Влияние изменения толщины газоносного пласта в процессе разработки газового месторождения - Геология, гидрология и геодезия курсовая работа

Главная

Геология, гидрология и геодезия
Влияние изменения толщины газоносного пласта в процессе разработки газового месторождения

Методы расчета безводного периода работы скважин с учетом реальных свойств газа и неоднородности пласта. Газоконденсатоотдача залежей с подошвенной водой. Динамика накопленной добычи газа и вторжения воды в залежь Среднеботуобинского месторождения.


посмотреть текст работы


скачать работу можно здесь


полная информация о работе


весь список подобных работ


Нужна помощь с учёбой? Наши эксперты готовы помочь!
Нажимая на кнопку, вы соглашаетесь с
политикой обработки персональных данных

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина
Кафедра разработки и эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений
на т ему: " Влияние изменения толщины газоносного пласта в процессе разработки газового месторождения "
При проектировании разработки газовых и газоконденсатных скважин надо исходить из того, что как для скважин залежей массивного типа, так и при контурных частях залежей пластового типа существует возможность обводнения подошвенной водой. На поздней стадии разработки в продукции скважин возрастает вероятность появления подошвенных и краевых вод залежи в результате подъема уровня ГВК.
Часто по разным причинам приходится осуществлять разработку месторождения при дебитах, значительно превышающих их предельные значения, что приводит к интенсивному обводнению скважины. В связи с этим возникают серьезные проблемы: увеличение безводного периода и текущей газоотдачи; разработка методов расчета безводного периода работы скважин с учетом реальных свойств газа и неоднородности пласта; разработка методов прогнозирования газоконденсатоотдачи залежей с подошвенной водой. Решение данных проблем весьма актуально, поскольку для большинства газоконденсатных месторождений прорыв подошвенной воды является одним из основных факторов, осложняющих работу скважин и занижающих конечный коэффициент газоконденсатоотдачи.
В соответствии с основной целью, в работе решаются следующие задачи:
1. оценить дебиты скважин с учетом наличия подошвенных и краевой воды;
2. рассмотреть влияние анизотропии пласта.
1. Закономерности изменения предельного безводного дебита
Установление технологического режима эксплуатации газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, относится к задачам высшей сложности. Точное решение этой задачи с учетом нестационарности процесса конусообразования, неоднородности пористой среды в вертикальном и горизонтальном направлениях, различия законов фильтрации газа и воды, изменения их физических свойств в процессе разработки, формы и границ разделов газ-вода, фазовых проницаемостей и капиллярных сил практически невозможно. Как правило, безводные дебиты, определяемые расчетным путем, оказываются значительно больше фактических, и конус подошвенной воды прорывается в скважину при дебитах сравнительно меньших, чем расчетные. Тем не менее, в виду важности данной задачи при проектировании и эксплуатации газовых месторождений рассмотрим основные закономерности изменения предельного безводного дебита в зависимости от величины вскрытия и анизотропии пласта.
Предельным безводным дебитом будем считать производительность скважины, получаемую при достижении вершины конуса воды забоя скважины. Отсюда следует, что для получения безводного дебита необходимо, чтобы уровень контакта газ-вода под скважиной был ниже нижних перфорационных отверстий. Это означает, в скважине необходимо создать такую депрессию, при которой уровень конусообразования воды будет меньше высоты [2].
В большинстве газоносных пластов вертикальные и горизонтальные проницаемости различаются, причем вертикальная проницаемость k в значительно меньше горизонтальной. Низкая вертикальная проницаемость снижает опасность обводнения газовых скважин в процессе эксплуатации. Однако при низкой вертикальной проницаемости затрудняется и подток газа снизу в область влияния несовершенства скважины по степени вскрытия. В связи с этим необходимо учитывать влияние анизотропии, так как использование методов определения Q пр , разработанных для изотропных пластов, приводит к существенным погрешностям..
Чем больше подъём ГВК, тем выше погрешность в величинах дебитов, определённых без учета подъёма ГВК. Величина подъёма контакта зависит от запасов и отбора газа, активности водонапорной системы, коллекторских свойств водо-газоносного пласта и др. Внедрение в процессе разработки подошвенной воды приводит к изменению пластового давления и уменьшению газонасыщенной толщины пласта. При больших упругих запасах воды необходимо учитывать упругоёмкость воды и водоносного пласта.
Зависимость предельного безводного дебита Qпр от относительной толщины вскрытия
показывает, что существует некоторое вскрытие, при котором предельный, безводный дебит становится максимальным (рис.1 и 2). При этом для получения максимального дебита степень вскрытия пластов с низкой продуктивностью должна быть больше, чем пластов с высокой продуктивностью, так как с уменьшением проницаемости Q пр тоже уменьшается.
Учет влияния анизотропии пласта показывает, с уменьшением вертикальной проницаемости предельный дебит существенно снижается (1). Кроме того, с уменьшением параметра анизотропии пласта
величина вскрытия пласта h вс при которой Q пр становится максимальным, увеличивается.
На величину безводного дебита влияют снижение р(t) и h(t). Чем меньше р(t) и h(t), тем ниже безводный дебит скважины, хотя в целом вторжение воды в газовую залежь несколько замедляет темп снижения пластового давления (рис. 2). На данном рисунке кривые 1-3 соответствуют безводным дебитам при р пл (t)= 25,7; 21,9 и 14,4 МПа, получаемым при подвижном контакте газ-вода. Безводные дебиты при этих же пластовых давлениях, но при неподвижном контакте газ-вода показаны пунктирными кривыми 2-5. Из рис. 2 видно, что при подвижном контакте газ-вода Q пр снижается более интенсивно, чем при неподвижном газо-водяном контакте. Сравнение кривых зависимости Q пр от h, построенных при одинаковых рпл(t) для h 0 и h(t), позволяет определить характер изменения Q пр при подвижном контакте и прогнозировать безводные дебиты при проектировании разработки газовых месторождений. Для заданной величины вскрытия пласта hвс изменение газонасыщенной толщины в результате подъема ГВК приводит к обводнению газовой скважины.
Характер изменения Q пр , соответствующего максимуму кривых зависимости Q пр от `h при неподвижном (кривая 1) и подвижном (кривая 2) ГВК, показан на рис. 3. Из кривой 2 видно, что при заданной величине h вс по мере снижения пластового давления и подъема ГВК Q пр резко снижается и по достижении h(t) = h вс скважина обводняется. Для избежания обводнения в процессе разработки необходимо синхронно с изменением h(t) изменять и вскрытую толщину пласта h вс . Только тогда скважина будет эксплуатироваться до полного истощения залежи.
Для анизотропного пласта независимо от величины параметра анизотропии n при снижении Р пл и уменьшении h(t) Q пр снижается. С уменьшением вертикальной проницаемости k в или параметра анизотропии n Q пр уменьшается. Это означает, что уменьшение доли дебита за счет подтока из невскрытой части пласта происходит в результате ухудшения вертикальной проницаемости пласта. В конечном счете, при существенном снижении вертикальной проницаемости безводный дебит стремится к дебиту скважины, вскрывшей пласт толщиной h в с , где имеет место только плоскорадиальная фильтрация газа к скважине. Следовательно, при снижении параметра анизотропии n наиболее выгодно полное вскрытие пласта [4].
При установлении технологического режима эксплуатации скважин используются данные, накопленные в процессе поиска, разведки и эксплуатации месторождения путем изучения его геологического строения, проведения газодинамических, газоконденсатных, геофизических и лабораторных исследований свойств пористой среды и содержащихся в ней газов, конденсата и воды [3].
Согласно с этой методикой, при заданном в призабойной зоне гиперболическом характере изменения толщины газоносного пласта предельный безводный дебит газовый скважины определяется по формуле:
где - относительный радиус контура питания, определяется
µ - вязкость газа, мПас; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа; Т пл - пластовая температура, К; Q пр - предельный безводный дебит скважины, тыс. мі/сут; k - коэффициент проницаемости пласта, мкмІ; h - толщина пласта, м; Т ст - стандартная температура, К; с ат - плотность газа при атмосферных условиях, кг/мі; Р ат - атмосферное давление, МПа; l - макрошереховатость фонтанных труб, м;
С достаточной для практики точность величину можно определить:
с г , с в - соответственно плотности газа и воды в пластовых условиях, кг/мі; g - ускорение свободного падения, м/сІ.
k 0 - коэффициент проницаемости, определяемый по формуле
А и В - коэффициенты фильтрационного сопротивления, учитывающие степень вскрытия пласта скважиной, МПа 2сут/тыс мі; R скв - радиус скважины, мм.
Согласно этой методике предельный дебит определяется по формуле:
где Q пр - это предельный безводный дебит, мі/сут; Q* - безразмерный безводный дебит скважины, определяемый по формуле:
По этому методу можно оценить только текущий безводный дебит скважины.
1. Относительное вскрытие пласта на текущий момент разработки месторождения, определяется по формуле:
2. Относительный радиус контура питания скважины
3. По формуле (11) рассчитываем коэффициенты фильтрационного сопротивления:
4. Плотность газа определяется по выражению:
5. Используя формулу (9) находим коэффициент Джоуля - Томсона:
6. Полученные значения, подставив в формулу (4) получаем коэффициент проницаемости:
7. Для определения безразмерного дебита используем формулу (7), подставив значения в выражение, получаем:
8. Исходя из полученных значений, определяем безводный режим скважины по формуле (6):
9. По формуле (6) рассчитывалось предельный безводный дебит для различных значений относительных вскрытий пласта. Полученные значения представлены в таблице 2. Из полученных значений построен график зависимости Q пр от h отн скважины СБт - 74, в которой видно, что при
h отн = 0,4 Q пр =188,48 тыс. мі/сут. (рис.5)
Таблица 2. Зависимость предельного безводного дебита от относительного вскрытия пласта СБт -74
Рис. 5. Зависимость Q пр от h отн скважины СБт - 74
Аналогично произведены расчеты для скважин СБт-156 и СБт-163.
Результаты расчета скважины СБт-156 и СБт-163 приведены в таблице 3.
Таблица 3. Результаты расчетных показателей скважин СБт-156 и СБт-163
Значение Q пр в зависимости от относительного вскрытия пласта скважин СБт-156 и СБт-163представлены в таблице 4 и в таблице 5, соответственно.
Таблица 4. Зависимость предельного безводного дебита от относительного вскрытия пласта СБт -156
Таблица 5. Зависимость предельного безводного дебита от относительного вскрытия пласта СБт -163
Графики зависимости скважин СБт-156 и СБт-163 представлены на рисунках 6 и 7, соответственно.
Рис. 6. Зависимость Q пр от h отн скважины СБт - 156
Рис. 7. Зависимость Qпр от hотн скважины СБт - 163
Расчет изменения пластового давления по интервалам разработки производится по следующим формулам:
Исходя из произведенных расчетов и полученных данных, в соответствии с поставленной целью, были с сделаны следующие выводы:
1. Технологический режим эксплуатации газовых при наличии подошвенной воды, их предельные безводные дебиты определяются приближенно. Метод Алиева З.С. наиболее близка к истинным значениям скважин, так как этот метод, более объективно описывает процесс изменения предельно безводного дебита в зависимости от степени вскрытия пласта и величины допустимой депрессии на пласт. Полученные значения хорошо согласуется с реальными значениями Среднеботуобинского месторождения.
2. Согласно по методике, существует некоторое вскрытие, при котором предельно безводный дебит становится максимальным. Для скважины СБт-74 при относительном вскрытии равной h отн =0,4 максимальный безводный дебит скважины СБт - 74 равно 188 тыс. мі/сут, но в данное время относительное вскрытие скважины составляет 0,9, тогда как предельно безводный дебит скважины ограничен до 58,74 тыс.мі/сут, но при этом скважина эксплуатировалась с суточным дебитом равной 98,5 тыс. мі/сут, что привело к прорыву подошвенной воды. В текущий момент относительное вскрытие скважины СБт - 156 составляет hотн = 0,2, при этом вскрытии предельный безводный дебит равен Q пр = 352,43 мі/сут. В данное время скважина эксплуатируется суточным дебитом Q = 34 тыс. мі/сут, что обеспечивает безводную эксплуатацию скважины. Из полученных данных, видно, что скважина СБт-163 тоже эксплуатируется в безводном режиме при текущем относительном вскрытии равной h отн =0,5 предельно безводный дебит составляет Q пр = 160 мі/сут.
3. Для того, чтобы скважины не обводнялись в процессе разработки, необходимо синхронно изменять рабочий дебит скважины с учетом изменения относительного вскрытия пласта h отн .
1. Показатели технологической схемы разработки Среднеботуобинского газоконденсатного месторождения 2008 гг. Текст:отчет о НИП/Закрытое Акционерное Общество "КрасноярсГеофизика", -Красноярск, 2008. - 335 с
2. Шакиров А.Б. Отчет "Технологическая схема разработки Центрального и Северного блоков Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения", - Мирный, 2004. - 265с.
3. Алиев P. C., Мараков Д.А. Разработка месторождений природных газов: Учебное пособие для вузов. - М.: МАКС Пресс, 2011. - 340 с.
4. Правила разработки газовых и газоконденсатных месторождений Текст: утв. Госгортехнадзором СССР 06.04.1970. - М.: Недра, 1971. - 104 с.
5. Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов Р.М. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. - М.: "Недра-Бизнесцентр", 2002. - 880 с.
6. Ивановский В.Н., Дарищев В.И., Каштанов В.С. и др. Нефтегазопромысловое оборудование: Учебник для ВУЗов. - М.: "ЦентрЛитНефтеГаз", 2006. - 720 с.
7. Кудинов В.И. Основы нефтегазопромыслового дела. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; НИЦ "Регулярная и хаотическая динамика"; Удмуртский госуниверситет, 2008. - 720 с.
8. Мищенко И.Т., Сахаров А.В., Грон В.Г., Богомольный Г.И. Сборник задач по технологии и техники нефтедобычи. - М.: Недра, 1984 г. - 272 с.
9. Юрчук А.М. Расчеты в добыче нефти. - М.: Издательство "Недра", 1969 г. - 116 с.
Геолого-промысловая характеристика пласта П Лозового нефтяного месторождения. Капиллярные барьеры, аккумулирующие углеводороды. Составление капиллярно-гравитационных моделей залежей нефти и газа с целью их разведки и разработки. Анализ давлений пласта П. курсовая работа [1,0 M], добавлен 05.05.2014
Общие сведения о Барсуковском месторождении: геолого-эксплуатационная характеристика, тектоника, нефтегазоносность, свойства нефти, воды и газа. История проектирования месторождения. Состояние фонда скважин. Построение характеристик обводнения пласта. дипломная работа [546,3 K], добавлен 21.09.2012
Описание геологического строения месторождения. Физико-химические свойства и состав свободного газа. Расчет количества ингибитора гидратообразования для процесса его добычи. Технологический режим работы скважины. Подсчет запасов газовой залежи пласта. дипломная работа [1013,9 K], добавлен 29.09.2014
Сведения о месторождении Амангельды: структура и геологический разрез, газоносность. Система разработки месторождения. Подсчет запасов газа и конденсата. Оценка и эксплуатация скважин. Технико-экономические показатели разработки газоносного месторождения. дипломная работа [6,0 M], добавлен 02.05.2013
Анализ достоверности залежей запасов газа; фонда скважин, годовых отборов из месторождения, состояния обводнения. Расчет показателей разработки месторождения на истощение при технологическом режиме эксплуатации скважин с постоянной депрессией на пласт. курсовая работа [1,3 M], добавлен 27.11.2013
Сведения о Западно-Коммунарском месторождении. Коллекторские свойства пласта. Физико-химические свойства нефти, газа и воды. Подсчет запасов нефти и газа. Характеристика системы воздействия на пласт. Определение эффективности разработки нефтяных залежей. курсовая работа [273,2 K], добавлен 23.10.2013
Геологическое строение нефтяного месторождения. Глубина залегания, нефтеносность и геолого-физическая характеристика пласта 1БС9. Изучение динамики фонда скважин и объемов добычи нефти. Анализ показателей разработки и энергетического состояния пласта. контрольная работа [4,8 M], добавлен 27.11.2013
Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д. PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах. Рекомендуем скачать работу .

© 2000 — 2021



Влияние изменения толщины газоносного пласта в процессе разработки газового месторождения курсовая работа. Геология, гидрология и геодезия.
Курсовая работа по теме Обучение орфографии учеников 5 класса общеобразовательных учреждение
Курсовая работа по теме Роль гри в процесі формування усного мовлення учнів
Курсовая работа по теме Стилистика языка рекламы
Курсовая работа по теме Поетика збірки Н. Лівицької-Холодної 'Вогонь і попіл'
Контрольная работа по теме Концепція 'довгих хвиль' економічного розвитку
Реферат: Судебники 1497 и 1550 годов, сравнительный анализ
Реферат: Приватизация в Республике Беларусь
Криминалистическая характеристика грабежей и разбойных нападений
Доклад по теме Разговоры о сексе
Дипломная Работа На Тему Англоязычные Заимствования В Современном Русском Языке (На Примере Сми)
Реферат по теме Атрибутивная концепция и процесс разработки стратегии позиционирования имиджа компании
Реферат На Тему Кадровая Политика Предприятия
Реферат по теме Октябрьская революция в России: проблемы, оценки, расстановка политических сил
Реферат: Abraham Lincoln 6 Essay Research Paper Abraham
Сочинение 9.3 Фантазия Аргументы Из Литературы
Доклад по теме Фармер Милен (Mylene Farmer)
Контрольная работа: Стратегии успешного воспитания личности
Курсовая Работа На Тему Подсчет И Индикация Деталей
А Байтұрсынұлы Ұлт Жанашыры Эссе
Аттестационная Работа На Высшую Процедурная Медсестра
Бухгалтерский учет поступления и выбытия основных средств - Бухгалтерский учет и аудит курсовая работа
The United States of America - География и экономическая география реферат
Учёт общепроизводственных расходов - Бухгалтерский учет и аудит реферат