Файл: Ширковский, А. И. Добыча и подземное хранение газа учебное пособие.pdf
ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 21.10.2024
Просмотров: 123
Скачиваний: 0
Вычислим структурный коэффициент
т = |
1,29-Юз |
10,7 — 3,22 lg |
(тГ
1,29-Юз
—— гу7 [Ю,7 ~ 3-22 (* -73)]- * = 9 -9- (1.73)
Найдем коэффициент извилистости
I = 0 ,645т0 ,545 = 0,645-9,90> 545 = 2,24.
Определим коэффициент формы газонасыщенного коллектора
Я = 1,55т0,455 = —- = — • = 4,42. £ 2,24
Вычислим удельную поверхность пористой среды
F =
к\ ,02-10~8 V/, У»
т
0,247
= 593 см2/см8.
0,428-1,02-10-« у /, 1/2
'9,9
0,247
Зависимости фазовой проницаемости к и пористости т от объема связанной воды 5 В примем в таком виде:
* •= M l — SB)2, |
т = |
та ( \— SB) , |
SB= |
0,182 — 0,1 lg — , |
||
Тогда |
|
|
|
|
|
т0 |
0,182—SB |
|
|
0,182—SB |
|||
|
|
|
||||
— (1 — SB)- 10 |
оЛ |
|
или 1,73 = (1 — SB)-10 |
ол |
||
Отсюда SB= 0,15. |
|
|
|
|
абсолютной |
проницаемости ко |
Определим коэффициент газонасыщенности рг, |
||||||
и открытой пористости т 0 |
|
|
|
|
|
|
pr = 1 — SD= 1 — 0,15 = |
0,85; |
|
||||
|
ко |
|
0,428 |
=0.592Д; |
|
|
|
(1 — 0,15)2 |
|
||||
|
|
|
|
|
||
|
т 0 = |
0,247 |
0,291. |
|
||
|
1 — 0,15 |
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
Найдем геолого-физические параметры пласта kh/\i, к, х, mh, klm поданным нестационарных исследований, используя кривую нарастания забойного давле ния, показанную на рис. 5.
kh 42,4-203,5-1,03-286
=225Д-м/сПз;
I1 — |
38,5-293 |
|
225р0 |
225-0,012 |
|
Л |
|
0.416Д; |
|
6,5 |
|
45
х = 0,445/q exp |
2,3 ( a - p l o - B Q l ) |
|
|
|
|
|
P' |
|
|
: 0,445-36-exp 2,3 |
[472 — 361 — 5,68- IQ—4 (203,5)2] |
n |
3510; |
|
|
38,5 |
= |
||
|
|
|
|
|
kh |
pH„„ |
24,4 |
|
|
mh = |
^ - |
= 22 500— 7 - = 156,5 cm; |
|
|
(X |
x |
3510 |
|
|
|
к |
0,012 |
|
|
— = |
3510—----= 1,73. |
|
|
|
|
m |
24,4 |
|
|
Из данных расчетов следует, |
что значение к/т, полученное из выражений |
|||
для коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В |
при |
исследовании |
||
скв. 50 на установившихся отборах, совпадает е этим же значением, получен ным при обработке кривой нарастания забойного давления.
Пример 7. Определить начальные запасы газа Султангуловского газового месторождения по кривой нарастания забойного давления и по коэффициенту фильтрационного сопротивления А в скв. 50.
Исходные данные |
для расчета: |
Q0 = 203,5 |
тыс. |
м3/сут; рн = 24,4 кгс/см2; |
Р' = 38,5 (кгс/см2)2/цикл; |
Л = 1,04 сут/тыс. м3 (кгс/см2)2; |
Rk |
||
— = 103; |
||||
По графику рис. 5 определяем 70= 1780 с. |
|
Rc |
||
|
|
|||
Запасы газа, подсчитанные после |
полной выработки месторождения |
|||
|
<2ф= 1,79-10° мз. |
|
|
|
Определим запасы газа по кривой нарастания забойного давления |
||||
2,3-2,25-107-203,5-24,42- 1780 |
1,67-10° м». |
|||
|
2-38,5-0,864-105 |
|||
|
|
|
||
Погрешность расчета |
|
|
|
|
|
( 1 ,7 9 - |
1,67)-100 |
|
|
6 н = ---------- --------------- = 6>7%- |
||||
Запасы газа, подсчитанные по коэффициенту фильтрационного сопротив |
||||
ления А |
|
|
|
|
2,25-107-24,42- 1780-2,3-3 |
1,825-10° ма. |
|||
Qa = —1 |
1 |
------ = |
||
Л1,04-0,864-105
Погрешность расчета
(1,79— 1,825)-100 ЬА = — ---------------------- = - 1 ,9 6 % .
Пример 8. Определить коэффициент качества вскрытия пласта С по следую
щим исходным данным: |
рн = 243 |
кгс/см2; 5 = 0,0148 |
(сут/тыс. |
м3)2 (кгс/см2)2; |
Qo= 1300 тыс. м3/сут; р |0 |
=4844 |
(кгс/см2)2; /?с = 6,5 м; |
|3'= 2200 |
(кгс/см2) 2/'цикл; |
время работы скважины до остановки ^р=45 ч; х=1500 см2/с. |
|
|||
Найдем Л<Эо |
|
|
|
|
AQo = р\ — Рз.о— BQl = 59 000 — 4844 — 0,0148-13002 = |
||||
= |
29 156 (сут./тыс.м3) (кгс/см2)2. |
|
||
46
Вычислим радиус влияния скважины |
|
|
||
|
R = - / 2,25-1500-45-3600 |
= 1160 м. |
|
|
|
RK= |
0,472-/? = 547 м. |
|
|
Определим коэффициент С |
|
547 |
|
|
|
2,3-29-156 |
|
|
|
~ |
2-2200 |
2,3 lg. 6,5-10-2 = 6 |
,2. |
|
§ 10. Определение |
числа работающих |
перфорационных каналов |
||
и радиуса полусферических каверн по изменению забойной температуры
При фильтрации газа в пористой среде температура его на забое скважины изменяется вследствие дросселирования газа и изменения его кинетической энергии
Д/0 = Д + Дt2, |
(95) |
где Д^о — общее понижение температуры газа |
на забое скважины |
при установившемся режиме в °С; Д^ — понижение температуры газа в процессе дросселирования в °С (оно определяется по эн тальпийным диаграммам или по среднему значению коэффициента
Джоуля — Томсона е); At2— изменение температуры, изменением скорости газового потока при движении питания до забоя скважины.
|
Д/1 = |
е(рк — Р3)- |
AmW32 |
|
Д/а = |
Ат К |
— Э |
||
2gCf |
21С~Р ’ |
|||
|
||||
при wK<£w3.
вызванное от контура
(96)
(97)
Здесь Ат — механический эквивалент тепла |
в ккал/кгс-м; |
U7K, W3— средние истинные скорости движения газа |
на контуре |
питания и забое скважины в м/с; Ср — удельная теплоемкость газа при постоянном (забойном) давлении и температуре в ккал/кг-°С; g — ускорение земного притяжения в м/с2.
Измерив Д^0 при установившемся движении газа, можно опре
делить истинную скорость движения газа на забое |
|
||
Щ = j / " [Д/„ — е (рк — Рз)1 |
• |
(98) |
|
Просветность забоя скважины |
|
|
|
П = -^_ = |
■° 2зРа— , |
|
■(99) |
а»3 |
Рзг и Р 3w 3 |
|
|
где v3— скорость фильтрации газа на забое скважины; Q — дебит скважины при ра= 1 кгс/'см2 и / 3;' /^ —-площадь фильтрации на забое скважины.
47
Просветность забоя скважины выражается также зависимостью (поверхностная пористость)
U = F J F S, |
(100) |
где Fi — площадь всех перфорационных отверстий
= |
F3= 2nRch, |
(101) |
Приравнивая выражения (99) и (100), найдем, число работаюющих отверстий п
4Qz3pa |
( 102) |
|
p3wazaTid2 |
||
|
Определив число работающих перфорационных каналов, зная пористость т, величину и структуру коэффициентов фильтрацион ного сопротивления А и В, можно вычислить средний радиус полу сферической каверны Ro путем подбора из равенства
[ |
о |
lnt + E‘ |
1 |
лАНраТс |
nR0 |
||
|
63106p3Tq |
Rc |
|
|
3n*R3 |
||
= m |
|
|
|
|
|
(103) |
|
|
2.42'i2/?c T'0,746104paB |
||
где I' и £' — коэффициенты учета несовершенства скважины по степени вскрытия пласта.
Пример 9. Определить число работающих перфорационных каналов и сред ний радиус полусферической каверны по данным исследований скв. 7 Мессоях-
ского газового месторождения. |
/?с = 0,1 м; #„=100 |
м; |
Л = 2,15 |
(сут/тыс. м3) |
|
Исходные данные: /0=14°С; |
|||||
(кгс/см2)2; |
5 = 0,00375 (сут/тыс. м3)2 (кгс/см2); h = 10 |
м; |
ро=0,014 сПз; zo=0,83; |
||
m = 0,2; |
ср = 0,75 ккал/кг° С; |
е= 0,467° С/кгс/см2; |
|
Q= 522,4 |
тыс. м3/сут; |
р3 = 68,3 кгс/см2; р„ = 78,8 кгс/см2; ^3=9°С.
Перфорация скважины осуществлена перфоратором ПКС-80 с линейной плот
ностью «1 = 10 |
выстрелов на 1 м, диаметр |
отверстия d = 8 |
мм. |
Скважина совер |
||
шенна по степени вскрытия пласта (gi и |
=0). Истинная |
скорость фильтрации |
||||
на забое скважины |
|
|
|
|
|
|
ш3 = /[ ( 1 4 — 9) — 0,467 (78,8 — 68,3)] 2-9,8-0,6-427 |
= |
22,4 м/с. |
||||
Находим число работающих перфорационных отверстий |
|
|
|
|||
|
_________522,4-Юз-0,83-1,03(273+ 14) |
|
|
|
||
П ~ 68,3-22,5-0,864-105(273 + 20) 3,14-0,0082 |
= |
|
||||
65 |
65 |
|
|
|
|
|
или п0 = — |
== — = 6,5 |
|
|
|
|
|
Определяем средний радиус полусферической каверны |
|
|
|
|||
|
Rо |
116-0,014-287-0.83 |
_ 1 ______■ |
|
|
|
|
3,14.2,15-10-293 |
2,3 lg |
|
|
|
|
|
|
6,5#„ |
|
|
||
48
63’106-0,56-1.205-2872 |
( 1 + |
О-1 |
\ |
|
|
3 ,4 2 -2 ^ |
) |
= 0,2 _2-9,9-9,81-0,1-2932.3,75-10-3.1,03-102-0,746-104 |
|||
или |
|
|
|
0,596 |
|
0,1 |
*/» |
|
126,6/?§ ] |
|
|
|
|
|
|
Путем подбора находим /?0 = 0,037 м = 3,7 |
см. |
|
|
§ 11. Оборудование устья газовой скважины
Оборудование устья газовой скважины предназначено для об вязки верхних концов обсадных колонн и фонтанных труб, герме тизации межтрубного пространства и соединений, осуществления контроля за технологическим режимом эксплуатации скважин. Оно состоит из колонной и трубной головок и фонтанной «елки».
К о л о н н а я головка обвязывает верхние концы кондуктора и эксплуатационной колонны, герметизирует межтрубное пространст во, является опорой трубной головки с фонтанной елкой. Т р у б н а я головка служит для подвески фонтанных труб и герметизации межтрубного пространства между эксплуатационной колонной и фонтанными трубами. На нее непосредственно устанавливают фонтанную елку крестового или тройникового типа.
Основным элементом фонтанной елки крестового тина является крестовина, тройникового — тройник.
На рис. 6 изображено оборудование устья газовой скважины с елками крестового и тройникового типов.
Фонтанная елка крестового типа имеет небольшую высоту, удобна в обслуживании, уравновешена. Применяется она в том случае, если в потоке газа отсутствуют твердые взвеси, газообраз ные или жидкие коррозионные агенты, в результате действия ко торых крестовина может разрушиться и скважина выйдет из эксплуатации.
Фонтанная арматура тройникового типа имеет два тройника: верхний является рабочим, нижний — резервным, который исполь зуется только во время ремонта или замены верхнего. Арматура этого типа имеет большую высоту (до 5 м от поверхности земли), неудобна в обслуживании, неуравновешена. Применяется она в особо сложных условиях эксплуатации скважины — при наличии твердых взвесей в потоке газа, вызывающих абразивный износ оборудования, газообразных или жидких коррозионных агентов (углекислота, сероводород, пропионовая, масляная или другие кис лоты жирного ряда), при резких колебаниях давления и темпера туры. В верхней части фонтанной елки устанавливается буферный патрубок с манометром, показывающим давление на головке сква жины (буферное давление).
49