Задача №4. Экспертный вывод по таблице ГФХ газовой (газоконденсатной) залежи
Вариант 53
|
| 53 | ||
|
| Г | ||
|
| Параметры | БТ21 | |
|
| район скв. 11П | ||
| 1 | Средняя глубина залегания кровли, H | м | 2550 |
| 2 | Абсолютная отметка ВНК, Hвнк | м | 0 |
| 3 | Абсолютная отметка ГНК, Hгнк | м | 2560 |
| 4 | Абсолютная отметка ГВК, Hгвк | м | |
| 5 | Тип залежи | массивная | |
| 6 | Тип коллектора | поровый | |
| 7 | Площадь нефтегазоносности. S | тыс.м2 | 12485 |
| 8 | Средняя общая толщина, h | м | 23,6 |
| 9 | Средняя эфф. нефтенасыщенная толщина, hнн | м | 0 |
| 10 | Средняя эффективная газонасыщенная толщина, hгн | м | 9,3 |
| 11 | Средняя эффективная водонасыщенная толщина, hвн | м | 11,6 |
| 12 | Коэффициент пористости, Кпор | доли ед. | 0,19 |
| 13 | Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ, Кнн | доли ед. |
|
| 14 | Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ, Кнн | доли ед. |
|
| 15 | Коэффициент нефтенасыщенности пласта, Кнн | доли ед. | 0 |
| 16 | Коэффициент газонасыщенности пласта, Кгн | доли ед. | 0,65 |
| 17 | Проницаемость, Кпр | мкм2 | 0,0510 |
| 18 | Коэффициент песчанистости, Кпесч | доли ед. | 0,81 |
| 19 | Расчлененность, Красч | ед. | 3,3 |
| 20 | Начальная пластовая температура, Тпл | оС | 69,4 |
| 21 | Начальное пластовое давление, Рпл | МПа | 25,59 |
| 22 | Вязкость нефти в пластовых условиях, mн | мПа*с | 0 |
| 23 | Плотность нефти в пластовых условиях, rн.пл | г/см3 | 0 |
| 24 | Плотность нефти в поверхностных условиях, ρн | г/см3 | 0,00 |
| 25 | Объемный коэффициент нефти, bн | доли ед. | 0 |
| 26 | Содержание серы в нефти, Cs | % | 0 |
| 27 | Содержание парафина в нефти, Cp | % | 0 |
| 28 | Относительная плотность газа по воздуху, rг.возд | 0,734 | |
| 29 | Давление насыщения нефти газом, Pнас | МПа | 0 |
| 30 | Газосодержание, Гф | м3/т | 0 |
| 31 | Давление начала конденсации, Pконд | МПа | 0 |
| 32 | Плотность конденсата в стандартных условиях, ρк | г/см3 | 0 |
| 33 | Вязкость конденсата в стандартных условиях, mк | мПа*с | |
| 34 | Потенциальное содержание стаб.конденсата в газе (С5+В) | г/м3 | 148,2 |
| 35 | Содержание сероводорода, СHS4 | % |
|
| 36 | Вязкость газа в пластовых условиях, mг | мПа×с | 0,02 |
| 37 | Плотность газа в пластовых условиях, rг.пл | кг/м3 | 219,5 |
| 38 | Коэффициент сверхсжимаемости газа, z | доли ед. | 0,893 |
| 39 | Вязкость воды в пластовых условиях, rв | мПа*с | 0,422 |
| 40 | Плотность воды в поверхностных условиях, rн | г/см3 | 0,997 |
| 41 | Сжимаемость | 1/МПа×10-3 | |
| 42 | нефти, bн | 0 | |
| 43 | воды, bв | 4,174 | |
| 44 | породы, bпор |
| |
| 45 | Коэффициент вытеснения (водой), Квыт | доли ед. | 0 |
| 46 | Коэффициент вытеснения (газом), Квыт2 | доли ед. |
Задача №4. Экспертный вывод по таблице ГФХ газовой (газоконденсатной) залежи
Коллектор характеризуется низкой газонасыщенной толщиной (hгн=9,3 м), высокой проницаемостью (Kпр=0,051 мкм2), средней расчлененностью (Kрасч=3,3 ед), высоким коэфф.песчанистости (Кпесч=0,81 - ГСК гидродинамически связный коллектор). Коллектор поровый, характеризуется высокой продуктивностью (Kпрод=7,24 тыс.м3/сут*МПа).
При депрессии на пласт 1 МПа дебит газа составит 363,2 тыс.м3/сут. (способ эксплуатации – фонтанный лифт 102 или 114 мм). Необходимость применение технологий интенсификации добычи отсутствует.
Термобарические условия типовые: пластовое давление близко гидростатическому (Рпл=25,6 МПа, Ргст=25,5 МПа). Коэфф.аномальности давления равен 1 д.ед., пластовая температура средняя (ТПЛ=69,4 град. С при расчетной tпл = 77 град. С).
Залежь массивная, газоконденсатная, характеризуется высоким значением коэфф. газонасыщенности (Кгн=0,65-коллектор насыщенный), входные дебиты новых скважин будут безводными.
Плотность извлекаемых запасов свободного газа низкая: извлекаемые запасы, приходящиеся на 1 скважину при плотности сетки 100 га составят 281 млн.м3, что ниже минимальной величины (300 млн.м3/скв.).
Свободный газ является жирным. Относительная плотность газа по воздуху ρг.возд =0,734 меньше 1, вязкость газа составляет µг=0,02 мПа*с, газ высококонденсатный (потенциальное содержание стабильного конденсата в газе С5+В=148,2 г/м3), . Данные по Рконд отсутствуют
Cероводород отсутствует. Пластовые воды являются пресными (содержание солей -1,6< 1г/л) и малоагрессивными.
Задача №2. Алгоритм принятия решения по бурению газовой скважины
Шаг 1. Расчет входного дебита газовой скважины.
Расчет коэффициента продуктивности осуществляется по формуле Дюпюи:
(1)
где Кпрод – коэффициент продуктивности, м3/(сут*МПа); k – коэф.проницаемости, мкм2; h – эффективная газонасыщенная толщина пласта, м; μг – вязкость газа – 1 сП = 10-3 Па∙с; Тст = 293.150 К - температура при стандартных условиях; Тпл - температура в пластовых условиях, град. К; z - коэффициент сверхсжимаемости газа; Рст = 0,1 МПа =105 Па – стандартное давление; R - радиус зоны дренирования, м (принимаем равным половине расстояния между скважинами: R=L/2. Если сетка скважин 1000 м, то R= 500м); rс – радиус скважины, принимаем равным 0,1 м.
Расчетные параметры определены в таблице ГФХ. На первой итерации принимаем скин-фактор равным 0 (идеальное вскрытие пласта).
Рассчитываем дебит скважины по формуле:
(2)
где qг – дебит газовой скважины, тыс.м3/сут; 
.
Если записать двучленную формула дебита газа в виде:
(3)
и положить a=1/ Kпрод, b=0, то получим формулу (2).
Для расчета принимаем депрессию (ΔР=Pпл - Pзаб), равной 1,0 МПа, так как коллектор крепкосцементированный, глубина залегания > 2000 м. (Пласт БТ21).
qг >= 200, надобности в проведение ГТМ нет.
| Шаг 1. | |
| Кпр, мкм2 (Д) | 0,0510 |
| h, м | 9,3 |
| μг, мПа*с | 0,02 |
| S | 0 |
| Температура пласт.,град.С | 69 |
| Z | 0,9 |
| Пластовое давление, МПа | 26 |
| L, м | 1000 |
| Депрессия, МПа | 1,0 |
| DP2, МПа2 | 50,18 |
| Кпрод=1/a, тыс.м3/(сут*МПа2) | 7,24 |
| q, тыс. м3/сут | 363 |
| Шаг 2. | |
| h, м | 9,3 |
| m, д.ед. | 0,19 |
| Kгн, д.ед. | 0,65 |
| f | 0,856 |
| КИГ, д.ед. | 1 |
| Sc, м2 | 1000000 |
| fг, м3/м2 | 280,7 |
| Qизв1 скв, млн.м3. | 280,7 |
Qизвл на 1 скважину меньше необходимых 1 млрд.м3. Необходим перерасчет.
Шаг 2. Расчет параметра Крылова газовой скважины – извлекаемые запасы газа, приходящиеся на одну скважину.
Рассчитываем плотность извлекаемых запасов газа.
(2)
где hгн – средняя газонасыщенная толщина пласта, м; m – коэффициент пористости, д. ед.; Кгн – коэффициент газонасыщенности, д. ед.; Рпл – начальное пластовое давление, атм.; αпл, αк - коэффициенты, учитывающие отклонение от закона Бойля-Мариотта (αпл = 1/Z, где Z – коэффициент сверхсжимаемости, αк = 1); Рк – конечное пластовое давление; f = 293.15/(273.15+T0C)– поправка на температуру. Для расчета принимаем КИГ = 1,0 д.ед.
При расчете дебита скважины мы изменили параметры толщины пласта и плотности сетки скважин.
Рассчитываем вариант с сеткой скважин 1500*1500м. При этом, плотность сетки составит Sc = 2250000 м2/скв. Толщина пласта 15,0 м.
Определим параметр Крылова:
Qизв1скв = Sc* fг (3)
Qизв1скв = 2250000 * 452,7 = 1018,5 млн. м3
Так как Qизв1скв > 1 млрд.м3 расчет окончен.
| Шаг 2. | |
| h, м | 15,0 |
| m, д.ед. | 0,19 |
| Kгн, д.ед. | 0,65 |
| f | 0,856 |
| КИГ, д.ед. | 1 |
| Sc, м2 | 2250000 |
| fг, м3/м2 | 452,7 |
| Qизв1 скв, млн.м3. | 1018,5 |
Шаг 3. Расчет времени выработки запасов
Расчет времени выработки запасов, если дебит газа снижается линейно.
Тогда T2 = 2Qизв1скв/ qг.
| Шаг3. | |
| Т2, лет | 10,0 |
Задача №4. Экспертный вывод по таблице ГФХ газовой (газоконденсатной) залежи
Коллектор характеризуется низкой газонасыщенной толщиной (hгн=4,6 м), низкой проницаемостью (Kпр=0,0065 мкм2), низкой расчлененностью (Kрасч=3 ед), низким коэфф. песчанистости (Кпесч=0,3 - СПК сильно- прерывистый коллектор). Коллектор поровый, характеризуется низкой продуктивностью (Kпрод=0,49 тыс.м3/сут*МПа).
При депрессии на пласт 1 МПа дебит свободного газа составит 21,1 тыс.м3/сут. (способ эксплуатации – фонтанный лифт 60 или 73 мм). Необходимо применение технологий интенсификации добычи.
Термобарические условия типовые: пластовое давление близко гидростатическому (Рпл=22,2 МПа, Ргст=22,1 МПа). Коэфф.аномальности давления равен 1 д.ед., пластовая температура средняя (ТПЛ=59,5 град. С при расчетной tпл = 66 град. С).
Залежь пластово-сводовая, газоконденсатная, характеризуется высоким значением коэфф. газонасыщенности (Кгн=0,55-коллектор насыщенный), входные дебиты новых скважин будут безводными.
Плотность извлекаемых запасов свободного газа низкая: извлекаемые запасы, приходящиеся на 1 скважину при плотности сетки 100 га составят 103 млн.м3, что ниже минимальной величины (300 млн.м3/скв.).
Свободный газ является жирным. Относительная плотность газа по воздуху ρг.возд =0,624 меньше 1, вязкость газа составляет µг=0,02 мПа*с, газ среднеконденсатный (потенциальное содержание стабильного конденсата в газе С5+В=80,7 г/м3), . Данные по Рконд отсутствуют
Cероводород отсутствует. Пластовые воды являются минерализованными (содержание солей 8,9 г/л) и агрессивными (коррозия оборудования).
Дата добавления: 2021-05-18; просмотров: 616; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!