Газоконденсатной скважины, затронувшей перфорацией нефтяную оторочку или линзу нефти


на графиках (см. рис. 43) нет характерных изломов при минимальных значениях КГФ и плотности.

На рис. 44 изображены результаты исследования нефтяного объекта, который до исследования был принят за газоконденсатный. Увеличение депрессии до 35% не привело к каким-либо изменениям плотности углеводородной жидкости, полученной в сепараторе при постоянных условиях сепарации. Это свидетельствует о поступлении из пласта жидкости одного и того же состава на всех режимах работы скважины. Кривая на рис. 44а свидетельствует об увеличении поступления нефти в скважину при возрастании депрессии. Фазовая проницаемость коллектора по газу уменьшается, в результате чего жидкостной фактор возрастает.

Получив одну из приведенных на рис. 41-44 зависимостей, можно судить о фазовом состоянии залежи.

После проведения лабораторных химических анализов определяется состав добываемого при данной депрессии газа, потенциал С5+ и других УВ компонентов. Определение потенциала С5+ и состава пластового газа осуществляется по методу, описанному в главе 4. Добиться аналогичного результата, определить состав пластового газа по данным исследования низкодебитной скважины можно с помощью приближенного аналитического метода, предложенного А.И. Ширковским / 12 /.

Порядок определений следующий.

 

Рис. 43. Результаты промысловых исследований разведочной скважины, вскрывшей низкопоровые породы(Кп=6-7%) с высокой остаточной

нефтенасыщенностью (Кн=25-75%): ° - скв.24; ´ - скв.63; D - скв.80 (ОГКМ)

 

 

1. Скважину исследуют на установившихся отборах. Определяют коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В в двучленной формуле притока газа к скважине:

 

(25)

 

2. На 2-3 малых дебитах (Q<МНД) при одинаковых Р и Т сепарации определяют КГФ.

3. Строят график зависимости КГФ=f(Qг.с).

4. Определяют теоретический МНД, при котором вся жидкость выносится с забоя скважины в поверхностный сепаратор, путем совместного решения уравнений

 

Рис. 44. Результаты промысловых исследований разведочной скважины, вскрывшей залежь легкой нефти, скв.19 (II объект) КГКНМ

 

(26)

 

где Qм - минимально необходимый дебит.

Практический МНД можно определить по графику зависимости h=f(Qм), где h - высота столба жидкости в затрубье работающей скважины. Для этого используется барометрическая формула (27), приведенная в работе А.И. Ширковского "Комплексные промысловые исследования на газоконденсатном месторождении Камбей",

(27)

где Р3 - давление у башмака НКТ, МПа; Рзтр - затрубное давление на устье скважины, МПа; L - глубина спуска НКТ, м; h - высота столба жидкости в затрубном пространстве, м; Zср - средние на длине L коэффициент сжимаемости и температура в затрубном пространстве; g - плотность сырого конденсата; е - основание натурального логарифма.

Давление у башмака НКТ замеряется глубинным манометром, давление на затрубье - образцовым манометром.

Подставив значения Рз и Рзтр в формулу (27), методом подбора определяем h, т.е. высоту столба жидкости в затрубье при различных режимах работы скважины. Затем, построив график зависимости h=f(Q) и экстраполируя кривую до h=0, определяют Qм.

5. На графике КГФ= f(Qг.с) экстраполяцией до Qм определяют КГФ, соответствующий МНД.

При больших КГФ необходимо уменьшать Qм на объем, который занимал в паровой фазе конденсат, отделившийся в сепараторе.



 

Qк.г=Vк Гэ, (28)

 

где Гэ=243-0,59М/r; М и r - молекулярная масса и плотность стабильного конденсата, г/см3 ; Vк - дебит стабильного конденсата, м3/сут.

6. Рассчитывается теоретическая температура газового потока на забое скважины для дебита Qм :

 

Тзпл- (Рплз), (29)

 

где - среднее значение коэффициента Джоуля-Томпсона, оС/МПа.

Определяется практическая температура газа на забое по графику зависимости замеренной температуры от дебита газа Тз=f(Q) для дебита Qм .

7. Во время замеров КГФ при дебитах меньше МНД отбираются пробы газа сепарации и конденсата, замеряется плотность стабильного конденсата, давление и температура сепарации.

Далее осуществляются аналитические исследования отобранных проб по методике, аналогичной методике расчета состава пластового газа для высокодебитных скважин (глава 4).

Установленный состав газа на устье скважины принимаем за состав паровой фазы, находящейся в термодинамическом равновесии с жидкой фазой на забое скважины при забойных давлении и температуре для каждого режима работы скважины с дебитом меньшим МНД.

Расчет состава пластового газа осуществляется по следующей методике.

1. Задаемся давлением схождения пластового газа Рсх . Давление схождения во многих случаях равно начальному пластовому давлению.

2. По полиномам Г.С. Степановой и Г.Р. Гуревича находим константы равновесия компонентов при Рз, Тз, Рсх:

 

Кзi=f(Рз, Тз, Рсх).

 

3. Рассчитываем состав жидкой фазы, находящейся в термодинамическом равновесии с паровой фазой на забое скважины:

 

Хзi= Ziз.

4. Рассчитываем приведенную плотность сырого конденсата: при Рз и Тз: Ркр.жiРкр.i; Ткр.жiТкр.i; Рпрзкр.ж; Тпрз/ Ткр.ж; Рпрпр. (30)

 

Если Рпрпр 5, то определяем приведенную плотность по формулам С.М. Лютомского (5Р30 МПа, 260Т360оС):

 

пр.ж=2,83-0,14 Рпр / Тпр; (31)

 

при Рпрпр >5 пр.ж=1,465+0,133Рпрпр. (32)

 

5. Определяем молекулярную массу и критический объем жидкой фазы:

 

(33)

 

6. Рассчитываем плотность жидкой фазы:

 

(34)

 

7. Определяем число молей и молярные доли поровой и жидкой фаз:

 

(35)

 

8. Определяем состав пластового газа для дебита Q1:

 

(36)

 

Аналогичным образом рассчитываем состав пластового газа для дебита Q2.

Для уточнения полученного состава пластового газа проверяют балансовые соотношения при неизменном составе пластового газа:

 

(37)

 

В случае, если балансовые соотношения не выполняются, следует изменить давление схождения и повторить расчет.

 

<== предыдущая лекция | следующая лекция ==>
Исследование высокодебитных скважин А-1 и Б-1 | Исследование скважин группы Б-2


Дата добавления: 2017-04-20; просмотров: 48; ЗАКАЗАТЬ НАПИСАНИЕ РАБОТЫ


Поиск по сайту:

При помощи поиска вы сможете найти нужную вам информацию, введите в поисковое поле ключевые слова и изучайте нужную вам информацию.

Поделитесь с друзьями:

Если вам понравился данный ресурс вы можете рассказать о нем друзьям. Сделать это можно через соц. кнопки выше.
helpiks.org - Хелпикс.Орг - 2014-2017 год. Материал сайта представляется для ознакомительного и учебного использования. | Поддержка
Генерация страницы за: 0.092 сек.