МЕТОД ПОДСЧЕТА ЗАПАСОВ СВОБОДНОГО ГАЗА ПО ПАДЕНИЮ ДАВЛЕНИЯ
Метод применим при газовом режиме и основан на использовании зависимости между количеством газа, отбираемого в определенные периоды времени, и падением пластового давления в залежи.
Считается, что для газовых залежей эта зависимость постоянна во времени, т.е. количество газа, добываемого при снижении пластового давления на 0,1 МПа, постоянно в процессе всего срока эксплуатации залежи:
(Q2 –Q1)/(Р1. a1 – Р2. a2 ) = const,
где: Q2 и Q1 – добытое количество газа соответственно на вторую и первую
даты;
Р1 и Р2 – соответствующие на эти даты пластовые давления в залежи;
a1 и a2 – поправки на сжимаемость газа при давлениях соответственно Р1 и Р2.
Полагая, что в дальнейшем при падении давления до конечной величины Р к будет добываться то же количество газа на 1 атм снижения давления, получаем формулу для подсчета запасов газа по методу падения давления:
Vг = [(Q2 –Q1)/(Р2. a2 – Рк. a к)] /(Р1. a1 – Р2. a2 )
Вопрос №8 Особенности приток газа к забою скважин, уравнение притока газа.
Газовая скважина является одним из важнейших элементов системы разработки и добычи природных углеводородов на месторождениях.
По своему назначению скважины подразделяются на разведочные, эксплуатационные (добывающие), нагнетательные, наблюдательные и пьезометрические, поглощающие.
Первый вид скважин предназначен для изучения особенностей геологического строения и размеров залежи, определения продуктивности и параметров пластов.
|
|
Добывающие и нагнетательные скважины применяются для управления процессами, протекающими в пласте при разработке и добыче нефти, газа и конденсата из месторождений природных углеводородов. Полученные сведения в процессе эксплуатации этих скважин позволяют получить информацию о параметрах пласта, запасах природных углеводородов, активности водонапорного бассейна.
Наблюдательные (пробуренные в области газо- и нефтеносности) и пьезометрические (пробуренные за внешнем контуром залежи скважины, в области водоносности) предназначены для контроля за процессами, протекающими в залежи.
Поглощающие скважин предназначены для закачки (утилизации) подтоварных вод.
В целом же, фонд скважин газодобывающего предприятия определяется технологической схемой разработки месторождения и может изменяться в процессе его разработки.
Одной из основных особенностей эксплуатации газовых скважин является нарушение линейного закона фильтрации , вследствие высоких скоростей движения газа в призабойной зоне пласта. Это явление, в случае нарушения закона Дарси для идеального газа на некоторый момент времени t описывается уравнением следующего вида:
|
|
, (2)
где Рк(t) – пластовое давление в районе данной скважины на тот же момент времени t;
Рс(t) – забойное давление в скважине на момент времени t; А и В - коэффициенты фильтрационных сопротивлений;
q(t) – дебит газовой скважины в момент времени t, приведенный к атмосферному давлению и стандартной температуре.
Пластовым давлением в районе скважины называется такое давление, которое установилось на забое скважины в результате её длительного простаивания (времени необходимого для выравнивания депрессионной воронки).
Второй особенностью притока газа в газовой скважине является искривление линий тока, обусловленное несовершенством скважины по характеру вскрытия и степени вскрытия и при этом возникают дополнительные фильтрационные сопротивления потоку флюида. На рисунке 1.7 приведена схема фильтрации флюидов к скважине с различными видами несовершенства.
Другой особенностью притока флюидов к скважине является двухфазная фильтрация газоконденсатной смеси.
Выпадение конденсата в призабойной и прилегающих зонах изменяет значения фильтрационных сопротивлений А и В в уравнении (2). Аналогичная картина наблюдается и при обводнении продукции скважины контурной или подошвенной водой.
|
|
Если же продуктивные пласты сложены рыхлыми, неустойчивыми коллекторами, то возникает необходимость ограничения дебита скважины с целью предотвращения разрушения призабойной зоны пласта, и как следствие – вынос частиц породы и образование песчаных пробок, эрозионного разрушения оборудования скважин и т.п.
В процессе разработки месторождений природных газов происходит падение пластового и забойного давлений, что вызывает деформацию пласта-коллектора. Это приводит к снижению коэффициентов пористости и проницаемости, вызывая при этом образование ''воронок проницаемости и пористости''. Деформационные изменения бывают упругими, упругопластическими и пластическими. В первом случае при восстановлении давления скелет пласта может достигать первоначальной структуры. Во втором случае – восстановление давления не приводит к полному восстановлению значений коэффициентов пористости и проницаемости. При пластических деформациях восстановление пластового давления они остаются на прежнем уровне.
На особенности притока газа к скважине значительно влияет высота подвески насосно-компрессорных труб (НКТ). Из опыта эксплуатации многих месторождений считается целесообразным башмак НКТ устанавливать на уровне нижних перфорационных отверстий, что предотвращает образование на забое песчано-глинистых, жидкостных пробок. В ином случае забойные пробки перекрывают нижние продуктивные интервалы, вызывают снижение дебитов скважин, избирательное дренирование, а значит и преждевременное обводнение добывающих скважин.
|
|
Такой спуск НКТ целесообразен для залежей с небольшой толщиной продуктивного пласта и терригенными коллекторами. Таким образом, вскрытая и перфорированная толщина пласта в скважине (или величина открытого забоя), глубина спуска НКТ предопределяют степень отработки продуктивных отложений по толщине.
Если в карбонатных коллекторах развита вертикальная трещиноватость, то забои скважин (и глубины спуска НКТ) следует располагать дальше от ГВК. Если для карбонатного массива характерны слоистость строения и большой этаж газоносности, то, во-первых, целесообразно выделять в разрезе отдельные эксплуатационные объекты, и, во-вторых, спускать НКТ до нижних отверстий интервала перфорации в скважинах каждого эксплуатационного объекта.
Следует отметить, что в призабойной зоне пласта из-за падения давление и за счёт эффекта Джоуля-Томсона снижается температура и в этой связи приток газа к забою скважины может сопровождаться образованием гидратов.
При эксплуатации газовых и нефтяных скважин имеют место отложения асфальто-смолистых веществ, парафина, солей, как в фонтанных трубах, так и в призабойной зоне пласта, что снижает продуктивные характеристики скважин. Эксплуатация скважин, если не принимать специальных мер, может сопровождаться коррозией труб, внутрискважинного и другого оборудования. Для газовых скважин осложнения возникают при подтягивании конусов подошвенной воды. В случае дренирования нефтяной оторочки газовые и водяные конуса являются причиной снижения эффективности работы отдельных скважин и разработки месторождения в целом.
Конструкция забоев скважин, параметры пласта и призабойной зоны и их изменение во времени определяют продуктивные характеристики скважин, следовательно, и необходимое число скважин для разработки месторождения. Особенности притока газа к скважинам необходимо учитывать при выборе и обосновании методов интенсификации притока газа к скважине.
Дата добавления: 2018-02-28; просмотров: 1325; Мы поможем в написании вашей работы! |
Мы поможем в написании ваших работ!