Задача 32

Определить эффективную проницаемость газового пласта по кривым падения и восстановления давления.

Рис. П37. Кривая падения забойного давления в газовой скважине после пуска ее в работу

По данным изменения забойного давления после пуска в работу газовой скважины построены кривая падения забойного давления в координатах р_заб в 0,1мПаи время t в ч (рис. 37) и прямая падения давления в координатах в 0,1 мПа² и lg t (рис. 38). Из последнего графика находим наклон прямой i = 38,5 абс·0,1 мПа²/цикл.

Рис. П38. Линия падения забойного давления в координатах и t

Эффективная проницаемость пласта по кривой падения давления может быть найдена из формулы

мд,

где µ — 0,0113 спз — вязкость газа; z = 0,92 — коэффициент сжи­маемости газа в пластовых условиях; Т = 302° К — пластовая температура; Q = 41 400 м³/сутки — средний дебит скважины; h = 5,18 м — эффективная мощность пласта.

Наклон прямой i на рис. 38 выражается изменением на участке одного логарифмического цикла, соответствующего изменению времени на один порядок. При переходе к десятичным логарифмам надо знаменатель размерности i абс·0,1мПа²/циклумножить на 2,3.

Рис. П39. Линия восстановления давления после остановки скважины

Для определения эффективной проницаемости пласта по кривой восстановления давления строится график в координатах в0,1 мПа²и в ч (рис. 39), где t_p — продолжительность времени работы скважины с постоянным дебитом до момента ее закрытия в ч, а ∆t - время после закрытия скважины в ч.

Найдем наклон прямой i = 33,3 абс·0,1 мПа².

Эффективная проницаемость определится из той же формулы:

мд,

Как видно из этих расчетов проницаемости по кривым падения и восстановления давления, получены несовпадающие результаты, что следует объяснить колебаниями дебита в процессе исследования. Более точные результаты дает расчет проницаемости по кривым восстановления давления.

Оглавление

А. Газовые и газоконденсатные залежи (месторождения). 2

1. Физико - химические свойства природных газа и конденсата ……………………………………………...2

1.1. Плотность газа. 6

1.2. Давление. 7

1.3. Температура. 8

1.4. Вязкость. 8

1.5. Коэффициент сверхжимаемости газа. 8

1.6. Влагосодержание газа. 11

1.7. Теплоемкость газа. 12

1.8. Гидратообразование. 12

1.9. Дросселирование газа. 19

2. Газовые и газоконденсатные залежи (месторождения). 21

2.1. Пористость. 22

2.2. Гранулометрический состав. 22

2.3. Проницаемость пород. 22

2.4. Удельная поверхность породы.. 24

2.5. Трещиноватость горных пород. 24

2.6. Нефте-водо-газонасыщенность пород. 25

2.7. Механические свойства пород. 25

2.8. Условия залегания нефти, газа и воды в нефтяных и газовых залежах. 25

2.9. Давление (пластовое, забойное, устьевое) 26

2.10. Распределение температуры _по стволу скважин. 32

2.11. Метода определения газо-жидкостного контакта (ГНК, ВНК, ГВК) 33

2.12. Режим газовых и газоконденсатных залежей. 33

3. Методы подсчета запасов углеводородов: 34

3.1. Объемный метод. 34

3.2. Методы падения давления. 35

3.3. Балансовый метод подсчета запасов УВ.. 36

3.4. Категории запасов углеводородов. 36

3.4.1. Категория A. 36

3.4.2. Категория В. 36

3.4.3. Категория C1. 36

3.4.4. Категория С2. 36

4. Газо-гидродинамические методы (ГДМ) исследования газовы газоконденсатных скважин и пластов. 37

4.1. Подготовка скважин к ГДИ.. 37

4.2. Частота и периодичность ГДИ.. 37

4.2.1. Первичные. 37

4.2.2. Текущие. 38

4.2.3. Специальные. 38

4.3. Методы исследования скважин и пластов. 38

4.3.1. Метод установившихся отборов. 38

4.3.2. Газогидродинамические методы исследования скважин при нестационарных режимах фильтрации. 42

4.3.3. Влияние различных факторов на форму КВД.. 43

4.3.4. Обработка кривых стабилизации забойного давления. 44

5. Системы добычи газа и газоконденсата. 46

5.1. Виды промышленной эксплуатации залежей (месторождений) 46

5.1.1. Пробная эксплуатация. 47

5.1.2. Опытно-промышленная эксплуатация (ОПЭ) 47

5.1.3. Промышленная разработка и эксплуатация месторождений. 47

5.1.4. Разработка газовых залежей по режимам.. 48

5.1.4.1. Газовый режим.. 48

5.1.4.2. Разработка газовой залежи при водонапорном режиме. 50

5.1.5. Разработка газоконденсатных месторождений (залежей) 50

5.1.6. Разработка газоконденсатного месторождения без поддержания давления. 52

6. Интенсификация добычи газа и нефти. 53

6.1. Кислотная обработка забоев и прискважной зоны пласта. 53

6.2. Тепловая обработка пласта и забоя скважины.. 54

6.3. Механические методы.. 54

6.3.1. Строительство горизонтальных скважин. 54

7. Сбор и подготовка газа к транспортировке. 55

7.1. Система сбора и подготовки газа. 55

7.1.1. Линейная. 55

7.1.2. Лучевая. 55

7.1.3. Кольцевая. 55

7.1.4. Групповая. 55

7.2. Подготовка газа. 55

7.3. Адсорбционные и абсорбционные методы извлечения конденсата из газа. 56

7.4. Сепараторы.. 56

7.5. Осушка газа. 56

Б. Нефтяные залежи (месторождения). 59

8. Физико-химические свойства нефти в пластовых и нормальных (атмосферных) условиях. 59

8.1. Плотность (удельный вес) нефти. 59

8.2. Вязкость нефти. 60

8.3. Электропроводность. 60

8.4. Теплота сгорания. 60

8.5. Испарение. 60

8.6. Давление насыщения газом нефти. 60

8.7. Сжимаемость нефти. 61

8.8. Объемный коэффициент. 61

8.9. Температурный коэффициент объемного расширения нефти. 61

8.10. Удельная теплоемкость нефти. 61

8.11. Теплопроводность. 61

8.12. Температуропроводность. 61

8.13. Колометрические свойства нефти. 61

8.14. Температура насыщения нефти парафином.. 62

9. Модели пласта и процессов вытеснения нефти. 63

9.1. Поршневое вытеснение нефти. 63

9.2. Непоршневое вытеснение нефти. 64

9.3. Бесконечный пласт однородного строения. 65

10. Освоение скважин. 66

10.1. Вызов притока флюида из скважины.. 67

10.2. Определение коэффициента конденсатоотдачи пласта. Исследование на УКГ-3. 67

11. Методы повышения извлекаемых запасов нефти и условия их применения. 69

11.1 Режим (динамика) нагнетания воды.. 69

11.1.1. Поверхносно-активные вещества ПАВ. 69

11.1.2. Роль СО2. 70

11.1.3. Оторочка загущенной воды.. 70

11.2. Вытеснение нефти растворителями и газом высокого давления. 70

11.2.1. Определение необходимого объема оторочки растворителе. 70

11.3. Зависимость нефтеотдачи от темпов отбора жидкости. 71

11.4. Силы, удерживающие нефть и газ в пласте. 72

11.5. Коэффициент конденсатоотдачи. Исследование на УКГ-3. 72

11.6. Определение изменения потенциального содержания С5+в в пластовом газе при снижении пластового давления 75

12. Установление технологического режима работы скважины. 77

12.1 Допустимая депрессия в условиях разрушения газоносных коллекторов. 79

12. 2. Технологический режим работы скважин при наличии песчаной пробки или столба жидкости на забое. 80

12.2.1. Определение дебита скважины при полном и частичном перекрытии пласта песчаной пробкой и столбом жидкости. 81

12.2.2. Влияние депрессии на степень загрязнении забоя скважин и условия образования или разрушения пробки. 82

12.3. Технологический режим работы скважин при наличии подошвенной воды.. 84

12.3.1. Определение предельного безводного дебита газовых скважин без учета подъема контакта газ-вода 84

12.3.2. Определение предельного безводного дебита с учетом подъема контакта газ-вода. 85

12.3.3. Определение оптимального вскрытия газоносного пласта с подошвенной водой. 87

12.4. Технологический режим работы скважины при одновременном притоке газа и подошвенной воды.. 87

12.5. Температурный технологический режим работы скважин. 89

12.5.1. Безгидратный режим работы призабойной зоны и ствола скважины.. 90

12.6. Технологический режим работы скважин при наличии агрессивных компонентов в их продукции. 91

12.7. Технологический режим работы скважин, вскрывших многопластовые залежи. 93

13. Приборы и аппаратура для исследования скважин. 94

13.1. Приборы и аппаратура для измерения давления. 95

13.1.1. Пружинные манометры.. 95

13.1.2. Дифференциальные манометры.. 97

13.1.3. Глубинные манометры с местной регистрацией давления. 98

13.2. Приборы и аппаратура для измерения температуры.. 105

13.3. Приборы и аппаратура для измерения дебита. 108

13.3.1. Измерители расхода при докритическом течении газа. 108

13.3.2. Измерители расхода при критическом течении газа. 114

13.4. Дистанционные глубинные приборы и комплексы.. 119

13.5. Пробоотборники. 119

13.6. Оборудование для спуска глубинных приборов. 128

14. Промысловый сбор и подготовка нефти и газа. 133

14.1. Системы сбора нефти и газа. 133

14.2. Установки и сооружения систем сбора и транспорта нефти и газа. 136

14.2.1. Замерные установки. 136

14.2.2. Сепарационные установки. 138

14.2.3. Промысловые трубопроводы и трубопроводная арматура. 141

14.2.4. Нефтяные резервуары.. 145

14.2.5. Насосы для перекачки нефти. 147

14.3. Образование нефтяных эмульсий и методы их разрушения. 148

14.3.1. Разрушение нефтяных эмульсий (обезвоживание и обессоливание нефти) 149

14.3.2. Деэмульгаторы (ПАВ) и требования, предъявляемые к ним.. 150

14.4. Измерение количества товарной нефти и определение ее качества. 152

14.5. Хранение нефти в резервуарах. 153