- •Требования к подземному оборудованию
- •Оборудование забоя газовых скважин
- •Лекция 17. Расчет подъемника газовой скважины
- •Особенности притока газа и газоконденсатной смеси к скважине
- •Исследования газовых скважин
- •Виды исследований
- •Обработка индикаторной кривой
- •Исследование газовых скважин на нестационарных (неустановившихся) режимах
- •Лекция 22. Исследования газоконденсатных скважин Методы исследований газоконденсатных скважин
- •Лабораторные исследования газоконденсатных смесей
- •Промысловые установки для проведения исследований газоконденсатных скважин
- •Комплексные исследования при наличии сероводорода и углекислого газа
- •Геологические факторы
- •Технологические факторы
- •Технические факторы
- •Экономические факторы
- •Промысловые газопроводы Расчет шлейфов на пропускную способность
- •Требования отраслевых стандартов
- •Требования на качество сухого газа
- •Требования к качеству природного газа, подаваемого в магистральный газопровод (ост-51.40 –93)
- •Требования на конденсат
- •Установка низкотемпературной сепарации
- •Принципиальная схема осушки природного и нефтяного газа жидкими сорбентами
- •Расчет количества абсорбента
- •Назначение дкс
- •Эксплуатация промысловой дкс характеризуется
- •Размещение дкс на укпг
- •Покрытие сезонной неравномерности газопотребления
- •Отбор газа
Обработка индикаторной кривой
|
Рис.2. Индикаторная кривая |
РПЛ2 – РЗ2 = аQ + вQ2 , (1)
где
РПЛ2 = РУСТ2 · e2S
РЗ2 = РУСТ2 · e2S + Q2
|
Рис.3. Зависимость РПЛ2 – РЗ2/Q от Q |
вQ2 – потери давления, вызванные инерционными силами вследствие извилистости поровых каналов, имеющих большие значения при высоких скоростях газа.
Делим обе части уравнения на Q и получаем:
(2)
Этот метод называется графоаналитическим.
а и в можно найти методом наименьших квадратов:
a= (3)
b= (4)
(5)
- вязкость газа, Пас при пластовых условиях
k - проницаемость,мкм2
RK- радиус контура питания. В случае определенной сетки скважин можно принять радиус контура питания RK половине радиуса дренирования, при условии если дебит скважин одинаков; Rс – радиус скважины
(6)
l - параметр макрошероховатости l=
- cтруктурный коэффициент, характеризующий извилистость и непостоянство сечения поровых каналов определяется по корреляции Ширковского А.И.
(7)
уравнения 1 и 2 применимы для скважин, совершенных по степени и характеру вскрытия.
Для гидродинамичности несовершенных скважин, а также учитывая Z:
(8)
(9)
Несовершенство по степени вскрытия характеризуют коэффициенты С1 и С2
(10)
где , , (11)
несовершенство по характеру вскрытия характеризует С2,С4
(12)
где Rо – радиус перфорационных отверстий (для пулевой перфорации Rо = 2-3 см)
(13)
(14)
ЛЕКЦИЯ 21
Исследование газовых скважин на нестационарных (неустановившихся) режимах
Исследование газовых скважин при неустановившихся режимах проводится при пуске скважины в работу с постоянным или изменяющимся дебитом или давлением, при остановке скважины после некоторого периода ее работы на установившемся режиме или в случае переменного дебита при ее работе.
При исследованиях измеряют и записывают дебиты, давления и температуры и соответствующее им время.
Например, при t = 0 закрываем задвижку на работавшей струне. Далее в фиксированные моменты по секундомеру (через 10, 30 или 60 с и более) после закрытия задвижки записывают давления и температуры газа в затрубном пространстве и на головке скважины.
При исследовании скважин скважинными манометрами и термометрами после закрытия скважины получаем данные об изменении во времени давления и температуры на глубине остановки приборов.
Обработка кривых нарастания забойного давления
С целью получения исходных данных для обработки кривых нарастания и стабилизации давления скважину пускают в эксплуатацию (если скважина перед этим была закрыта), при этом регистрируют изменение во времени давления на головке, в затрубном пространстве и измерителе дебита (ДИКТ). После достижения стабилизации скважину закрывают и снимают кривую изменения нарастания давления на головке и в затрубном пространстве в зависимости от времени.
Забойное давление определяют по давлению на устье. Во всех случаях, особенно для газоконденсатных скважин, предпочтительно снимать кривые стабилизации и нарастания давления на забое с помощью дифференциальных глубинных манометров.
Полученную кривую нарастания забойного давления обрабатывают по формуле
(1)
где
(2)
(3)
и — соответственно текущее и начальное забойные давления (до остановки скважины), МПа; t— время восстановления давления,c; Qc — дебит скважины до остановки,м3/с; рат— абсолютное атмосферное давление, Мпа; — коэффициент пьезопроводности,м2/с; m—пористость, доли единицы; — коэффициент нелинейного сопротивления в двучленной формуле стационарного притока в скважине. Приведенный радиус скважины (4)
где - коэффициент скин-эффекта (отличие параметров пласта от параметров призабойной зоны)
(5)
Здесь - проницаемость призабойной зоны радиусом Ro; С1 и С2-коэффициенты несовершенства скважины соответственно по степени и характеру вскрытия.
Обработанная в координатах от кривая нарастания имеет вид, показанный на рис.1.
|
Рис.1. Вид кривой нарастания забойного давления, обработанной в координатах от |
По полученному прямолинейному участку определяют тангенс угла наклона, который равен и отрезок, отсекаемый на оси ординат и равный .
По полученным значениям и находят следующие параметры пласта.
Параметр проводимости
(6)
При известных вязкости и эффективной толщине пласта значение проницаемости
(7)
При известном коэффициенте
(8)
При известном коэффициенте пьезопроводности
(9)
Согласно формуле (4) коэффициент С характеризует степень совершенства вскрытия пласта и учитывает как скин-эффект, так и совершенство скважин по степени и характеру вскрытия.
Если то это указывает на наличие дополнительного сопротивления в призабойной зоне. При сравнении значений коэффициентов С по различным скважинам можно судить о качестве вскрытия в той или иной скважине и намечать мероприятия по интенсификации притока.