книги из ГПНТБ / Ширковский, А. И. Добыча и подземное хранение газа учебное пособие

Производя выкладки, аналогичные для случая фильтрации га­ за по закону Дарси, получим выражение для дебита газа, пола­ гая k, р и г независимыми от р и S

п о р и с т о й с р е д ы по к о э ф ф и ц и е н т а м ф и л ь т р а ц и о н н ы х с о п р о т и в л е н и й / ! и В.

Определим коэффициент проницаемости из выражения для А

1 16[1q ZqT Q

(65)

nAhpnTc

где Si — коэффициент учета несовершенства скважины по степени

рактеру вскрытия пласта — определяется по приближенной форму­ ле Е. М. Минского

Здесь п — число работающих перфорационных отверстий, прихо­ дящихся на 1 м вскрытой мощности пласта; Ro— радиус полусфе­ рической каверны в пласте, прилегающей к перфорационному отверстию в металлической обсадной колонне и цементном камне за колонной (Ro зависит от типа перфоратора и крепости горных пород).

При применении перфоратора ПК-ЮЗ радиус полусферической каверны (в мм) можно определить из выражений:

для гранулярных газоносных коллекторов (песков и песчани­ ков)

* В Международной системе за единицу динамической вязкости газа р<> принят 1 Н -с/м2=1 Па-с. 1 пауз (Пз) = 102 сантипуаз (сПз) = 1 дин-с/см2=-- = 10-‘ Н • с/м2=10” 1 Па-с.

40

Подсчитаем коэффициент пористости m путем деления значения к, определенного по выражению для А на величину klm, получен­ ную выше

Определим структурный коэффициент т по формуле А. И. Ширковского

1,29-10з

(73)

(k — в Д, m — в долях единицы).

Вычислим коэффициент извилистости пористой среды

где L и L0— длина соответственно криволинейного и прямолиней­ ного порового канала среднего радиуса. Рассчитаем коэффициент формы газонасыщенного коллектора

Определим удельную поверхность пористой среды (в см2/см3)

(76)

1,02-10-8

J V .

Найдем объем связанной воды SB путем подбора из уравнения

41

Нестационарная изотермическая плоскорадиальная фильтрация реального газа в однородном пласте при справедливости закона Дарси описывается нелинейным дифференциальным уравнением в частных производных параболического типа

Интегрирование его возможно при применении методов ли­ неаризации или численных методов решения с использованием ЭВМ.

Обработка кривых нарастания забойного давления в скважинах без учета притока газа в ствол скважины при ее закрытии на устье по схеме бесконечного пласта проводится по формуле

P'

42

в м; В в ( - W - )2- ( ^ ) 2.

тыс.м3 см2

Величины а и р определяются по кривой нарастания забойного давления после остановки скважины, построенной в координатах p i — lg^ (рис. 5) : а — отрезок, отсекаемый прямолинейным участ­

где Qo— установившийся дебит, с которым скважина работала до остановки, в тыс. м3/сут; рп— статическое пластовое давление в объеме дренирования в кгс/см2; t0—-время полного восстановле­

Здесь RK= 0,472 R — радиус контура области питания при уста­ новившихся условиях работы скважины; Rc,n— приведенный ра­ диус скважины, т. е. радиус такой гидродинамически совершенной по степени и характеру вскрытия пласта скважины, которая имеет одинаковый дебит с несовершенной скважиной радиуса Rc при одинаковой разности давлений рк — р3. Принимаем, что контурное давление рк приближенно равно начальному давлению рн

43

Запасы газа в удельном объеме дренирования скважины мож­ но определить по коэффициенту фильтрационного сопротивления А

коэффициент и удельную поверхность пористой среды по данным исследования гидродинамически совершенной по степени и характеру вскрытия пласта скв. 50 Султангуловского газового месторождения по данным исследований на устано­ вившихся режимах.

Найдем отношение kjm из уравнения для В

63-102рат2

Г- 2я2й2 Т* Rc0 ,746В

63-102-0,68-1.205-2862

2,28.

2-9,9-6,52-9,81 -2932-0,06-1,03-104-5,68-10~4

k

— = 1,73.

Определим пористость т, разделив k на к[т

0,428

0,247.

1,73

44

Вычислим структурный коэффициент

(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:

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;

45

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.

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

46

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

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

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

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)

где Fi — площадь всех перфорационных отверстий

Приравнивая выражения (99) и (100), найдем, число работаюющих отверстий п

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

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-

р3 = 68,3 кгс/см2; р„ = 78,8 кгс/см2; ^3=9°С.

Перфорация скважины осуществлена перфоратором ПКС-80 с линейной плот­

48

§ 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