Ткр, К

Ркр, МПа

Метан

98,597

190,5

4,88

0,717

Рпл=6,04 МПа

Ру=5,51 МПа

Этан

0,062

305,4

5,07

1,344

Тпл=303 К

Ту=287 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

Таблица №7.4. Результаты расчета z и ρ

Расчет коэффициента z проведен с помощью программного приложения Microsoft Excel. Программа, расчет и результаты проведенного расчета представлены в приложении №2 и в таблице №7.4.

Относительная плотность газа ρ определяется по формуле:

(7.7)

где ρ_СМ – плотность смеси, кг/м³ ;

ρ_В - плотность воздуха: ρ_В =1,292 кг/м³ .

Плотность смеси определяется по формуле:

(7.8)

где y_i – молярная доля компонента в смеси;

ρ_{0. 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;

Z_СР – 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;

Z_СР – среднее по высоте значение коэффициента сжимаемости газа;

Т_СР – 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

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 Т_ПЛ = 303 К, коэффициенты несовершенства скважины С₁ = 1,3 и С₂ = 0,33; коэффициент сверхсжимаемости Z_CP = 0,8; радиус скважины r_C = 0,1 м; радиус контура питания R_K = 500 м; эффективная толщина пласта h = 10 м; вязкость газа в пластовых условиях μ_ПЛ = 0,05 мПа*с. А также Т_СТ = 293, Р_СТ = 0,1013 МПа. Из таблицы №7.5. возьмем значение Р_ПЛ = 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

Таблица №7.7. Результаты расчета z и ρ

Все интересующие нас величины вычислены с помощью программного приложения Microsoft Excel. Программа, расчет и результаты проведенного расчета представлены на следующей странице и в таблице №7.8. Приведем графический метод определения коэффициентов А и В по данным таблицы №7.8 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 №7.8 Результаты исследований газовой скважины №1048

Проведем обработку результатов исследования, построив зависимость ΔР² /q от q, и с помощью индикаторной кривой определим коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В.

По данным, приведенным в таблице №7.2., была построена индикаторная кривая (Рис. 6). Отрезок отсекаемый этой кривой на оси ординат равен коэффициенту фильтрационного сопротивления А, а коэффициент В как тангенс угла наклона прямой к оси. Из рис. 6 можно примерно определить, что А=0,0027и В=0,00000163.

Значения коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В, полученные в результате исследования, проведенного после применения кислотной обработки призабойной зоны пласта, значительно меньше значении, полученных в результате первого исследования. Кроме того, значения коэффициентов проницаемости k, продуктивности К, вычисленные по найденным коэффициентам А и В, соответственно составили 0,45 мкм² и 357 м³ /(МПа*сут.)

Следовательно, можно сделать вывод, что меры, принятые для восстановления рабочих дебитов газовой скважины №1048, были эффективны и проведены своевременно, что позволило в дальнейшем не только избежать падения дебита, но и восстановить его значения, до проектных/[6].

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В можно также определить с помощью метода наименьших квадратов, о котором было сказано в пункте 3.3. Данный метод является аналитическим и в его основе лежат следующие формулы:

, (7.12)

, (7.13)

, (7.14)

и – коэффициенты фильтрационного сопротивления;

– коэффициент парной корреляции;

– число режимов.

Расчет коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В по методу наименьших квадратов выполнен на ЭВМ с помощью программы представленной в приложений №3. Там же, приведен расчет и показаны результаты, полученные по данным приложения №1 и №2.

A=0.00313; B=0.00000245; R=0.977 по данным приложения №1.

A=0.0027; B=0.00000164; R=0.963 по данным приложения №2.

Заключение

Важнейшими характеристиками, определяемыми в процессе исследования скважин, являются также максимально допустимые дебиты скважины и факторы, ограничивающие эти дебиты, коэффициенты фильтрационного сопротивления в формуле притока газа к скважине, а также величины свободного и абсолютно свободного дебитов скважин, проницаемость пласта или его гидропроводность.

В ходе выполнении курсовой работы были освоены газогидродинамические методы исследования скважин при стационарных режимах фильтрации.

Из рассмотренных примеров расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений и сопоставления их с фактическими, следует, что расчеты данной курсовой работы верны.

При анализе расчетных данных (коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В), видно, что с годами возрастают. Это ведет к увеличению проницаемости (из анализа формулы 8.4).

Другое предположение о возрастание проницаемости – очистка ПЗП в процессе эксплуатации скважины.