книги из ГПНТБ / Амиян, В. А. Добыча газа [учеб. пособие]

Если /?3 абс не превышает 20 кгс/см2 (т. е. zcp<=&1), то вычислен­ ное значение QCB принимают за истинное. Если р3 абс больше 20 кгс/см2, то делают перерасчет с учетом zcp, которое определяется для среднего забойного давления, найденного по формуле

___2_

Р ср g Р з *

После этого вновь определяют QCBпо формуле (141) и р3 по фор­ муле (142). Если новому значению 2/3 р3 соответствует принятое zcp или оно не выходит за пределы точности определения, то полученное

газа из трубы не превышает критического значения (для метана

из скважины, если принять абсолютное давление на забое равным 1 кгс/см2, определяют по формуле

Обработка индикаторных линий с учетом реальных свойств газа

Для обработки результатов испытания газовых скважин методом установившихся отборов используют формулы, полученные для идеального газа. При высоких пластовых давлениях и больших депрессиях это приводит к искажению вида индикаторных линий, неправильной их интерпретации и, следовательно, к неточному определению параметров пласта.

200

/?пр = 1 ^ к = ^ 2 ^

Здесь рпл и р,з — приведенные вязкости при пластовой темпера­ туре и соответственно при пластовом и забойном давлениях; — вязкость газа при абсолютном давлении 1 кгс/см2 и пластовой тем­ пературе Тпл; ц — вязкость газа при давлении р и пластовой тем­ пературе Тпд.

Формулу (146) можно использовать для определения коэффици­

В табл. 28 и на рис. 114 приведены сравнительные результаты обработки данных испытания по формуле (147) и по формуле для

При расчетах по формуле (148) получают заниженные значения коэффициентов а и 6; для коэффициента а вместо 64 получаем 57

201

WS380 200000 q, п^/сут

202

Зависимость между дебитом скважины и перепадом давления имеет вид:

Ар2 = р 2т _ pi = аQ+ bQ2

или

АР 2 = а + Ь<?.

Q

Из графика (см. рис. 116) определяем

Но значению коэффициента а определяем проницаемость пласта:

203

§ 47. ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ НЕСТАЦИОНАРНОМ РЕЖИМЕ ФИЛЬТРАЦИИ

Этими методами при нестационарных режимах фильтрации можно определить проводимость, пьезопроводимость, проницаемость, пори­

фициент нелинейного сопротивления в двучленной формуле стацио­

Здесь С — коэффициент «скин-эффекта»:

k t — проницаемость призабойной зоны с радиусом R 0.

204

Коэффициенты с( и с2 характеризуют несовершенство скважины по степени и характеру вскрытия [см. формулы (135) — (137)].

Обработанная в координатах р\ от lg t кривая нарастания имеет вид, показанный на рис. 117. По полученному прямолинейному участку определяют тангенс угла наклона, который равен |3, и отре­ зок, отсекаемый на оси ординат, равный а. По полученным коэф­ фициентам а и р определяют следующие параметры пласта.

1. Проводимость

[7?с] см; [h] м; [6] (-r ^ g ^ r )2.

Коэффициент С согласно формуле (152) характеризует степень совершенства вскрытия пласта и учитывает как «скин-эффект» (отличие параметров пласта от параметров призабойной зоны), так и совершенство скважин по степени и характеру вскрытия. Если С > 0 то это указывает на наличие дополнительного сопро­ тивления в призабойной зоне.

Пример. После продувки скважины через фонтанные трубы в течение 45 ч с дебитом Q„ = 1300 тыс. м3/сут при абсолютном пластовом давлении 243 кгс/см2 снимали кривую нарастания давления на головке. Данные обработки резуль­ татов по кривой нарастания давления в координатах р§ от lg t по формуле (149) представлены в табл. 30 и на рис. 117.

По графикам рис. 117 находим: а = 46 000; {5 = 2200. Зная (3, по формуле (153) определяем

205

Таким образом, коэффициент несовершенства вскрытия в данной скважине

Г)

составляет 6,25. Если принять Дк= 500 м, то lg — = 3,89, т. е. за счет несо-

Лс

вершенства вскрытия пласта сопротивление увеличено почти в 2,5 раза.

§ 48. ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ИЗВЛЕЧЕНИЯ ПРИ РАЗРАБОТКЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ

При разработке газоконденсатной залежи без поддержания пла­ стового давления часть пентанов и вышекипящих выделяется в пласте и остается неизвлеченной. Количество теряемого в пласте конденсата различно для разных залежей и колеблется от нескольких до несколь­ ких сотен см3 на 1 м3 пластового газа.

Для определения количества пентанов и вышекипящих углеводо­ родов, поступающих в газ, добываемый из данной залежи, которая

206

разрабатывается со снижением пластового давления, необходимо установить потерянное количество углеводородов к концу разра­ ботки залежи (иначе говоря, определить коэффициент извлечения конденсата из пласта).

Пластовые потери стабильного конденсата определяются для пластового газа до начала промышленной эксплуатации залежи.

Если содержание пентанов и вышекипящих в пластовом газе равно не менее 35 г/м3, пластовые потери конденсата определяют экспериментально на специальной аппаратуре (УГК-3); если содер­ жание менее 35 г/м 3, то пластовые потери приближенно рассчиты­ ваются аналитически.

Определение потерь стабильного конденсата

Для определения пластовых потерь стабильного конденсата расчетным путем принимаются условия: 1) известно потенциальное содержание жидких углеводородов в пластовом газе; 2) известен максимальный объем стабильного конденсата Fmax и давление /?тах, соответствующее этому объему; 3) при начальном пластовом давле­ нии количество выделившегося конденсата равно нулю; 4) давление начала конденсации принимается равным начальному пластовому.

При принятых выше условиях, исходя из экспериментальных данных, задается зависимость между количеством стабильного конденсата и давление (в см3/м 3):

где Fmax — максимальный объем стабильного конденсата, выделяю­ щегося при ртах и Гпл; ртах — давление максимальной конденсации; Рнк — давление максимальной конденсации, принимаемое равным начальному пластовому давлению; pt — текущее пластовое давление.

В формуле (157) р тах и Pi определяются экспериментально. Текущее пластовое давление определяется по уравнению материаль­ ного баланса. Зная зависимость (157) и запасы газа, можно опре­ делить пластовые потери стабильного конденсата по формуле (в т)

207

Пластовые потери конденсата определяются экспериментальным путем на установке УГК-3 или на других установках аналогичной конструкции.

Установка УГК-3 (рис. 119) состоит из термостатируемой бомбы 1 объемом 3100 см3, рассчитанной на максимальное рабочее давление 450 кгс/см2, насоса 2 с посто­

имеется герметически закрытое смотровое окно, ниже которого распо­ ложен измерительный поршень меньшего сечения, чем сечение верхнего поршня. Верхний поршень передвигается во столько раз медленнее

Рис. 119. Схема установки УГК-3.

1 — т е р м о с т а т и р у е м а я б о м б а ; 2 — п р е с с ; 3 — н а с о с ; 4 —

т е р м о с т а т и р у е м ы й с е п а р а т о р ; 5 — н а п о р н ы й б а ч о к ; 6 — 10— в е н т и л и .

измерительного, во сколько сечение его больше. Поэтому при одно­ временном передвижении обоих поршней в одну сторону объем, а следовательно, и давление в бомбе остаются неизменными, что

208

позволяет совместить уровень жидкой фазы с центром смотрового окна.

На основании проведенных замеров строится график зависи­ мости количества выделившегося сырого конденсата от пластового давления.

После того как из бомбы будет выпущен газ, абсолютное давление в ней становится равным 1 кгс/см2. Жидкость при пластовой темпе­ ратуре выпускают в ловушку, охлаждают до температуры 20° С, замеряют ее объем и пикнометром определяют плотность.

Исходя из загруженного в бомбу количества пластового газа и выделившегося количества жидкости при снижении абсолютного давления в бомбе до 1 кгс/см2, определяют пластовые потери конден­ сата в см3 и г/м3 пластового газа за весь срок разработки газокон­ денсатной залежи. Жидкая фаза дри этом не будет содержать угле­ водороды, кипящие ниже пентанов.

выпавшее в бомбе количество конденсата в см3 или г; Vnч — объем

шие), извлекаемого из пласта, в составе 1 м3 добытого газа вычитают величину пластовых потерь конденсата в г из содержания пентанов и вышекипящих в пластовом газе до снижения пластового давления.

Помножив полученную в предыдущем параграфе цифру на запасы газа в пласте в м3 и разделив произведение на 106 определяют извле­ каемые из недр запасы стабильного конденсата в г за весь срок раз­ работки залежи без поддержания давления до 1 кгс/см2.

Пример 1. Определение извлекаемых запасов конденсата при снижении пластового давления до атмосферного.

Для гипотетического месторождения, имеющего запасы газа D м3, началь­ ное пластовое давление 260 кгс/сТи2, пластовую температуру -»70 °С, потенци­ альное содержание С5 -■ высшие 275 г/м3, построен график зависимости коли­ чества выделившегося стабильного конденсата от пластового давления. Коли­ чество стабильного конденсата, выделившегося в бомбе при атмосферном дав­ лении, равно 58 г/м3.

Количество стабильного конденсата, извлекаемого нз пласта в составе 1 м:}