м3/сут)).
2 = const. Первый режим: Pз1 = 18,6 Ата = 18,6×101 325 = 1 884 645.
Па = 1,884 645 МПа;Q1 = 191,04 тыс. м3/сут;Pпл2 — Pз12 = aQ1 + bQ12;Pпл2 — Pз12 = 1,9 687 442 — 1,8 846 452 = 0,324 069 МПа2;aQ1 + bQ12 = 0,2 705×191,04 + (-0,5) x 191,042 = 0,324 069 МПа2;0,324 069 МПа2 = 0,324 069 МПа2;(Pпл2 — Pз12)/Q1 = 0,324 069/191,04 = 0,1 696 МПа2/(тыс. м3/сут).Второй режим: Pз2 = 18,68 Ата = 18,68×101 325 = 1 892 751.
Па = 1,892 751 МПа;Q2 = 141,94 тыс. м3/сут;Pпл2 — Pз22 = aQ2 + bQ22;Pпл2 — Pз22 = 1,9 687 442 — 1,8 927 512 = 0,293 449 МПа2;aQ2 + bQ22 = 0,2 705×141,94 + (-0,5) x 141,942 = 0,293 449 МПа2;0,293 449 МПа2 = 0,293 449 МПа2;(Pпл2 — Pз22)/Q2 = 0,293 449/141,94 = 0,2 067 МПа2/(тыс. м3/сут).Третий режим: Pз3 = 18,81 Ата = 18,81×101 325 = 1 905 923.
Па = 1,905 923 МПа;Q3 = 117,38 тыс. м3/сут;Pпл2 — Pз32 = aQ3 + bQ32;Pпл2 — Pз32 = 1,9 687 442 — 1,9 059 232 = 0,243 412 МПа2;aQ3 + bQ32 = 0,2 705×117,38 + (-0,5) x 117,382 = 0,243 412 МПа2;0,243 412 МПа2 = 0,243 412 МПа2;(Pпл2 — Pз32)/Q3 = 0,243 412/117,38 = 0,2 073 МПа2/(тыс. м3/сут).Четвертый режим: Pз4 = 18,65 Ата = 18,65×101 325 = 1 889 711.
Па = 1,889 711 МПа;Q4 = 154,69 тыс. м3/сут;Pпл2 — Pз42 = aQ4 + bQ42;Pпл2 — Pз42 = 1,9 687 442 — 1,8 897 112 = 0,304 947 МПа2;aQ4 + bQ42 = 0,2 705×154,69 + (-0,5) x 154,692 = 0,304 947 МПа2;0,304 947 МПа2 = 0,304 947 МПа2;(Pпл2 — Pз42)/Q4 = 0,304 947/154,69 = 0,1 971 МПа2/(тыс. м3/сут).Пятый режим: Pз5 = 18,72 Ата = 18,72×101 325 = 1 896 804.
Па = 1,896 804 МПа;Q5 = 132,45 тыс. м3/сут;Pпл2 — Pз52 = aQ5 + bQ52;Pпл2 — Pз52 = 1,9 687 442 — 1,8 968 042 = 0,27 809 МПа2;aQ5 + bQ52 = 0,2 705×132,45 + (-0,5) x 132,452 = 0,27 809 МПа2;0,27 809 МПа2 = 0,27 809 МПа2;(Pпл2 — Pз52)/Q5 = 0,27 809/132,45 = 0,2 099 МПа2/(тыс. м3/сут).
3.1. 3 Расчет потерь пластовой энергии скважины № 513Исходные данные: Pпл =14,39 Ата = 14,39×101 325 = 1 458 066.
Па = 1,458 066 МПа = const;a = 0,15 387 МПа2/(тыс. м3/сут) = const;b = - 0,7 (МПа/(тыс. м3/сут)).
2 = const. Первый режим: Pз1 = 13,45 Ата = 13,45×101 325 = 1 362 821.
Па = 1,362 821 МПа;Q1 = 16,25 тыс. м3/сут;Pпл2 — Pз12 = aQ1 + bQ12;Pпл2 — Pз12 = 1,4 580 662 — 1,3 628 212 = 0,268 676 МПа2;aQ1 + bQ12 = 0,15 387×16,25 + (-0,7) x 16,252 = 0,268 676 МПа2;0,268 676 МПа2 = 0,268 676 МПа2;(Pпл2 — Pз12)/Q1 = 0,268 676/16,25 = 0,16 533 МПа2/(тыс. м3/сут).Второй режим: Pз2 = 12,6 Ата = 12,6×101 325 = 1 276 695.
Па = 1,276 695 МПа;Q2 = 27 тыс. м3/сут;Pпл2 — Pз22 = aQ2 + bQ22;Pпл2 — Pз22 = 1,4 580 662 — 1,2 766 952 = 0,496 008 МПа2;aQ2 + bQ22 = 0,15 387×27 + (-0,7) x 272 = 0,496 008 МПа2;0,496 008 МПа2 = 0,496 008 МПа2;(Pпл2 — Pз22)/Q2 = 0,496 008/27 = 0,1 837 МПа2/(тыс. м3/сут).Третий режим: Pз3 = 12,32 Ата = 12,32×101 325 = 1 248 324.
Па = 1,248 324 МПа;Q3 = 38,51 тыс. м3/сут;Pпл2 — Pз32 = aQ3 + bQ32;Pпл2 — Pз32 = 1,4 580 662 — 1,2 483 242 = 0,567 645 МПа2;aQ3 + bQ32 = 0,15 387×38,51 + (-0,7) x 38,512 = 0,567 645 МПа2;0,567 645 МПа2 = 0,567 645 МПа2;(Pпл2 — Pз32)/Q3 = 0,567 645/38,51 = 0,1 474 МПа2/(тыс. м3/сут).Четвертый режим: Pз4 = 11,51 Ата = 11,51×101 325 = 1 166 250.
Па = 1,166 250 МПа;Q4 = 49,22 тыс. м3/сут;Pпл2 — Pз42 = aQ4 + bQ42;Pпл2 — Pз42 = 1,4 580 662 — 1,1 662 502 = 0,765 817 МПа2;aQ4 + bQ42 = 0,15 387×49,22 + (-0,7) x 49,222 = 0,765 817 МПа2;0,765 817 МПа2 = 0,765 817 МПа2;(Pпл2 — Pз42)/Q4 = 0,765 817/49,22 = 0,15 559 МПа2/(тыс. м3/сут).Пятый режим: Pз5 = 10,78 Ата = 10,78×101 325 = 1 092 283.
Па = 1,92 283 МПа;Q5 = 59,22 тыс. м3/сут;Pпл2 — Pз52 = aQ5 + bQ52;Pпл2 — Pз52 = 1,4 580 662 — 1,922 832 = 0,932 875 МПа2;aQ5 + bQ52 = 0,15 387×59,22 + (-0,7) x 59,222 = 0,932 875 МПа2;0,932 875 МПа2 = 0,932 875 МПа2;(Pпл2 — Pз52)/Q5 = 0,932 875/59,22 = 0,15 752 МПа2/(тыс. м3/сут).Шестой режим: Pз6 = 11,37 Ата = 11,37×101 325 = 1 152 065.
Па = 1,152 065 МПа;Q6 = 49,67 тыс. м3/сут;Pпл2 — Pз62 = aQ6 + bQ62;Pпл2 — Pз62 = 1,4 580 662 — 1,1 520 652 = 0,798 704 МПа2;aQ6 + bQ62 = 0,15 387×49,67 + (-0,7) x 49,672 = 0,798 704 МПа2;0,798 704 МПа2 = 0,798 704 МПа2;(Pпл2 — Pз62)/Q6 = 0,798 704/49,67 = 0,1 608 МПа2/(тыс. м3/сут).Седьмой режим: Pз7 = 11,99 Ата = 11,99×101 325 = 1 214 886.
Па = 1,214 886 МПа;Q7 = 39,37 тыс. м3/сут;Pпл2 — Pз72 = aQ7 + bQ72;Pпл2 — Pз72 = 1,4 580 662 — 1,2 148 862 = 0,650 008 МПа2;aQ7 + bQ72 = 0,15 387×39,37 + (-0,7) x 39,372 = 0,650 008 МПа2;0,650 008 МПа2 = 0,650 008 МПа2;(Pпл2 — Pз72)/Q7 = 0,650 008/39,37 = 0,1 651 МПа2/(тыс. м3/сут).Восьмой режим: Pз8 = 12,68 Ата = 12,68×101 325 = 1 284 801.
Па = 1,284 801 МПа;Q8 = 26,29 тыс. м3/сут;Pпл2 — Pз82 = aQ8 + bQ82;Pпл2 — Pз82 = 1,4 580 662 — 1,2 848 012 = 0,475 245 МПа2;aQ8 + bQ82 = 0,15 387×26,29 + (-0,7) x 26,292 = 0,475 245 МПа2;0,475 245 МПа2 = 0,475 245 МПа2;(Pпл2 — Pз82)/Q8 = 0,475 245/26,29 = 0,18 077 МПа2/(тыс. м3/сут).
Заключение
.
Исследование скважин — ответственный этап при составлении проектов разработки газовых месторождений; при анализе, контроле и регулировании процессов, протекающих в недрах в процессе их эксплуатации. Полученная информация необходима для организации правильных, экономически целесообразных процессов добычи газа, для осуществления рациональных способов разработки месторождения, для обоснования способа добычи газа и конденсата, выбора оборудования скважины, для установления наиболее экономичного режима работы этого оборудования при высоком коэффициенте полезного действия. Анализ технологических режимов работы скважин позволил сделать выводы о том, что 1) из ГКМ Медвежьего, на сегодняшний день отобрано более 80% запасов газа;
2) эксплуатация скважин производится в условиях стабильной падающей добычи;
3) около 30% действующего фонда скважин работают в режиме самопроизвольных остановок из-за накопления жидкостных пробок на забое и др. факторов, что приводит к дестабилизации эксплуатациискважин [8]. Список использованной литературы.
Архипов Ю.А., Чупова И. М., Меженина О. С. Применение методов газодинамического моделирования с целью регулирования процесса разработки газовых месторождений (на примере ГП-9 Медвежьего ГКМ) // 6-я Всероссийская конференция молодых учёных, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа им. И. М. Губкина, доклады призёров и тезисы докладов. — М.: 2005. — С.
25.Гриценко А. И., Алиев З. С. Руководство по исследованию скважин. М.: — Наука, 1995. 350 с. Закиров С. Н., Лапук Б. Б. Проектирование и разработка газовых месторождений. М.: Недра, 1974. — С. 21−22; 18. Клещенко И. И., Кустышев А. В., Телков А. П. Геология нефтяных и газовых месторождений Сибири. -.
М.: Недра, 2003. — 479 с. Бабич Д. Г., Коломиец В. С., Патлосов А. А. Разработка газовых и газоконденсатных месторождений. — М.: Недра, 2006. — 563 с. Иванов С. И., Алиев З. С. и др. Газоотдача газовых и газоконденсатных месторождений.
М.: Недра, 2005. 85 с. Архипов Ю. А., Облеков Г. И., Харитонов А. Н., Чупова И. М., Скоробогач М. А. Особенности назначения и расчёта технологического режима работы скважин ГКМ Медвежье. // Наука и техника в газовой промышленности — 2008. — № 4. — С.68−75.Патент России № 2 202 693.
Способ диагностики технического состояния газовых скважин. Кононов В. И., Облеков Г. И., Березняков А. И., Гордеев В. Н., Харитонов А. Н., Архипов Ю. А., Поляков В. Б., Забелина Л. С. 03.
04.2001, опубл. 20.
04.2003. — 10 с.: ил. Кащенко В. В., Резник О. В., Титов В. А. Газогидродинамические исследования газовых скважин. — М.: Недра, 2004. — 324 с. Методическое руководство по подсчету балансовых и извлекаемых запасов конденсата, этана, пропана, бутанов, неуглеводородных компонентов, определение их потенциального содержания в пластовом газе, учет добычи конденсата и компонентов природного газа. ;
М.: ВНИИГАЗ, 1990. — С. 12. Тер-Саркисов P.M., Подюк ВТ., Николаев ВЛ. Научные основы повышения эффективности разработки газоконденсатных месторождений. — М.: Недра, 1998.
— С. 220 — 225. ПРИЛОЖЕНИЕ АСхематический геологический разрез сеноманской продуктивной толщи на текущий момент разработки в районе месторождения Медвежье.
