- •Российский государственный университет нефти и газа имени и.М. Губкина филиал в г. Оренбурге
- •Оренбург 2012 Реферат
- •Содержание
- •1 Геологические параметры зоны, дренируемой скважинами, подключенными к укпг-8
- •1.1 Продуктивные пласты и объекты
- •1.2 Емкостные и фильтрационные свойства коллекторов
- •1.3 Начальное пластовое давление и температура
- •2 Обработка результатов газогидродинамических исследований скважин
- •2.1 Цели исследований газовых и газоконденсатных скважин
- •2.2 Исследования на стационарных режимах фильтрации газоконденсатных скважин
- •2.3 Расчет коэффициентов фильтрационного сопротивления
- •2.4 Расчет коэффициентов фильтрационного сопротивления а и в по результатам исследований на стационарных режимах фильтрации скважин № 517, 526, 8002 зоны укпг-8
- •2.5 Расчет коэффициента сверхсжимаемости по формуле Пенга – Робинсона
- •2.6 Расчет пластового давления:
- •В таблице 2.4 представлены результаты расчета параметров текущего состава газоконденсатной смеси зоны дренирования укпг-8.
- •2.7 Расчет давления на забое скважины
- •Геометрические параметры конструкции скважин. Для обработки результатов исследований необходимо найти забойное давление.
- •2.8 Результаты расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений
- •3 Технологический режим работы газоконденсатных скважин
- •3.1 Общие положения
- •3.2 Критерии выбора технологических режимов работы скважин
- •3.3 Обоснование безгидратного режима работы скважин
- •3.4 Расчет давления и температуры по стволу работающей скважины
- •3.5 Анализ технологических режимов скважин с учетом возможности обводнения подошвенной водой
- •При фактическом относительном вскрытии
- •3.6 Расчет технологического режима при наличии в газе коррозионно-активных компонентов
- •3.7 Расчет количества метанола, необходимого для предотвращения гидратообразования
- •3.8 Выбор и обоснование новых технологических режимов работы скважин
- •4 Расчет вертикальной проницаемости
- •4.1 Общие положения
- •Заключение
- •Список используемой литературы
2.4 Расчет коэффициентов фильтрационного сопротивления а и в по результатам исследований на стационарных режимах фильтрации скважин № 517, 526, 8002 зоны укпг-8
Порядок расчета коэффициентов фильтрационного сопротивления:
Рассчитываю по известному пластовому давлению на текущий год разработки состав газа. В процессе разработки Оренбургского НГКМ проводились лабораторные исследования компонентного состава пластовой смеси;
В результате накопленных данных ООО «ВолгоУралНИПИгазом» были определены эмпирические зависимости определения содержания компонентов в пластовой смеси в процессе разработки, в зависимости от изменения пластового давления по зонам Оренбургского НГКМ;
На 1 квартал 2011 года пластовое давление по скважинам составило:
Таблица 2.1 – Величина пластового давления по данным технологического режима ГПУ
№ скважины |
517 |
526 |
8002 |
Pпл, МПа |
3,7 |
3,17 |
3,7 |
Для данных давлений рассчитываем состав пластовой смеси по эмпирическим зависимостям ООО «ВолгоУралНИПИгаза»;
Рассчитываем псевдокритические параметры пластовой смеси;
Зная статическое устьевое давление, уточняем с помощью барометрической формулы пластовое давление методом последовательных приближений;
Рассчитываем забойное давление и забойную температуру согласно приведенному алгоритму на пяти режимах исследований;
Рассчитываем коэффициенты фильтрационных сопротивлений графоаналитическим методом.
Расчет состава пластовой смеси на примере скважины 517 УКПГ-8
Таблица 2.2 - Расчетные формулы компонентного состава пластовой смеси
Компонент пластовой смеси |
Формула расчета |
СН4 |
0,0006033·Р3 -0,0280818·Р2 +0,3167298·Р+83,655 |
С2Н6 |
-0,0000673·Р3 +0,0032164·Р2 - 0,0483019·Р+4,099 |
СЗН8 |
-0,0001239·Р3 +0,0054560·Р2 - 0,0710781·Р+1,918 |
n-С4Н10 |
0,00001031·Р4 -0,00061675·Р3 +0,01337759·Р2 -0,11621198·Р+1,138 |
С5+В |
- 0,000002·Р5+0,0001207·Р4-0,0029916·Р3+0,041428·Р2 -0,2491576·Р+1,085 |
N2 |
0,0000556·Р3 -0,0028501·Р2 +0,0383208·Р+5,154 |
Н2S |
-0,0000648·Р3+0,003107·Р2 -0,0455661·Р+2,4165 |
С02 |
0,0000596·Р2 -0,0021938·Р+0,841 |
Таблица 2.3 - Результаты расчета компонентного состава пластовой смеси
1. Плотность известного состава пластовой смеси определяется по формуле:
, (2.3)
где xi - объемное ( молярное ) содержание в % i компонента;
pi – плотность газа i компонента, кг/м3
2. Относительная плотность по воздуху определяется по формуле:
, (2.4)
где pв - плотность воздуха, кг/м3
3. Молярная масса пластового газа определяется по формуле:
, (2.5)
где Mi - молярная масса i компонента, кг/кмоль.
4. Псевдокритическое давление пластового газа определяется по формуле:
, (2.6)
где Ркр.i – критическое давление i компонента, МПа
5. Псевдокритическая температура пластового газа определяется по формуле:
, (2.7)
где Ткр.i – критическая температура i компонента, К
6) Фактор ацентричности молекул отдельных компонентов определяется по формуле
, (2.8)
где фактор ацентричности молекул отдельных компонентов.
Для газовых смесей газоконденсатных месторождений рекомендуется использовать формулы:
, , (2.9)
где (2.10)
Газовая постоянная определяется по формуле:
, (2.11)
где Ri – газовая постоянная отдельных компонентов, м/К
Приведенное давление пластового газа определяется по формуле:
, (2.12)
где Р – фактическое давление, МПа
Приведенная температура пластового газа определяется по формуле:
, (2.13)
где Т – фактическая температура, К
Изобарная теплоемкость пластового газа при атмосферном давлении и заданной температуре Т определяется по формуле:
(2.14)
где gi - массовая доля i – го компонента, доли единиц;
С0рi – изобарная теплоемкость при температуре Т и атмосферном давлении Рат i – го компонента, ккал/кг·К
Расчет псевдокритических параметров представлен в таблице 2.3.