Помощничек
Главная | Обратная связь


Археология
Архитектура
Астрономия
Аудит
Биология
Ботаника
Бухгалтерский учёт
Войное дело
Генетика
География
Геология
Дизайн
Искусство
История
Кино
Кулинария
Культура
Литература
Математика
Медицина
Металлургия
Мифология
Музыка
Психология
Религия
Спорт
Строительство
Техника
Транспорт
Туризм
Усадьба
Физика
Фотография
Химия
Экология
Электричество
Электроника
Энергетика

Вывод ур-я мат. баланса газовой залежи для ВНР



При водонапорном режиме формулировка принципа мат. баланса следующая: начальная масса газа в пласте равняется сумме добытой массы газа и массы газа, оставшейся в газонасыщенном и обводненном объемах пласта.

Так как обводненный объем пласта равен , то в этом объеме при среднем коэф-те остаточной газонасыщенности находится газ в кол-ве

След-но, ур-е мат. баланса для газовой залежи в усл-ях водонапорного режима с учетом неполноты вытеснения газа водой записывается в виде

Здесь - среднее давл-е в обводненном объеме пласта;

- коэф-т сверхсжимаемости при - отношение защемленного объема газа (при давлении и темпер-ре Тпл) к общему поровому объему обводненной зоны пласта. По данным лабораторных иссл-й, коэф-т остаточной газонасыщенности зависит от давл-я в обводненном объеме, что и отражено в уравнении. При среднем коэф-те остаточной газонасыщенности суммарное кол-во воды , поступившей в залежь к некоторому моменту t, распределится в объеме

Тогда газонасыщенный объем (внутри контура газ-вода) ко времени t составит:

Таким образом, под текущим газонасыщенным объемом понимается его выражение согласно

Не предст-ет труда из ур-я мат. баланса получить дифференциальное ур-е истощения залежи при водонапорном режиме.

Принципиальных затруднений для использования при определении показателей разр-ки газовых м-ний в усл-ях водонапорного режима не имеется Однако исполь-е указанных формул усложняет м-дику расчетов, что объясняется необходимостью опред-я и учета изменения этого коэф-та от переменного давл-я . Кроме того, при анализе фактических данных затрудняется определение завис-ти . Расчеты значительно упрощаются, если в принять следующее допущение

Усл-е хар-ризует допущение о том, что газ защемляется при давлении, равном среднему пластовому давл-ю в залежи, и изменение коэф-та остаточной газонасыщенности определяется изменением во времени среднего пласт-го давл-я, т.е. Тогда получим

Важность ур-я состоит в том, что для использования его, благодаря допущению , не требуется знания трудно определяемой aост для обводненной зоны пласта и установления завис-ти ее изменения во времени. Ур-е обеспечивает высокую точность при прогнозных расчетах до отбора из залежи 50% и более от начальных запасов газа в пласте. При больших отборах необходимо использовать ур-я В ряде случаев, при значительной неоднородности пласта по колл-рским св-вам, в обводненной зоне может оставаться газ в виде макрозащемленных объемов. Тогда при анализе разр-ки в уравнении мат. баланса его необходимо учитывать. В прогнозных же расчетах весьма затруднительно заранее учесть возможность формирования макрозащемленных объемов газа. Строго говоря, их не следует допускать в принципе, предпринимая соответствующие меры по регулированию сис-мы разр-ки.

 

 


7. Расчет добычи конденсата по данным дифференциальной конденсации.Под диф-ной конденсацией понимается процесс выпадения жидкой УВ-ной фазы путем снижения давл-я в газокон-й смеси медленными темпами. По рез-там лабораторных экспериментов на бомбе PVT построится изотерма диф-ной конденсации при пластовой темпер-ре. Приведенный расчет базируется на следующих допущениях: 1) начальный состав газа не претерпевает каких-либо существенных изменений как по площади, так и по толщине продукт-го пласта, 2) давл-е во всем пласте снижается равномерно, без формирования значительной депрессионной воронки. Кол-во извлекаемого из залежи стабильного конденсата за любой i-й достаточно малый период разр-ки залежи, приведенное к Рат и Тст, находится по следующей формуле: ..,(1), где и - соответственно добытые кол-ва стабильного конденсата и газа за i-й интервал разр-ки (приведенное к Рат и Тст ), - среднее сод-е стабильного конденсата в добываемом газе за рассматриваемой период, - среднее давл-е в залежи или дренируемой зоне пласта на середину i-ого интервала. Сод-е стабильного конденсата в добываемом газе при некотором среднем пластовом давлении р : ..,(2), где - начальное потенциальное сод-е стабильного конденсата в газе (при начальном давлении ), - потери стабильного конденсата в пласте определяются по изотерме диф-ной конденсации.

Суммарное кол-во стабильного конденсата Qк к n-ому моменту времени определяется по фор-ле: ..,(3).

Очевидно, что суммарная добыча конденсата существенным образом определяется добычей газа. Другими словами, коэф-т конденсатоотдачи зависит от коэф-та газоотдачи. Обе части соотношения (3) разделим на начальные запасы конденсата . Кроме того, правую часть умножим и разделим на суммарное кол-во газа . или , где - коэф-т газоотдачи, - коэф-т конденсатоотдачи пласта, . Физический смысл - среднее сод-е конденсата в добытом с начала разр-ки газе.

8. Технолог-е режимы экспл-ции газовых скв-н и соотв-е им ур-я, используемые при расчетах показателей разр-ки.Технологический режим экспл-ции скв – это поддержание на забое или устье скв-н заданных регулируемых соотношением м/у давл-ем, дебитом или темпер-рой газа, обеспечивающих безаварийную эксплуатацию скв-н при соблюдении охраны недр и окружающей среды. Некоторые технологические режимы можно выразить математическими формулами. Другие технол-кие режимы основаны на определенных принципах, которые обуславливают ограничение дебита или забойного давл-я.

1. Режим допустимой депрессии на пласт. , где - допустимая депрессия на пласт, принимают как постоянную величину; - соответственно пласт-е и забойное давл-е на момент t. Режим допустимой депрессии на пласт применяется в залежах приуроченных к рыхлым колл-рам или при опасности обводнения подошвенной водой (конус воды). При опасности образования конуса расчет депрессии делается по формуле:

,

где h - газонасыщенная толщина, b - вскрытая газонасыщенная толщина, - относительная плотность газа по воде в пластовых усл-я , - плотность воды в пластовых усл-ях, , , .

Тогда , ур-е следует из фор-лы притока . Для рыхлых колл-ров допустимая депрессия на пласт устанавливается по рез-там испытаний на стационарных режимах. При этом устанавливается допустимый дебит и депрессия при которых еще не наблюдается разрушение ПЗП и вынос частиц горной породы.

2. Режим допустимого градиента давл-я на стенки скв-ны. Такой режим хар-рен также для условий разр-ки залежи, приуроченной к относительно неплотным породам, способным разрушаться при достаточно больших отборах газа из скв-ны. Градиент давл-я на забое газовой скв-ны определяют : , где ,

, A, B - коэф-ты фильтрационных сопротивлений в уравнении притока, Rk - радиус зоны дренирования. По рез-там иссл-я скв-ны определяются максимальный дебит и соответственно такое минимальное забойное давл-е, при которых колл-р не разрушается. Вычисляются пар-ры a0 и b. Найденные q, Pc, a0, b0 поставляются и определяется допустимый градиент давл-я на стенке скв-ны . Затруднения при применении режима допустимого градиента на пласт связаны с приближенностью необх-х коэф-тов и , так как эти коэф-ты связаны с определением фактических степени и хар-ра совершенства скв-ны. Поэтому получил распространение режим допустимой депрессии на пласт, хотя градиенту давл-я, а не депрессии на пласт пропорциональна разрушающая скелет породы сила.

3. Режим полного и непрерывного выноса жидкости с забоя скв-ны. Газовые и газоконденсатные скв-ны при наличии жидкости на забое рекомендуется эксплуатировать при таких дебитах, которые не меньше минимально необх-х для удаления жидкости с забоев. Необходимый минимальный дебит определяется по формуле Ю.К. Игнатенко: , где [P]=МПа, [T]=К, , [q]=тыс.м3/сут., , 205,55 - коэф-т, различный для каждого газоконденсатного м-ния.

4. Безгидратный режим. На газовых м-ния Севера при некоторых режимах работы возможно гидратообразование. Так, при малых дебитах возможность гидратообразования связана с со значительным влиянием теплообмена с окружающими породами. При больших дебитах темпер-ра газа понижается до равновесной и ниже из-за эффекта Джоуля-Томсона (вследствие больших перепадов давл-я), поэтому желательно чтобы темпер-ра потока газа была выше темпер-ры гидратообразования. Расчет проводится при Т > Травнов.гидр.образ. . Каждому давл-ю соответствует своя темпер-ра гидратообразования. Усл-е гидратообразования зависит также от состава газа и его влажности.

, где - соответственно забойная и пластовая темпер-ра газа, - дроссель-эффект, - депрессия на пласт. По возможности выбирается режим безгидратной депрессии. С этим режимом также связан режим допустимого безгидратного дебита. При режиме безгидратной депрессии обеспечивается безгидратный режим в ПЗП и на забое. При режиме безгидратного дебита обеспечивается безгидратный режим по стволу скв-ны. При нарушении режимов соответствующие участки ингибируются метанолом. При пуске скв-ны темпер-ра на забое , где - массовый расход газа ( ), -теплоемкость газа, -теплоемкость горных пород, - время работы скв-ны от момента пуска.

5. Режим постоянного дебита. Этот режим применяется на очень ограниченный период. В усл-ях снижающегося пласт-го давл-я и след-но росту депрессии и быстрому падению давл-я

6. Режим постоянного забойного давл-я. Этот режим применяется в тех случаях когда нежелательно дальнейшее снижение давл-я ниже некоторого заданного значения (напр-р при выпадении конденсата или по другим причинам). Этот режимом связано падение давл-я, падение депрессии и соответственно снижение дебита скв-ны.

 

 

 




©2015 studenchik.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.