Материал: Курсовой проект по дисциплине Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений на Арктическом шельфе

120 + 2,546 – 10^-4 (120)² = 4,45 МПа, т.е. забойное давление

р_заб = р_пп - ∆p = 22 4,45 = 17,55 МПа.

Если требуется рассчитать дебит скважины для заданного забойного давления, т о уравнение (3) сучетом (1) принимает вид

Q = (7)

Например, требуется рассчитать дебит данной скважины, если задано забойное давление р_заб = 12 МПа. В соответствии с (7):

Q = = 185,8 т/сут.

Таким образом, при р_заб = 12 МПа дебит скважины составит 185,8 т/сут.

Исследование на приток газовой скважиныИсследование газовой скважины при установившихся режимах работы проводится аналогично исследованию нефтяной скважины. В основе обработки результатов исследования при установившихся режимах лежит следующее уравнение: p²_пл – р²_заб = AV+BV², (8)где A - коэффициент, характеризующий потери давления на трение при фильтрации газа в пористой среде и имеющий размерность, сут∙МПа²/м³; В - коэффициент, характеризующий инерционные потери давления и имеющий размерность сут² - МПа² /м⁶; V - дебит газа, м³/сут. Линеаризацию уравнения (8) проводят делением его на дебит газа V:(p²_пл– р²_заб)/ V =A+BV. (9)Результаты исследования газовой скважины на установившихся режимах работы обрабатываются в координатах (p²_пл – р²_заб)/ (V- V). В этих координатах результаты исследования представляют прямую линию, экстраполяция которой до оси (p²_пл – р²_заб)/ Vотсекает на ней отрезок А . Угловой коэффициент В этой прямой рассчитывают так: (10)Задача 1. Рассчитать коэффициенты А и В уравнения притока газа для скважины, данные об исследовании которой на установившихся режимах представлены ниже. Пластовое давление в скважине p_пл = 22 МПа.

Режим работы скважины	1	2	3	4
Дебит скважины, 106/сут	2	1,85	1,2	0,56
Забойное давление, МПа	7,5	10,6	18	21
(p2пл – р2заб), МПа2	427,75	371,64	160	43
(p2пл – р2заб) / V, 106сут∙МПа2/м	213,875	200,886	133,333	78,182

Здесь же представлены результаты расчета (p²_пл – р²_заб) и (p²_пл – р²_заб)/ V. На рис. 1 приведена зависимость (p²_пл – р²_заб)/ V =f (V). Экстраполируя прямую до пересечения с осью ординат, получаем А = 25 – 10^-6 МПа²∙сут/м³. Коэффициент В находим по (10) для точек 1 и 2:= 92,5∙10^-12 МПа∙ сут/м⁶.Таким образом, уравнение притока газа в данную скважину имеет видp²_пл – р²_заб = 25∙10^-6V+92,5∙10^-12V². (11)Рассчитаем, например, забойное` давление по (11), если дебит скважины задается равым 0,75 - 10⁶ м3/сут.Рис.1. Индикаторная линия газовой скважины в координатах (p²_пл – р²_заб)/ V– Vр²_заб = 20,33 МПа.Расчет параметров призабойной зоны Основные параметры призабойной зоны скважины - коэффициент гидропроводности kh/μ, коэффициент подвижности k/μ и проницаемость k. Используя результаты исследования нефтяных скважин на установившихся режимах работы, можно рассчитать названные параметры. Для этого воспользуемся уравнением Дюпюи (12)где k - проницаемость призабойной зоны, м²; h - толщина пласта, м; μ_н - вязкость нефти в пластовых условиях, Па∙с; b_н - объемный коэффициент нефти при пластовой температуре; R_к - радиус контура питания, м; r_{пр -} приведенный радиус скважины, м. Уравнение (12) справедливо при р_заб > р_нас в случае фильтрации необводненной нефти. С учетом (1) выражение (12) перепишем в виде (13)Подставляя (2) в (13), получаем или (14)где К'_пр - коэффициент продуктивности в м³

/(с∙Па), определенный по результатам исследования скважины. Для пересчета К_пр по формуле (1) в К'_пр используем следующую формулу:

(15)

Коэффициент гидропроводности призабойной зоны газовой скважины рассчитывают по формуле (в предположении справедливости закона Дарси)

(16)

где μ_r - вязкость газа в пластовых условиях, Па∙с; а - числовой коэффициент, имеющий размерность (с∙Н²/м⁷) и вычисляемый по известному коэффициенту А:

a = 8,64∙10¹⁶ A. (17)

Задача 1. Рассчитать параметры призабойной зоны скважины, для которой экспериментально определенный коэффициент продуктивности К_пр = 14,634 т/(сут∙МПа). Толщина продуктивного пласта h= 5 м; объемный коэффициент нефти при пластовой температуре b_н = 1,22; плотность нефти в пластовых условиях р_нп = 802 кг/м³; вязкость пластовой нефти μ_н = 2 мПа . с; радиус контура питания R_к = 200 м; приведенный радиус скважины r_пр = 9∙10^-6 м.

Решение. Определяем коэффициент продуктивности по формуле (15) :



Рассчитываем по (14) коэффициент гидропроводности



Рассчитываем коэффициент подвижности нефти:



Рассчитываем проницаемость призабойной зоны скважины:



Задача 2. Вычислить параметры призабойной зоны газовой скважины (закон Дарси соблюдается) для следующих условий: А = 25∙10^-6 МПа∙сут/м³; пластовая температура Т_пл = 315 К; радиус контура питания R_к = 400 м; приведенный радиус скважины r_пр = 5∙10^-5 м; толщина пласта h= 11,3 м; вязкость газа в пластовых условиях μ_г= 1,3∙10^-5 Па∙с; коэффициент сверхсжимаемостиz= 0,791.

Решение. Рассчитываем по (17) числовой коэффициент a =8,64∙10¹⁶∙25∙10^-6 = 2,16∙10¹² c∙H²/м⁷.

Определяем по (16) коэффициент гидропроводности (газопроводности) :

Коэффициент подвижности газаПроницаемость призабойной зоныПроектирование солянокислотной обработкиПроектирование солянокислотной обработки сводится к выбору концентрации кислотного раствора, устанавливаемой экспериментально, а также к расчету необходимого количества товарной кислоты и химических реагентов. Норма расхода кислотного раствора Vр составляет 1 - 1,2 м³ на один метр обрабатываемой толщины пласта. Тогда объем кислотного раствораVp = v_ph, (1)где h - обрабатываемый кислотным раствором интервал продуктивного пласта, м. Объем товарной кислоты (в м³) (2)где x_p, x_к - соответственно объемные доли (концентрации) кислотного раствора и товарной кислоты, %. Если в процессе хранения и транспорта концентрация кислоты изменяется, то с учетом этого изменения объем товарной кислоты (в м³) V_к рассчитывают по формуле (3)где p_к15 - плотность товарной кислоты при 15 °С, кг/м_3: (4)Где р_к - плотность кислоты при температуре t. В качестве химических реагентов при солянокислотной обработке используют стабилизаторы (замедлители реакции), ингибиторы коррозии и интенсификаторы. Как правило, в технической соляной кислоте содержится до 0,4 % серной кислоты, которую нейтрализуют добавкой хлористого бария, количество которого 6х6 рассчитывают по формуле (кг) , (5)где а - объемная доля серной кислоты в товарной соляной кислоте, % (а=0,4%).Объем хлористого бария