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 |