Расчет технологического режима, обоснование и рекомендации по выбору 3х разнодебитных газоконденсатных скважин подключенных к УКПГ-3. Рас

Автор работы: Пользователь скрыл имя, 28 Декабря 2011 в 22:58, курсовая работа

Описание

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.

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

Скачать (684.76 Кб) Сколько стоит заказать работу?
Работа состоит из  1 файл

Курсовая работа.docx

— 718.26 Кб (Скачать документ)
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     5. Предельный безводный  дебит работы скважин

    1. Определение предельного безводного режима работы скважин

     Предельный  безводный дебит определяется, для  выяснения существует ли возможность  образования водяного конуса и определяется по формуле:

                                                   (5.1.1)

     Где a* и в* - приведенные коэффициенты фильтрационного сопротивления, Rс – радиус скважины, Q* - приведенный дебит

              (5.1.2)

              (5.1.3)

     где hф – высота фактического вскрытия, интервал вскрытия (перфорации, открытого ствола), Hпл – мощность продуктивного пласта

              (5.1.4)

     Где Rк – радиус контура

            (5.1.5)

                         (5.1.6)

            (5.1.7)

            (5.1.8)

          (5.1.9)

    Таблица 5.1.1- Расчет предельного безводного  дебита

      

     Рисунок 5.1.1 – Зависимость величины предельного  безводного дебита от относительного вскрытия пласта 

     Для скважины № 155 величина рабочего дебита меньше предельного безводного дебита при относительном фактическом вскрытии, следовательно, условия для подтягивания конуса подошвенной воды создаваться не будут, что обеспечит бесперебойную работу скважины. 
 
 
 
 
 

 
 

     Рисунок 5.1.2 – Зависимость величины предельного безводного дебита от относительного вскрытия пласта 

     Для скважины № 428 величина рабочего дебита меньше предельного безводного дебита при относительном фактическом вскрытии, следовательно, условия для подтягивания конуса подошвенной воды создаваться не будут, что обеспечит бесперебойную работу скважины. 
 
 

     Рисунок 5.1.3 – Зависимость величины предельного безводного дебита от относительного вскрытия пласта 

     Для скважины № 429 величина рабочего дебита меньше предельного безводного дебита при относительном фактическом вскрытии, следовательно, условия для подтягивания конуса подошвенной воды создаваться не будут, что обеспечит бесперебойную работу скважины. 
 
 
 
 

    6. Анализ результатов расчетов

    Скважина  № 155

    Таблица 6.1 - Результаты расчетов

  1. Рабочий дебит  скважины меньше величины предельного  безводного дебита, следовательно, конус подошвенной воды не будет подтягиваться к забою скважины;

  Qг < Qпр. безв

  105 (тыс.м3/сут) < 542,9 (тыс.м3/сут).

  1. Рабочий дебит скважины больше величины критического дебита на забое, следовательно, не будут образовываться жидкостные пробки:

  Qг > Qкр.заб

  105 (тыс.м3/сут) > 64,3 (тыс.м3/сут).

  1. Рабочий дебит скважины меньше величины критического дебита на устье, вследствие чего ингибиторная пленка не будет срываться с внутренней поверхности оборудования:

  Qг < Qкр.уст

  105 (тыс.м3/сут) < 155,5(тыс.м3/сут).

  1. Температура по стволу скважины больше равновесной температуры гидратообразования по всей длине ствола, следовательно, условия для гидратообразования не создаются.

  Вывод: рекомендуем оставить технологический режим без изменений. 
 
 
 
 

     Скважина  № 428

     Таблица 6.2 - Результаты расчетов

  1. Рабочий дебит скважины меньше величины предельного безводного дебита, следовательно, конус подошвенной воды не будет подтягиваться к забою скважины;

     Qг < Qпр. безв

     115 (тыс.м3/сут) < 345,7 (тыс.м3/сут).

  1. Рабочий дебит скважины больше величины критического дебита на забое, следовательно, не будут образовываться жидкостные пробки:

     Qг > Qкр.заб

     115 (тыс.м3/сут) > 64,8 (тыс.м3/сут).

  1. Рабочий дебит скважины меньше величины критического дебита на устье, вследствие чего ингибиторная пленка не будет срываться с внутренней поверхности оборудования:

     Qг < Qкр.уст

     115 (тыс.м3/сут) < 154,6(тыс.м3/сут).

  1. Температура по стволу скважины больше равновесной температуры гидратообразования по всей длине ствола, следовательно, условия для гидратообразования не создаются.

     Вывод: рекомендуем оставить технологический режим без изменений. 
 
 
 
 
 

     Скважина  № 429

    Таблица 6.3 - Результаты расчетов

  1. Рабочий дебит  скважины меньше величины предельного  безводного дебита, следовательно, конус подошвенной воды не будет подтягиваться к забою скважины;

     Qг < Qпр. безв

     130 (тыс.м3/сут) < 327,0 (тыс.м3/сут).

  1. Рабочий дебит скважины больше величины критического дебита на забое, следовательно, не будут образовываться жидкостные пробки:

     Qг > Qкр.заб

     130 (тыс.м3/сут) > 66,9 (тыс.м3/сут).

  1. Рабочий дебит скважины меньше величины критического дебита на устье, вследствие чего ингибиторная пленка не будет срываться с внутренней поверхности оборудования:

     Qг < Qкр.уст

     130 (тыс.м3/сут) < 155,4(тыс.м3/сут).

  1. Температура по стволу скважины больше равновесной температуры гидратообразования по всей длине ствола, следовательно, условия для гидратообразования не создаются.

     Вывод: рекомендуем оставить технологический режим без изменений.

                                                         
 
 
 
 

7. Определение вертикальной  проницаемости пласта

     В большинстве случаев для упрощения  расчетов показателей скважины условно  принимается, что вскрытый пласт  является изотропным, т.е. параметр анизотропии V=1. Когда же подобное упрощение недопустимо, и требуется знать более точные параметры пласта, проводят газогидродинамические исследования на нестационарных режимах фильтрации. Одним из методов исследования является снятие изменения давления во времени после остановки скважины, т.е. снятие кривой восстановления давления (КВД).

     Последовательность  обработки КВД для определения  вертикальной проницаемости следующая. По известным Pз(t) и t рассчитываем Pз2, Lg(t) и 1/(t0,5). По полученным результатам строим графики в следующих координатах: Pз2=f(Lg(t)) и Pз2=f(1/(t0,5)). На полученных графических зависимостях выделяем прямолинейные участки, которые описываются уравнениями:

                              (7.1)

       (7.2)

     Величину  α определяем графически, как точку пересечения прямой с горизонтальной осью, для каждой зависимости соответственно. Тогда:

                                         (7.3)

           (7.4)

     По  известной вскрытой толщине пласта hвс, величинам α и σ, а также используя последнюю точку прямой, построенной в координатах Pз2=f(1/(t0,5)), высчитываем толщину пласта:

           (7.5)

     По  найденным α, σ, h, известным m, μ определяем вертикальную проницаемость:

          (7.6) 

     Сведения  по скважине № 427: 

Назначение: эксплуатационная, газовая, вертикальная.

Закончена бурением в 1974 г.

Введена в эксплуатацию: 23.11.75 г. 

По  промысловым  данным  в  настоящее  время  работает  газом  с Qг=33  тыс.  м3/сут., конденсатом Qк= 0.3 т/сут, Qв=0.

Ртр / Рзатр / Ршл/ Рбвн/ Рвых с ГП   -     2.5 МПа/ 2.5 МПа/ 2.4 МПа/ 2.3 МПа/ 2.2 МПа.

Таблица 7.1 Данные для построения КВД (скважина №427)

Qо 33,000 тыс.м3/сут. Тпл. 305 К
hвс 247,000 м Тст. 293 оС
m 0,119   Рат. 0,1033 МПа
Тпл 305,000 К Рз0 3,28 МПа
μпл 0,012 мПа*с Zпл  0,84  
Z 0,840   Rк 500 м
Рпл = 3,220 МПа Rс 0,1 м

 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 7.3 Результаты расчёта вертикальной проницаемости

Qо hвс m Тпл μпл Рпл α β α σ h kв
т.м3/сут. м   К мПа*с МПа по гр. 7.1 по гр. 7.2 м мкм2
33 247 0,119 305 0,012 3,22 9,734 0,191 16,13 237,57 278,3 0,0000049891

Информация о работе Расчет технологического режима, обоснование и рекомендации по выбору 3х разнодебитных газоконденсатных скважин подключенных к УКПГ-3. Рас