Курсовая работа: Газогидродинамические методы исследования

Плотность смеси определяется по формуле:

(7.8)

где yi – молярная доля компонента в смеси;

ρ0.i - плотность i-го компонента смеси при нормальных условиях, кг/м3.

Плотности компонентов смеси приведены в таблице №7.3, а результаты расчета плотности смеси и относительной плотности газа в таблице №7.4. Температура газа при исследованиях скважин, как уже отмечалось, измеряется обычными ртутными термометрами, помещенными в струю газа в стальном кожухе.

После того как определили дебиты скважины по формуле (7.1) приступают к определению забойного давления. Наиболее надежные данные получают при непосредственном измерении забойных давлений глубинными приборами. Однако, вполне допустимо забойные давления определять по давлению на устье скважины. Так как значения забойного давления были определены по подвижному столбу газа, то:

 (7.9)

Рс – давление на забое, МПа;

Ру – давление на устье, Мпа;

q – дебит скважины, м3/с;

θ – учитывает коэффициент гидравлического сопротивления.

Давления на устье были измерены с помощью образцовых пружинных манометров. Результаты измерения приведены в приложении №1.

Значение величины θ определяется по формуле:

, (7.10)

где λ – определяется по справочникам как функция числа Рейнольдса и относительной шероховатости труб, диапазон изменения λ=0,014 – 0,025;

ZСР – определяется по значениям Р и Т на устье скважины и по предполагаемым их значениям на забое;

d – внутренний диаметр фонтанных труб: d=0.168 м.

, (7.11)

ρ – относительная плотность газа;

h – глубина скважины до расчетного уровня, м;

ZСР – среднее по высоте значение коэффициента сжимаемости газа;

ТСР – средняя по скважине температура газа, К.

После определения забойного давления находят величину ΔР2 и значение ΔР2/q. Все выше перечисленные величины вычислены с помощью программного приложения Microsoft Excel. Программа, расчет и результаты проведенного расчета представлены на следующей странице и в таблице №7.5.

Приведем графический метод определения коэффициентов А и В по данным таблицы №7.5 с помощью программного приложения Microsoft Excel. Проведем обработку результатов исследования, построив зависимость ΔР2/q от q, и с помощью индикаторной кривой определим коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.

Таблица №7.5 Результаты исследований газовой скважины №1048

№ скв	Дата исслед.	РПЛ. МПа.	Æiшайб мм	РУСТ, МПа.	ТУСТ, К	q, тыс. м3/сут	РС, МПа.	∆ Р2, Мпа2.	ΔP2/q, сут. МПа2/т.м3
1048	02.08.02	6,04	17	5,42	286	308,892	5,93219	1,29072	0,005125
			21.2	5,29	287,5	394,331	5,84743	2,28916	0,005805
			23.4	5,20	287,7	470,945	5,78036	3,06903	0,006516
			26.9	5,07	287,6	541,211	5,73214	3,62417	0,006696
			21.2	5,30	287,4	392,107	5,85617	2,18687	0,005577
			17	5,41	286	308,296	5,92089	1,42466	0,005215

По данным, приведенным в таблице №7.5, можно построить индикаторную кривую (Рис. 5). Отрезок отсекаемый этой кривой на оси ординат равен коэффициенту фильтрационного сопротивления А, а коэффициент В как тангенс угла наклона к оси. Из рис. 5 можно определить, что А=0,0031 и В=0,00000255.

Коэффициент проницаемости k. Известны такие параметры, как ТПЛ = 303 К, коэффициенты несовершенства скважины С1 = 1,3 и С2 = 0,33; коэффициент сверхсжимаемости ZCP = 0,8; радиус скважины rC = 0,1 м; радиус контура питания RK = 500 м; эффективная толщина пласта h = 10 м; вязкость газа в пластовых условиях μПЛ = 0,05 мПа*с. А также ТСТ = 293, РСТ = 0,1013 МПа. Из таблицы №7.5. возьмем значение РПЛ = 6,04 Мпа.

Используя, найденное по рис. 5, значение коэффициента фильтрационного сопротивления А = 0,0031 и воспользовавшись формулой (5.6), найдем значение коэффициента проницаемости k:

=0,212 мкм2.

Зная коэффициент проницаемости k мы можем по формуле (5.12) определить коэффициент продуктивности К:

Через коэффициент продуктивности К можно по формуле (5.13) найти коэффициент гидропроводности

В результате проведенных расчетов были определены коэффициент проницаемости k, коэффициент продуктивности К, коэффициент гидропроводности. Как видно из проведенного исследования резко уменьшилась проницаемость пласта (с 0,4 до 0,2 мкм2), что, по-видимому, объясняется проведением капитального ремонта скважины, проводившегося с использованием жидкости глушения, проникновение ее в пласт и обусловило ухудшение фильтрационных характеристик ПЗП, в частности проницаемости/[6].

На основании результатов проведенного исследования сделали вывод, что для востанавления исходного дебита необходимо кислотная обработка ПЗП. Однако данная проблема могла и должна была быть решенной использованием жидкости глушения на основе ПАВ.

После проведенных мероприятий было решено провести еще одно исследование с целью определения эффективности принятых мер. Результаты повторного исследования газовой скважины №1048 приведены в приложений №3. В ходе исследования были получены значения таких величин как пластовое давления Рпл, устьевое давление Ру и температура Ту. Зная их можно определить дебит скважины q, забойное давление Рс, величину ΔР2 и значение ΔР2/q, которые нам необходимы при определение коэффициентов А и В. Методика и алгоритм определения выше перечисленных величин такой же, как и при проведении первого исследования.

Исходные данные, для определения коэффициента сжимаемости Z изменятся, так как значения температур и давлении будут другими. В таблице №7.6 приведены данные для определения коэффициента сжимаемости Z, а в таблице №7.7 результаты расчета.

Таблица №7.6 Данные для определения коэффициента z и ρ

Состав газа:		Критические параметры		Плотность при н.у., кг/м3	Параметры пласта	Параметры устья
		Ткр, К	Ркр, МПа
Метан	98,597	190,5	4,88	0,717	Рпл=6,23 МПа	Ру=5,72 МПа
Этан	0,062	305,4	5,07	1,344	Тпл=303 К	Ту=285 К
Пропан	0,004	369,8	4,42	1,967
СО2	0,188	304	7,64	1,977
Азот	1,148	125,9	3,53	1,251

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5