Уточнение извлекаемых запасов газа методом материального баланса
Сдам Сам

ПОЛЕЗНОЕ


КАТЕГОРИИ







Уточнение извлекаемых запасов газа методом материального баланса





Теоретические сведения

Метод подсчета запасов по падению давления (метод материального баланса) позволяет уточнить извлекаемые запасы газа в процессе разработки газового месторождения с получением новых промысловых данных.

Расчетная формула известна

, (1)

где Qзап – извлекаемые запасы газа, м3,

Q1, Q2 – накопленная добыча нефти в моменты времени t1 и t2, м3,

Рпл1, Рпл2 – пластовое давление в моменты времени t1 и t2, Па,

zпл1, zпл2 – коэффициенты сверхсжимаемости в моменты времени t1 и t2, д.е,

Рпл.н. – начальное пластовое давление, Па,

zпл.н. – коэффициент сверхсжимаемости на начало разработки, д.е.

Метод не требует знания геометрии залежи, пористости и газонасыщенности пластов в такой мере, как это требуется для объемного метода. Оформляется подсчет в виде построения графика зависимости Рt/zt(ΣQt), где Рt/zt – приведенное пластовое давление, а ΣQt – накопленная добыча на момент времени t, как показано на рисунке 1.

Рис. 1. Графики зависимости приведенного давления от накопленной
добычи. 1 - газовый режим, 2 – жестководонапорный режим,
3 – активизирующийся упроговодонапорный режим,
4 – затухающий упруговодонапорный режим

 

Без дополнительных расчетов с помощью данного графика можно определить извлекаемые запасы для газового режима – для этого достаточно определить отрезок, который отсечет график при пересечении с осью х. Во всех остальных случаях необходимо дополнительно произвести расчет объема вторгшейся в залежь воды.

Существенное влияние на форму графика оказывает коэффициент сверхсжимаемости z. Так, при построении графика в координатах Рt (ΣQt) полученная величина извлекаемых запасов имеет существенное отклонение от истинного значения.



Задание для практической работы

На основании промысловых данных (таблица 1):

1. Построить зависимость Р и Р/z от накопл. отбора;

2. Оценить дренируемые запасы;

3. Оценить погрешность расчета дренируемых запасов;

4. Определить режим работы залежи.

Таблица №1

Промысловые данные по годам

Вариант 1       Вариант 2    
Год Добыча газа сепарации, млн.м3 Пластовое давление на конец года, атм Коэффициент сверхсжи-маемости   Год Добыча газа сепарации, млн.м3 Пластовое давление на конец года, атм Коэффициент сверхсжи-маемости
378.2 264.8 0.85   41.5 351.9 0.92
188.0 233.6 0.83   76.1 291.9 0.87
188.0 204.9 0.83   67.5 248.3 0.84
323.0 159.5 0.83   59.3 214.4 0.83
324.3 116.1 0.84   51.4 187.3 0.83
205.0 88.7 0.87   44.1 165.0 0.83
133.1 70.5 0.88   37.6 146.6 0.83
90.1 57.9 0.90   31.9 131.2 0.84
63.6 48.8 0.91   27.0 118.1 0.84
46.7 42.0 0.92   22.9 107.1 0.85
24.6 38.4 0.93   19.5 97.6 0.86
20.7 35.3 0.93   16.7 89.5 0.87
17.7 32.6 0.94   14.4 82.4 0.87
7.9 31.4 0.94   12.4 76.3 0.88
          10.8 70.9 0.88

 

Продолжение таблицы №1

Вариант 3       Вариант 4    
Год Добыча газа сепарации, млн.м3 Пластовое давление на конец года, атм Коэффициент сверхсжи-маемости   Год Добыча газа сепарации, млн.м3 Пластовое давление на конец года, атм Коэффициент сверхсжи-маемости
9.4 434.9 1.06   770.6 242.3 0.86
18.4 416.7 1.03   704.0 157.2 0.84
17.9 400.5 1.01   547.6 98.3 0.86
17.4 386.0 0.99   277.6 68.3 0.89
17.0 372.9 0.98   153.6 51.2 0.91
16.6 360.8 0.96   93.3 40.4 0.93
16.2 349.7 0.95   61.3 33.2 0.94
15.9 339.3 0.94   42.8 28.1 0.95
15.5 329.7 0.93          
15.2 320.7 0.92          
14.9 312.2 0.91          
14.6 304.2 0.90          
14.3 296.6 0.90          
14.0 289.4 0.89          
13.7 282.5 0.89          
Вариант 5       Вариант 6    
Год Добыча газа сепарации, млн.м3 Пластовое давление на конец года, атм Коэффициент сверхсжи-маемости   Год Добыча газа сепарации, млн.м3 Пластовое давление на конец года, атм Коэффициент сверхсжи-маемости
131.2 254.5 0.87   7.4 454.9 1.09
218.3 200.2 0.84   14.3 430.2 1.05
168.7 163.1 0.84   13.8 409.3 1.02
129.6 136.1 0.84   13.3 391.0 1.00
99.6 115.8 0.85   12.9 374.8 0.98
77.2 100.1 0.86   12.6 360.2 0.96
60.6 87.7 0.87   12.2 347.0 0.95
48.3 77.8 0.88   11.9 334.9 0.93
39.0 69.6 0.89   11.6 323.7 0.92
31.9 62.9 0.90   11.3 313.4 0.91
26.5 57.3 0.90   11.0 303.7 0.90
          10.8 294.7 0.90
          10.5 286.2 0.89
          10.3 278.2 0.88
          10.0 270.6 0.88

 

Продолжение таблицы №1

Вариант 7       Вариант 8    
Год Добыча газа сепарации, млн.м3 Пластовое давление на конец года, атм Коэффициент сверхсжи-маемости   Год Добыча газа сепарации, млн.м3 Пластовое давление на конец года, атм Коэффициент сверхсжи-маемости
14.7 377.3 0.96   378.2 264.8 0.85
28.7 361.1 0.95   200.0 231.7 0.83
28.0 346.4 0.93   200.0 201.4 0.83
27.3 332.9 0.92   250.0 166.2 0.83
26.6 320.5 0.91   250.0 132.5 0.84
25.9 308.9 0.90   250.0 99.2 0.86
25.3 298.2 0.89   159.9 77.6 0.88
24.7 288.1 0.88   106.2 62.9 0.89
24.0 278.6 0.87   73.7 52.5 0.91
23.4 269.6 0.87   53.2 44.8 0.92
22.8 261.2 0.86   39.8 38.9 0.93
22.2 253.2 0.86   21.3 35.7 0.93
21.6 245.6 0.85   18.1 33.0 0.94
21.0 238.4 0.85   8.1 31.8 0.94
20.4 231.5 0.85          
Вариант 9       Вариант 10    
Год Добыча газа сепарации, млн.м3 Пластовое давление на конец года, атм Коэффициент сверхсжи-маемости   Год Добыча газа сепарации, млн.м3 Пластовое давление на конец года, атм Коэффициент сверхсжи-маемости
33.6 282.5 0.89   329.6 293.2 0.95
64.2 263.7 0.87   492.4 283.5 0.94
60.5 247.2 0.86   505.3 273.8 0.94
56.9 232.4 0.85   518.4 264.3 0.93
53.6 219.2 0.85   531.8 254.8 0.92
50.3 207.2 0.84   545.4 245.4 0.91
47.3 196.3 0.84   559.1 236.1 0.91
44.4 186.4 0.84   573.0 226.8 0.90
41.6 177.2 0.84   557.8 218.1 0.90
39.0 168.8 0.84   541.6 209.8 0.89
36.6 161.0 0.84   525.3 201.9 0.89
34.3 153.8 0.84   508.8 194.4 0.89
32.1 147.1 0.84   492.3 187.3 0.89
30.1 140.9 0.84   475.7 180.6 0.88
28.2 135.1 0.84   459.2 174.1 0.88

 

Продолжение таблицы №1

Вариант 11       Вариант 12    
Год Добыча газа сепарации, млн.м3 Пластовое давление на конец года, атм Коэффициент сверхсжи-маемости   Год Добыча газа сепарации, млн.м3 Пластовое давление на конец года, атм Коэффициент сверхсжи-маемости
258.9 315.5 0.98   162.8 400.0 1.10
513.5 306.9 0.97   323.1 394.6 1.09
507.5 298.7 0.96   319.7 384.3 1.07
501.3 290.8 0.96   316.2 374.6 1.06
495.1 283.3 0.95   312.7 365.4 1.05
488.7 276.0 0.94   309.1 356.6 1.04
482.1 269.1 0.94   305.5 348.2 1.03
475.5 262.4 0.93   301.9 340.2 1.02
468.7 256.0 0.93   298.3 332.6 1.02
461.8 249.8 0.92   294.6 325.2 1.01
454.8 243.8 0.92   290.9 318.2 1.00
447.8 238.0 0.92   287.1 311.4 1.00
440.6 232.5 0.91   283.4 304.9 0.99
433.4 227.1 0.91   279.6 298.7 0.98
426.1 221.8 0.91   275.8 292.6 0.98
Вариант 13       Вариант 14    
Год Добыча газа сепарации, млн.м3 Пластовое давление на конец года, атм Коэффициент сверхсжи-маемости   Год Добыча газа сепарации, млн.м3 Пластовое давление на конец года, атм Коэффициент сверхсжи-маемости
106.8 467.8 0.82   575.0 270.5 0.99
211.1 445.5 0.84   462.0 207.8 0.88
207.6 425.6 0.86   381.0 163.5 0.84
204.0 407.5 0.88   398.0 120.3 0.84
200.5 391.0 0.89   376.9 80.0 0.85
196.9 375.8 0.91   199.5 58.0 0.88
193.2 361.8 0.92   116.2 44.8 0.90
189.6 348.8 0.94   73.8 36.2 0.92
185.9 336.6 0.95          
182.2 325.2 0.96          
178.5 314.5 0.97          
174.7 304.5 0.98          
171.0 294.9 0.99          
167.2 285.9 1.00          
163.5 277.4 1.00          

 

Окончание таблицы №1

Вариант 15              
Год Добыча газа сепарации, млн.м3 Пластовое давление на конец года, атм Коэффициент сверхсжи-маемости          
67.0 472.3 1.23          
198.5 450.9 1.20          
258.8 425.7 1.16          
252.1 403.5 1.13          
245.4 383.8 1.11          
238.8 366.0 1.09          
232.1 349.9 1.07          
225.5 335.2 1.05          
218.9 321.6 1.04          
212.3 309.1 1.03          
205.7 297.5 1.01          
199.2 286.7 1.00          
192.7 276.6 1.00          
186.3 267.2 0.99          
180.0 258.3 0.98          

 


Практическая работа №2

Интерпретация индикаторной диаграммы

Газоконденсатной скважины

Теоретические сведения

Исследование скважин при стационарных режимах фильтрации, часто называемое методом установившихся отборов, базируется на связи между установившимися забойными (устьевыми) давлениями и дебитом газа на различных режимах. Уравнение, обуславливающее данную связь, называется уравнением притока газа:

Рпл2з2=aQ+bQ2+c, (2)

где Рпл – пластовое давление; Па

Рз – забойное давление; Па

Q – дебит скважины; м3

a, b – коэффициенты фильтрационного

сопротивления, зависящие от параметров призабойной зоны пласта и конструкции забоя скважины;

с – дополнительный фильтрационный коэффициент, обусловленный наличием фазовых переходов при движении продукции газоконденсатной скважины.

В процессе испытания скважины на стационарных режимах измеряются дебиты газа, температура и давление на головке фонтанных труб и в затрубном пространстве. При этом давление и дебит измеряют непрерывно, начиная с момента пуска скважины до их стабилизации на каждом режиме работы. Величины их используются для обработки результатов испытания с целью построения индикаторной диаграммы.

Целью интерпретации индикаторной диаграммы является определение фильтрационных коэффициентов, которые свидетельствуют о продуктивных возможностях скважины.

По результатам испытания скважины, имея замеренные значения забойного давления и дебита, строят график зависимости Рпл2з2 от Q (рисунок 2, график 1). Значения на графике аппроксимируют с помощью квадратичной функции, которая на оси y отсечет отрезок, равный коэффициенту c.

Рис. 2. Стадии построения индикаторной диаграммы

 

Следующим шагом является построение графика зависимости
Рпл2з2-с от Q (Рисунок 2, график 2). Этот график также аппроксимируется квадратичной функцией, которая, однако, выходит из точки начала координат.

Впоследствии данный график линеаризуется путем деления на Q. Таким образом, итоговая индикаторная диаграмма строится в координатах (Рпл2з2-с)/Q от Q (Рисунок 2, график 3). Аппроксимирующей линией в данном случае будет являться прямая, которая на оси y отсекает отрезок, равный коэффициенту a, и которая имеет тангенс угла наклона, равный коэффициенту b.

По результатам определения фильтрационных коэффициентов рассчитывается абсолютно свободный дебит газа – теоретический дебит, полученный на реальной скважине при снижении забойного давления до
1 атм. Абсолютно свободный дебит газа также является стандартным параметром, по которому оценивают продуктивные возможности каждой скважины.

В случае с газоконденсатной скважиной уравнение, по которому рассчитывают абсолютно свободный дебит газа, имеет вид:

(3)

Задание для практической работы

На основании исходных данных (таблица 2):

1. Построить график зависимости Рпл2з2 от Q;

2. Определить коэффициент С;

3. Построить графики зависимости (Рпл2з2-C) от Q, (Рпл2з2-C)/Q от Q;

4. Определить коэффициенты А и В;

5. Рассчитать абсолютно свободный дебит газа.

6.

Таблица №2









Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:


©2015- 2018 zdamsam.ru Размещенные материалы защищены законодательством РФ.