по мощности и по площади пластах возможно отклонение от цилиндрической формы экрана.

Расчет предельного безводного дебита скважины

методика расчета безводный дебит вертикальная скважина газовая скважина 1. Карпов В.П., Шерстняков В.Ф. Характер фазовых проницаемостей по промысловым данным. НТС по добыче нефти. – М.: ГТТИ. – №18. – С. 36-42. 2. Телков А.П. Подземная гидрогазодинамика. – Уфа, 1974. – 224 с. 3. Телков А.П., Грачёв С.И. и др. Особенности разработки нефтегазовых месторождений (Часть II). – Тюмень: из-во ОООНИПИКБС-Т, 2001.– 482 с. 4. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образование конусов воды при добычи нефти и газа. – М.: Недра, 1965. 5. Стклянин Ю.И., Телков А.П. Приток к горизонтальной дрене и несовершенной скважине в полосообразном анизотропном пласте. Расчет предельных безводных дебитов. ПМТФ АН СССР. – № 1. – 1962.

В данной статье приводится аналитическое решение указанной задачи и рассмотрен случай, когда несовершенная скважина вскрыла однородно-анизотропный круговой пласт с подошвенной водой и эксплуатируется при наличии непроницаемого экрана (рисунок 1). Считаем, что газ реальный, движение газа, установившееся и подчиняется нелинейному закону фильтрации.

Рис.1. Трехзонная схема притока газа к несовершенной скважине с экраном

Исходя из принятых условий, уравнения притока газа к скважине в зонах I, II, III соответственно примут вид:

; (1)

; ; (2)

; ; , (3)

где a и b определяются по формулам. Остальные обозначения показаны на схеме (см. рисунок 1). Уравнения (2) и (3) в данном случае описывают приток к укрупненным скважинам соответственно с радиусами rэ и (rэ+ho).

Условие устойчивости на границе раздела газ-вода (см. линию СD) по закону Паскаля запишется уравнением [1,2]

, (4)

где ρв – плотность воды, – капиллярное давление как функция насыщенности водой на границе раздела газ-вода.

Решая совместно (1)-(3), после ряда преобразований, получаем уравнение притока

. (5)

Из совместного решения (2) и (4) получаем квадратное уравнение относительно безразмерного предельного дебита , один из корней которого с учетом (7) и после ряда преобразований представляется выражением:

; (6)

где (7)

(8)

Переход к размерному предельному безводному дебиту осуществляется по формулам:

(9)

где – средневзвешенное давление в газовой залежи.

Значения фильтрационных сопротивлений, обусловленных экраном на забое

Добавочные фильтрационные сопротивления и , обусловленные экраном, рассчитаны на ЭВМ по формулам (6), затабулированы (таблица 1) и представлены графиками (рисунок 2). Функция (6) рассчитана на ЭВМ и представлена графически при (рисунок 3). Предельная депрессия может быть установлена по уравнению притока (4.4.4) при Q=Qпр.

Рис.2. Фильтрационные сопротивления и , обусловленные экраном при устойчивой границе раздела газ-вода

Рис.3. Зависимость безразмерного предельного дебита qпр от относительного вскрытия при параметрах , ρ=1/æ* и α

На рисунке 3 приведены зависимости безразмерного предельного дебита q от степени вскрытия при параметрах Rэ и α. Кривые показывают, что с увеличением размера экрана (<20) безводные дебиты увеличиваются. Максимум на кривых соответствует оптимальному вскрытию пласта, при котором можно получить наибольший предельный безводный дебит для заданного размера экрана. С увеличением параметра ρ=1/æ* (уменьшением анизотропии) предельный безводный дебит увеличивается, а уменьшение безводного дебита для малых вскрытий объясняется увеличением фильтрационных сопротивлений, обусловленных экраном на забое.

Пример. Дренируется газовая шапка, контактирующая с подошвенной водой. Требуется определить: предельный дебит газовой скважины, ограничивающий прорыв ГВК к забою и предельный дебит при наличии непроницаемого экрана.

Исходные данные: Рпл=26,7 МПа; К=35,1·10-3 мкм2; Ro=300 м; ho=7,2 м; =0,3; =978 кг/м3; =210 кг/м3 (в пластовых условиях); æ*=6,88; =0,02265 МПа·с (в пластовых условиях); Тпл=346 К; Тст=293 К; Рат=0,1013 МПа; rэ=ho=7,2 м и rэ=0,5ho=3,6 м.

Определяем параметр размещения

Из графиков [2,3,4] находим безразмерный предельный безводный дебит жидкости q(ρо,)q(6,1;0,3)=0,15.

По формуле (9) подсчитываем:

Qo=52,016 тыс. м3/сут; тыс. м3/сут.

Определяем безразмерные параметры при наличии экрана:

По графикам (см. рисунок 2) или таблице находим добавочные фильтрационные сопротивления: С1 = С1(0,15;0,3;1)=0,6; С2 = С2(0,15;0,3;1)=3,0.

По формуле (7) находим безразмерный параметр α=394,75.

По формуле (9) подсчитываем дебит, который составил Qo47,9 тыс.м3/сут.

Расчеты по формулам (7) и (8) дают: Х=51,489 и Y=5,773·10-2.

Безразмерный предельный дебит, рассчитанный по формуле (6), равен q=1,465.

Определяем размерный предельный дебит, обусловленный экраном, из соотношения Qпр=qQo=1,465·47,970,188 тыс.м3/сут.

Расчетный предельный дебит без экрана с аналогичными исходными параметрами составляет 7,8 тыс. м3/сут. Таким образом, в рассматриваемом случае наличие экрана увеличивает предельный дебит почти в 10 раз.

Если принять rэ=3,6 м; т.е. в два раза меньше размеру, чем газонасыщенная толщина, тогда получаем следующие расчетные параметры:

=2; С1=1,30; С2=5,20; Х=52,45; Y=1,703·10-2; q=0,445 и Qпр=21,3 тыс.м3/сут. В данном случае предельный дебит увеличивается всего лишь в 2,73 раза.

Следует отметить, что величина предельного дебита зависит не только от размеров экрана, но и от его положения по вертикали газонасыщенного пласта, т.е. от относительного вскрытия пласта , если экран располагается непосредственно перед забоем. Исследование решения (6) показало, что существует оптимальное положение экрана, зависящее от параметров ρ, α, Rэ, которое соответствует наибольшему предельному дебиту. В рассмотренной задаче оптимальным вскрытием является =0,6.

Принимаем ρ=0,145 и =1. По изложенной методике получаем расчетные параметры: С1=0,1; С2=0,5; X=24,672; Y=0,478.

Определяем безразмерный дебит:

q=24,672(-1) 5,323.

Размерный предельный дебит находится по формуле (9)

Таким образом, дебит по сравнению с относительным вскрытием =0,3 увеличился в 3,6 раза.

Изложенный здесь способ определения предельного безводного дебита является приближенным, так как он рассматривает устойчивость конуса, вершина которого уже достигла радиуса экрана rэ.

При из приведенных решений получим формулы для определения q() для несовершенной газовой скважины в условиях нелинейного закона фильтрации с учетом добавочных фильтрационных сопротивлений. Эти формулы также будут приближенными, и по ним рассчитывается завышенное значение предельного безводного дебита.

Для построения двухчленного уравнения притока газа в условиях предельно-устойчивого конуса подошвенной воды необходимо знать фильтрационные сопротивления именно в этих условиях. Определить их можно исходя из теории устойчивого конусообразования Маскета-Чарного. Уравнение линии тока, ограничивающей область пространственного движения к несовершенной скважине в однородно-анизотропном пласте, когда уже произошел прорыв вершины конуса к забою скважины, в соответствии с теорией безнапорного движения, запишем в виде

(10)

где q= – безразмерный предельный безводный дебит, определяемый по приведенным (известным) приближенным формулам и графикам; – безразмерный параметр.

Выражая скорость фильтрации через расход , подставляя уравнение границы раздела (10) в дифференциальное уравнение (1), учитывая закон газового состояния и интегрируя по давлению Р и радиусу r в соответствующих пределах, получим уравнение притока вида (12) и формулы (13), в которых следует принять:

; , (11)

(12)

где Li(x) – интегральный логарифм, который связан с интегральной функцией зависимостью [5].

(13)

При x>1 интеграл (13) расходится в точке t=1. В этом случае под Li(x) надо понимать значение несобственного интеграла. Поскольку методы определения безразмерных предельных безводных дебитов хорошо известны, то, очевидно, нет необходимости табулировать функции (11) и (12).

1. Разработана приближенная методика расчета предельных безводных дебитов вертикальных газовых скважин при нелинейном законе фильтрации, обусловленных наличием непроницаемого забойного экрана. Безразмерные предельные дебиты и соответствующие добавочные фильтрационные сопротивления рассчитаны на компьютере, результаты затабулированы и приведены соответствующие графические зависимости.

2. Установлено, что величина предельного безводного дебита зависит не только от размеров экрана, но и от его положения по вертикали газонасыщенного пласта; определено оптимальное положение экрана, характеризующее наибольшим предельным дебитом.

3. Произведены практические расчеты на конкретном примере.

Рецензенты:

Грачев С.И., д.т.н., профессор, заведующий кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень;

Сохошко С.К., д.т.н., профессор, профессор кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», Институт геологии и нефтегазодобычи, ФГБОУ ТюмГНГУ, г. Тюмень.

контрольная работа Расчет технологического режима эксплуатации - предельный безводный дебит на примере скважины Комсомольского газового месторождения

Геолого-промысловая характеристика Комсомольского газового месторождения. Технологические режимы эксплуатации скважин, причины ограничения дебитов. Расчет безводного дебита скважины, зависимости дебита от степени вскрытия пласта, параметра анизотропии.

Рубрика	Геология, гидрология и геодезия
Вид	контрольная работа
Язык	русский
Дата добавления	14.02.2015
Размер файла	293,6 K

Подобные документы

Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин на примере Мастахского газоконденсатного месторождения Республики Саха (Якутия)

Географическое расположение, геологическое строение, газоносность месторождения. Анализ показателей работы фонда скважин. Расчет температурного режима для выявления дебита, при котором не будут образовываться гидраты на забое и по стволу скважины.

дипломная работа [2,7 M], добавлен 13.04.2015

Гидродинамически совершенная скважина. Способы эксплуатации нефтяных и газовых скважин

Схема эксплуатационной скважины. Работы, проводимые при её освоении. Источники пластовой энергии и режимы дренирования газового пласта. Средние дебиты по способам эксплуатации скважин. Погружное и поверхностное оборудование. Товарные кондиции нефти.

контрольная работа [3,2 M], добавлен 05.06.2013

Разработка по участку пласта Суторминского месторождения

Геолого-физические характеристики объекта. Проект разработки по участку пласта Суторминского месторождения по методике Гипровосток-нефть. Схемы расстановки скважин, величина мгновенных дебитов скважин. Расчет зависимости доли нефти в продукции скважин.

курсовая работа [70,6 K], добавлен 13.01.2011

Прогнозирование разработки Северо-Ставропольского газового месторождения

Анализ достоверности залежей запасов газа; фонда скважин, годовых отборов из месторождения, состояния обводнения. Расчет показателей разработки месторождения на истощение при технологическом режиме эксплуатации скважин с постоянной депрессией на пласт.

курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.11.2013

Определение необходимого количества скважин для месторождения газа. Метод источников и стоков. Анализ зависимости дебита газовой скважины от ее координат внутри сектора. Распределения давления вдоль луча, проходящего через вершину сектора, центр скважины.

курсовая работа [826,9 K], добавлен 12.03.2015

Обоснование технологических режимов эксплуатации скважин Южно-Луговского месторождения с учетом фактического состояния разработки

Описание геологического строения месторождения. Физико-химические свойства и состав свободного газа. Расчет количества ингибитора гидратообразования для процесса его добычи. Технологический режим работы скважины. Подсчет запасов газовой залежи пласта.

дипломная работа [1013,9 K], добавлен 29.09.2014

Влияние изменения толщины газоносного пласта в процессе разработки газового месторождения

Методы расчета безводного периода работы скважин с учетом реальных свойств газа и неоднородности пласта. Газоконденсатоотдача залежей с подошвенной водой. Динамика накопленной добычи газа и вторжения воды в залежь Среднеботуобинского месторождения.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Например, характеристика анизотропии пласта х должна быть известна при расчетах предельных безводных дебитов скважин с подошвенной водой, предельных безгазовых дебитов в подгазовой нефтяной залежи, предельных безводных и безгазовых дебитов одновременно в нефтяных залежах с подошвенной водой и верхним газом, а также для расчета предельных депрессий и времени безводной эксплуатации в указанных залежах. [3]

Приток к горизонтальной дрене и несовершенной скважине в полосообразном анизотропном пласте: Расчет предельных безводных дебитов / / Журн. [4]

В работах Б. Б. Лапука, А. Л. Брудно, Б. Е. Сомова, А. П. Тел-кова приводятся универсальные графики для расчета предельного безводного дебита и формулы для определения безводной депрессии в нефтяных и газовых скважинах с двойным несовершенством. В отмеченных работах приводится метод расчета предельной безводной депрессии при нелинейном законе фильтрации газа в пласте. [5]

Ввиду недостаточной геологической изученности Шатлык-ского газоконденсатного месторождения на первом этапе функционирования АСУ ТП решаются следующие задачи: расчет общего притока воды в газовую залежь, распределения давления в залежи; оптимальная интерполяция геологических параметров пласта; обработка результатов исследования газоконденсатных скважин; расчет предельного безводного дебита ; расчет забой -, ного давления по устьевому в газоконденсатных скважинах. [6]

Определяемые по ( 162) текущие значения газоносной мощности пласта Н ( t) и текущие пластовые давления используются далее при определении текущих коэффициентов фильтрационного сопротивления a ( t) и b ( t) и допустимой депрессии на пласт, необходимых при расчете предельного безводного дебита скважины . [7]

Все изменения технологического режима эксплуатации, независимо от того, чем они вызваны ( изменением пластового давления, подъемом поверхности газ - вода, изменением плотности воды и газа, установкой цементных мостов или созданием искусственного непроницаемого экрана, величиной устьевого давления, подъемом насосно-компрессорных труб или другими причинами), должны быть предусмотрены проектом разработки месторождения, обоснованы расчетным путем с учетом расстояния от нижнего интервала перфорации до контакта газ - вода, параметров пласта, возможным темпом подъема поверхности газ - вода и падения пластового давления, необходимой высоты цементного моста и непроницаемого экрана и других параметров, используемых при расчете предельного безводного дебита с привлечением фактического материала, и должны контролироваться в процессе эксплуатации. [8]

В данной книге предложены приближенные с достаточной для практики точностью методы определения предельных безводных дебитов газовых скважин, вскрывших изотропные и анизотропные пласты с подошвенной водой при установившемся нелинейном законе фильтрации газа. Влияние подошвенной воды учтено путем введения ограничения на депрессию и задания формы границы раздела газ-вода. Расчеты предельных безводных дебитов скважин по предложенным формулам указывают на их максимальную по сравнению с другими методами близость к фактическим безводным дебитам газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой. На основе метода смены стационарных состояний предложен приближенный метод расчета предельных безводных дебитов газовых скважин, вскрывших изотропные и анизотропные пласты с подошвенной водой при подвижном в процессе разработки контакте газ-вода. Показано, что изменения в процессе разработки пластового давления, толщины газоносного пласта, депрессии на пласт, свойств газа и параметров пласта приводят к существенному изменению предельных безводных дебитов газовых скважин. С целью возможного увеличения предельных безводных дебитов и предотвращения преждевременного обводнения газовых скважин разработаны два метода повышения их производительности: определение аналитическим или графоаналитическим способом оптимальной величины вскрытия пласта, обеспечивающей максимальный предельный безводный дебит скважины; установка искусственного непроницаемого экрана заданных размеров между забоем скважины и контактом газ-вода. [9]

Изложена теория укрупненной совершенной скважины, предложены методы расчета добавочных фильтрационных сопротивлений при движении нефти и газа к ней. Рассмотрены газогидродинамическая система пласт - скважина-массив горных пород и теория совместного притока жидкости и газа к скважине. Описаны методы расчета предельных безводных дебитов нефти и газа, предельных депрессий на пласт, безводного периода эксплуатации несовершенных нефтяных и газовых скважин с подошвенной водой. [10]

Справедливо отмечено в [61], что отсутствие воды, получаемой при исследовании скважин этих месторождений, является результатом кратковременности исследований. Высказывание некоторых авторов о неправомерности расчета предельного безводного дебита согласно ( 149) в аналогичных условиях, рассмотренных выше, остается недоказанным. [12]

В данной книге предложены приближенные с достаточной для практики точностью методы определения предельных безводных дебитов газовых скважин, вскрывших изотропные и анизотропные пласты с подошвенной водой при установившемся нелинейном законе фильтрации газа. Влияние подошвенной воды учтено путем введения ограничения на депрессию и задания формы границы раздела газ-вода. Расчеты предельных безводных дебитов скважин по предложенным формулам указывают на их максимальную по сравнению с другими методами близость к фактическим безводным дебитам газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой. На основе метода смены стационарных состояний предложен приближенный метод расчета предельных безводных дебитов газовых скважин , вскрывших изотропные и анизотропные пласты с подошвенной водой при подвижном в процессе разработки контакте газ-вода. Показано, что изменения в процессе разработки пластового давления, толщины газоносного пласта, депрессии на пласт, свойств газа и параметров пласта приводят к существенному изменению предельных безводных дебитов газовых скважин. С целью возможного увеличения предельных безводных дебитов и предотвращения преждевременного обводнения газовых скважин разработаны два метода повышения их производительности: определение аналитическим или графоаналитическим способом оптимальной величины вскрытия пласта, обеспечивающей максимальный предельный безводный дебит скважины; установка искусственного непроницаемого экрана заданных размеров между забоем скважины и контактом газ-вода. [13]

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Читайте также: