Анализ работы системы сбора и подготовки газа мастахкого месторождения

— псевдокритическое давление пластового газа определяется по формуле (4.6)где.

Ркр.i — критическое давление i компонента, МПапсевдокритическая температура пластового газа определяется по формуле, (4.7)где.

Ткр.i — критическая температура i компонента, Кфактор ацентричности молекул отдельных составляющих определяется по формуле, (4.8)гдефактор ацентричности молекул отдельных составляющих. Для пластовых смесей газоконденсатных месторождений рекомендуется использовать формулы, (4.9), Где, (4.10) — газовая постоянная определяется по формуле, (4.11)где Ri — газовая постоянная отдельных составляющих, м/Кприведенное давление пластового газа определяется по формуле, (4.12)где.

Р — фактическое давление, МПаприведенная температура пластового газа определяется по формуле, (4.13)где.

Т — фактическая температура, Кизобарная теплоемкость пластового газа при атмосферном давлении и заданной температуре Т определяется по формуле, (4.14)гдеgi — массовая доля i — го компонента, доли единиц;

С0рi — изобарная теплоемкость при температуре Т и атмосферном давлении Ратi — го компонента, ккал/кг· К3.

5.3 Расчёткоэффициентного числасверхсжимаемости по формуле Пенга Робинсона.

Что бы упростить дальнейшие расчёты коэффициентного числасверхсжимаемости нужно найти аппроксимирующую зависимость по следующему алгоритму, (4.15)или, (4.16)где, (4.17), (4.18), (4.19), (4.20), (4.21), (4.22), (4.23) (4.24)3.

5.4Расчёт пластового давления.

Определяем ориентировочное значение пластового давления Рпл.ор. по известному статическому давлению на устье, Рст. уОчевидно, что у долго простаивающей скважинных трубы Рпл = Рз, Тпл = ТзТогда в приближении Рср=(Рст.у.+Рпл)/2, найдем Z от Рср по эмпирической зависимости коэффициентное числосверхсжимаемостиZср

По барометрической формуле (2.25) вычислим значение Рпл.ор. в 1 приближении., (4.25)где.

Р´пл.ор. — ориентировочное пластовое давление, МПа;Рст.у. — статическое давление на устье скважинных трубы, МПа; - относительная плотность;Zср — коэффициентное числосверхсжимаемости при среднем давлении;H — глубина скважинных трубырасчётная, м (расстояние от середины перфорации или середины газонасыщенного интервала до устья скважинных трубы) Далее во 2 приближении Рср = (Рст.у. + Р’пл.ор.)/2, находим Z’ср, Т’ср, и вычисляем аналогично по формуле (2.25) P"пл.ор. и т. д.Трех приближений, как правило, достаточно. Тср — средняя температура определяется формулой, (4.26)где.

Тплтемпература пластовая, КТн.с. — температура нейтрального слоя, К3.

5.5 Расчёт давления на забое скважинной трубы.

Методом последовательных приближений делаем расчёт при использовании формулы Адамова. После проведенного исследования на стационарном режиме и рассчитав пластовое давление были получены следующие данные:

Рпл, Ру, Qг, Тпл, Ту;

— геометрические параметры конструкции скважинных труб. Для обработки результатов исследований необходимо найти забойное давление. Расчёт забойного давления при отсутствии жидкости в продукции скважинных трубы, (4.27)где ,(4.28), (4.29)где Ру — устьевое давление, МПа;Q — дебит газа, тыс.

м3/сут; - относительная плотность газа;Hглубина скважинных трубы, м;Zкоэффициентное числосверхсжимаемости газа при Рсри.

Тср;Тсрсредняя температура в скважинных трубе, К., (4.30)где Ту — температура на устье скважинных трубы, К;Тз — температура на забое скважинных трубы, К., (4.31)где - безразмерный коэффициентное число гидравлического сопротивления;Dф.т. — внутренний диаметр фонтанных труб, м; - абсолютная шероховатость, м. Обработка результатов исследований производится по уравнению притока газа к скважинных трубе:

Р2пл — Р2з = АQ +BQ2, (4.32)где.

Рззабойное давление, МПа;Рпл — пластовое давление, МПа;А — коэффициентное числосопротивления фильтрационного призабойной зоны, МПа2сут/тыс.

м3;В — коэффициентное числосопротивления фильтрационного призабойной зоны, (МПасут/тыс. м 3)2;Q — дебит газа, тыс.

м3/сут.По результатам исследований выстраивают индикаторную линию зависимости:Р2 = Р2пл — Р2з = f (Q). (4.33)Данная зависимость представляет собой параболичекую кривую, которая выходит из начала координат. Разделим обе части уравнения на Q, тогда (4.34)получим линейную зависимость, которая выражена в прямой линии, она отсекает на оси ординат отрезок равный коэффициентному числу сопротивления фильтрационного А. Тангенс угла наклона данной прямой к оси абсцисс является коэффициентное числом сопротивления фильтрационного.

В .Результаты расчёта забойного давления на пяти режимах представлены в таблице4. Таблица 4. Результаты расчёта забойных давлений№ скв№ режимаQгТуст.Руст.Рзаб.Рпл.расч.Тплтыс.

м3/сут.

КМпа.

МПаМПаК23 110 277,302,6203,0203,120 305 220 278,402,5102,9103,120 305 330 279,502,3902,7903,120 305 440 280,502,2502,6603,120 305 550 281,502,0902,5203,12 030 531 118 277,202,6303,0503,110 305 236 279,202,5402,9903,110 305 354 281,02,422,933,11 305 472 282,52,262,873,11 305 590 283,72,062,793,1 130 545 112 277,802,8003,2203,340 305 224 279,102,6703,0903,340 305 336 280,302,5202,9503,340 305 448 281,502,3502,8003,340 305 560 282,502,1402,6403,3 403 053.

6 Оценка характера изменения коэффициентного числасопротивления фильтрационного в процессе разработки.

При разработке Мастахского месторождения происходило снижение пластового давления в целом по месторождению, по зонам дренирования отдельных УКПГ, скважинных труб. При этом интенсивность изменения давления зависит от срока ввода УКПГ и темпа отбора газа по этим зонам. Снижение пластового давления (чаще всего, неравномерное по площади) ведёт к продвижению контурных вод или неравномерному подъёму ГВК, сокращению газонасыщенной толщины по отдельным участкам, ухудшению фильтрационных свойств пористой среды, увеличению или снижению физических свойств газа и др. Перечисленные изменения тоже меняются как и коэффициентные числасопротивления фильтрационного, а и b. Изменяющееся пластовое давление, а значит, и забойное давление связано с отбором газа во времени. Поэтому коэффициентные числасопротивления фильтрационного, а и b могут быть представлены в виде, (4.35), (4.36)где, -коэффициентные числа вязкости и сверхсжимаемости газа, зависящие от давления, снижающегося во времени в процессе разработки;

толщина пласта;

числа несовершенства по степени вскрытия;

числа проницаемости и макрошероховатости, дополнительно зависят от давления, снижение которого приводит к их уменьшению. В проекте разработки изменение во времени должно быть определено из следующих зависимостей, (4.37)(4.38)Можно отметить, что входящие в формулы (4.37), (4.38), уменьшаются в процессе разработки примерно до давления Р ≥ 10,0 МПа. После этого продолжается снижение по мере падения давления 0 ≤ Р ≤ 10,0 МПа, а растёт. В результате этого когда другие зафиксированные параметры, входящих в структуры коэффициентного числаa, b, коэффициентное число «a» сначала интенсивно снижаются, а потом может остаться практически постоянным в диапазоне изменения давления 0 ≤ Р ≤ 10.0 МПа, поскольку коэффициентное число «а» продолжает уменьшаться, а коэффициентное число «b» в указанном диапазоне изменений продолжаетрости. Самым существенным изменением коэффициентного числаa, b является интенсивный подъёме ГВК. Что бы оценить характер изменения коэффициентного числа «a», «b» при разработке были осуществлены расчёты для скважинных трубы № 105,скважинных трубы № 110, скважинных трубы № 65. Результаты расчётов коэффициентного числа «a», «b» в процессе разработки показаны в табл 5. В таблице показано, что по скважинных трубам отмечены незначительные колебания коэффициентного числасопротивления фильтрационного. Скважинных труба № 105 — уменьшается коэффициентное число с фильтрационным сопротивлением в интервале между 2007 и 2009гг, это объясняется проведением работ по восстановлению ПЗП (пено-кислотная обработка) в июле 2007 года. По скважинных трубе № 110 работы по восстановлению ПЗП (соляно-кислотная ванна) проводились в апреле 2010 г. Таблица 5.Характер изменения коэффициентного числа «a», «b» при разработке№ скважинных трубы.

ДатаОбъект.

Рпл, Мпа.

Рз, Мпа.

Р2пл-Р2з, МПа2Q, (тыс.

м³)/ сута, МПа2*сут/тыc м3b, МПа2*сут2/ (тыc. м3)2 1052 квартал 20 071+25,103,76 011,8720460,2 519 600,00026401 квартал 20 091+25,03,8010,5 600 520,1886900,19 901 квартал 20 121+24,103,603,8 500 510,0731500,7 704квартал 20 151+23,603,0903,4 120 330,0969400,10 040 1103 квартал 20 061+24,603,806,72 001 470,0386900,4 504квартал 20 091+23,402,8803,2 660 910,0330200,3 604 квартал 20 121+23,1702,8501,9 260 920,0194800,2 104квартал 20 151+23,0702,7501,8 620 780,0223200,240 653 квартал 200 724,303,903,2 800 610,0513900,5 504квартал 200 924,3203,6705,1 940 610,0813600,8 701 квартал 201 223,703,0504,3 880 610,0687400,7 304квартал 201 523,302,6503,8 680 350,1035600,1 070.

Таблица показывает, что коэффициентные числасопротивления фильтрационного снижаются в 4 квартале 2012 г в сравнении с ранними показателями, потом происходит незначительный рост по причине ухудшения фильтрационных характеристик. Снижаются значения коэффициентного числасопротивления фильтрационного в 1 квартале 2011 г по скважинных трубе № 110, это объясняется проведенными работами (соляно-кислотная ванна) в сентябре 2010 г.

Заключение

.

Важными показателями, которые определяются при проведении исследований скважинных трубы будут также проницаемость пласта или его гидропроводность, факторы, которые ограничивают дебиты, максимально допустимые дебиты скважинных трубы, коэффициентные числасопротивления фильтрационного в формуле притока газа к скважинных трубе и величина абсолютно и свободного дебита скважинных трубы. При выполнении курсовой работы были освоены газогидродинамические методы исследования скважинных трубы при стационарном режиме фильтрации. По рассмотренным примерам расчёта коэффициентного числасопротивления фильтрационного и сопоставлений их с фактическими показателями, получается, что расчёт данной курсовой работы является верным. В процессе анализа расчётных данных (коэффициентного числа фильтрационных сопротивлений, А и В), мы видим, что со временем они возрастают. Этот процесс обозначает увеличение проницаемости. Другим предположением о возрастании проницаемости может быть причина очистки ПЗП при эксплуатационном процессе скважинных трубы. Отметим определённые особенности Мастахского месторождения. Коллектор Мастахского месторождения очень хорошо зацементирован с соответствующим градиентом давления в 10 МПа/м. Анализируя историю разработки можно обозначить, что по причине малого годового отбора уровень ГВК имеет незначительные изменения.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1.Перемысщев Ю. А. Уточненный проект разработки Средневилюйского ГКМ: Отчет о научно — исследовательской работе. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. — 250 с.

2.Алиив З. С., Марарков Д. А.: Разработка месторождения природного газа. — М: ООО «Дизайн Полиграф Сервис», 2005. — 528 с.

3.Кудинав В. И. Основа нефтегазопромыслового дела. — Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований; НИЦ «Регуляарная и хаотическая динамиика»; Удмуртский госуниверситет, 2008. — 720 с.

4.Мстиславтская Л. П. Основа нефтегазового дела: Учебник. — М.: Изд. Центр

ЛитНефте.

Газ, 2010. — 256 с.

5.РФ Протокол № 2105 от 20.

12.2000 г, заседания Центральной Комиссии министерства природных ресурсов РФ по государственной экспертизе запасов полезных ископаемых (секция газа и нефти).

6.Лысеноко В. Д. Проведение разработки нефтяных месторождений. Эффективная методика. — М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2009. — 552 с.