ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

РОССИЙСКИЙ  ГОСУДАРСТВЕННЫЙ УНИВЕРСИТЕТ

НЕФТИ И  ГАЗА И.М. ГУБКИНА

ФИЛИАЛ  В Г. ОРЕНБУРГЕ 
 

Кафедра: «Разработка и эксплуатация газовых  и газоконденсатных                месторождений» 
 
 

Курсовой  проект

 

Тема: «Расчет технологического режима, обоснование и рекомендации по выбору 3х разнодебитных газоконденсатных скважин подключенных к УКПГ-3. Расчет вертикальной проницаемости вскрытого пласта одной из скважин» 
 

                                                                                            

                                                                

                 

Выполнил студент  группы РГ-06                                Р.Ю. Лучинин   

Проверил  ст. преподаватель                                       С.В. Гончаров

                                          
 
 
 

Оренбург 2011 

РЕФЕРАТ.

   ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕЖИМ,  УСТЬЕ, ЗАБОЙ, СКВАЖИНА, ПЛАСТОВОЕ ДАВЛЕНИЕ, ТЕМПЕРАТУРА НА ЗАБОЕ, ГИДРАТЫ, ДЕБИТ.

   В курсовом проекте: 14 таблиц, 14 графиков, 6 использованных источников.

   В курсовом проекте проанализированы исследования 3-х разнодебитных скважин  УКПГ-3. Целью курсового проекта является анализ технологических режимов и установление характера изменения коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В. Также произведен расчет вертикальной проницаемости на основе обработки кривой восстановления давления. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Содержание

Введение……………………………………………………………..……………….4

1.  Краткая геологическая характеристика зоны, дренируемой скважинами, подключенными к УКПГ -3.…….………………………………………………….….5

2. Состав газа ………………………………………..…………………………….7

2.1 Расчет компонентного состава пластовой смеси ..…………………….…….7

2. 2 Расчет свойств и псевдокритических параметров смеси ………………….8

3. Методы  газогидродинамических исследований  газовых и газоконденсатных скважин………………………………………………………………………….…11

3.1 Определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В ....11

4.  Технологический  режим газоконденсатной скважины………………………17

4.1 Факторы  и критерии, влияющие на выбор  технологического режима эксплуатации скважины………..…………………………………………………….17

4.2 Краткая характеристика скважин …………………………………….....….17

4.3 Распределение давления и температуры в работающей скважине …………18

4.4 Определение равновесной температуры гидратообразования ……….…….20

4.5 Расчет расхода ингибитора гидратообразования………………………….28

4.6 Определение скорости потока газа на забое и устье скважины………..……28

5. Предельный  безводный дебит работы скважин……………………….………30

5.1 Определение предельного безводного режима работы скважин……...…….30

6. Анализ  результатов расчетов……………………...……………………………35

7. Определение  вертикальной проницаемости вскрытого  пласта….………….38

Заключение…………………………………...……………………………………..42

Литература………………………………………………..…………………………43 
 
 
 
 
 

Введение

     Технологический режим работы газовых скважин - это  заранее запрограммированные определенные условия движения газа в призабойной зоне и по стволу скважины, характеризуемые значением дебита и забойного давления  и определяемые некоторыми естественными ограничениями. Например, энергосбережением, эксплуатацией без осложнений и аварий, недопущением разрушения пород забоя при высоких депрессиях или поступления пластовой воды на забой и др.

     Технологический режим эксплуатации газовых скважин  при оптимальных нормах прибыли должен обеспечивать наивыгоднейший дебит газа, а также весь комплекс работ, необходимых для нормальной эксплуатации скважины, прискважинного оборудования и сооружений, без осложнений и аварий в течение всего срока разработки месторождения, получения максимальной газоотдачи при условии охраны недр и окружающей среды.

     Правильно установленный технологический  режим эксплуатации газовых скважин  обеспечивает получение наибольшего  количества газа при энерго- и ресурсосберегающих технологиях с наименьшими гидравлическими  и тепловыми потерями, исходя из геолого-промысловых, технических, экономических и экологических условий.

     Для каждой эксплуатационной скважины по данным исследования и эксплуатации устанавливают основные показатели ее работы на квартал, полугодие или более продолжительный срок в зависимости от характеристики пласта и потребностей в газе. ТРЭС учитывает сезонную неравномерность в потреблении газа. Технологический режим в основном характеризуется рабочим дебитом скважины, давлением и температурой на устье при этом дебите.

     Расчетный технологический режим работы скважин, выполненный в проектах разработки, представляет, как правило, осредненную прогнозную оценку для залежи в целом или отдельных ее частей и позволяет выбрать ориентировочный прогноз разработки залежи на длительный период

     1. Краткая геологическая характеристика зоны, дренируемой скважинами, подключенными к УКПГ -3

     Оренбургское  газоконденсатное месторождение расположено к югу от г. Оренбурга. По кровле артинско-каменноугольной продуктивной толщи структура представляет собой антиклинальную складку широтного простирания размерами 102 X 28 км. 

       Характерная особенность Оренбургского  месторождения - явно выраженная пластовость и наличие прослоев значительной толщины, имеющих региональное распространение, тип залежи массивно - пластовой.

     В толще карбонатных пород выделено 36 укрупненных пород (пластов), с различными фильтрационно-емкостными свойствами, в том числе 14 пластов плотных. Каждый укрупненный блок-пласт, в свою очередь, представляет переслаивание проницаемых и плотных прослоев. Особенно прослеживается два интервала большой толщины представленных в основном породами с низкой пористостью в верхней части сакмарского яруса (средняя толщина 35¸40 м) и в ассельско-верхнекаменноугольных отложениях (средняя толщина на западе 50 м, в центре 70¸80 м). Эти интервалы разобщают три толщи с улучшенными фильтрациопно - емкостными свойствами, которые рассматриваются в качестве эксплуатационных объектов:

     I объект объединяет продуктивную часть артинского яруса и верхнюю часть сакмарского яруса. В пределах месторождения общая мощность значительно  меняется, увеличиваясь  с запада  на  восток . В западной  части месторождения  она  составляет 60 ¸90 м ,в центральной части в районе УКПГ -3,3,6  - 90¸110 м , в районе УКПГ- 7,8,9  -110¸180 м ,в восточной части увеличивается до 200¸250 м .  В среднем эффективная мощность составляет 29,2 % от  общей мощности  объекта .

     Пористые  известняки  первого  объекта  характеризуются  наиболее  низкими  значениями  проницаемости, причем к крыльям и к востоку проницаемость  пород  ухудшается.

     По  результатам  анализов  керна  скважин :  64%  образцов  пород  с  пористостью выше  6%  имеют  проницаемость менее 1.0 мД , 24% образцов  1¸10  мД  и 10% образцов  имеют проницаемость 10¸40  мД . Образцы с высокой проницаемостью  единичны .

     II объект включает отложения нижней  части  сакмарского  яруса  и  наиболее  пористые  пласты  верхней  части  ассельского  яруса .Общая  мощность отложений  изменяется с 27  до  75 м.  В  среднем  эффективная  мощность  составляет  52%  от  общей  мощности . Отложения  второго  обьекта  характеризуются  наилучшими  коллекторскими  свойствами  и  развитием  эффективных  мощностей .

     Породы  – коллекторы  второго  обьекта  имеют  проницаемость  на  порядок  выше , чем  породы  первого  обьекта. Во  11обьекте  35 % пористых  образцов   имеют  проницаемость  до  1,0  мД, проницаемость  от  1  до 10  мД  имеют  34 % , и 31 %  - имеют  более  высокие  значения ,  причем    для  отдельных   образцов  проницаемость  достигает  200 – 300  мД, еще  реже  700 – 1000  мД  (супер- коллектора ).

     III объект включает отложения нижней части верхнего и среднего карбона. Вскрытая мощность отложений составляет 100¸224 м. Средняя эффективная мощность около 40 м.

     Породы-коллекторы характеризуются хорошими емкостными и фильтрационными свойствами, но более низкими, чем породы второго объекта. Для изучения закономерности изменения емкостных и фильтрационных свойств продуктивных отложений были построены карты эффективных мощностей - h_эф., произведений т∙h_эф. и проводимости K∙ h_эф/m .

     Рассматриваемые скв. 155, скв. 428, скв. 429 располагаются  в I и II геологических объектах.

     2.  Состав газа

     Пластовые флюиды, насыщающие газовые, газоконденсатные и газонефтяные месторождения, представляют собой многокомпонентные системы, состоящие из углеводородов гомологического ряда метана, ароматических и нафтеновых углеводородов, а также из неуглеводородых компонентов - азота, двуокиси  углерода, сероводорода, меркаптанов, редкоземельных инертных газов, ртути. Одним из основных параметров природного газа является его состав.

     2.1 Расчет компонентного состава пластовой смеси

     Расчет  компонентного состава пластовой  смеси определяется по формулам:

+ 85,19

               _(2.1.1)      

 

_{Таблица 2.1.1 - Результаты расчета компонентного состава пластовой смеси}