Анализ работы системы сбора и подготовки газа мастахкого месторождения

Оглавление
Введение………………………………………………………………………………3
1. Характеристика месторождения………………………………………………….5
1.1 Географическое расположение Мастахского месторождения………………..5
1.2 Геологическое строение…………………………………………………………7
1.3 Газоносность месторождения…………………………………………………...9
1.4 Сведения о запасах……………………………………………………………...10
2. Анализ системы разработки……………………………………………………..12
2.1 Анализ технологических показателей разработки……………………………12
2.2 Анализ показателей работы фонда скважин…………………………………..12
2.3 Анализ результатов газогидродинамических исследований скважин и пластов……………………………………………………………………………….14
3. Технологические режимы эксплуатации скважин……………………………..17
3.1 Общие положения………………………………………………………………17
3.2 Методика расчёта……………………………………………………………….25
3.3 Расчётная часть………………………………………………………………….27
3.4 Изменение технологического режима эксплуатации скважин в процессе разработки…………………………………………………………………………...36
Заключение………………………………………………………………………….39
Список литературы…………………………………………………………………40

-псевдокритическое давление пластового газа определяется по формуле (4.6)гдеРкр.i – критическое давление i компонента, МПа- псевдокритическая температура пластового газа определяется по формуле, (4.7)гдеТкр.i – критическая температура i компонента, К- фактор 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/К- приведенное давление пластового газа определяется по формуле, (4.12)гдеР - фактическое давление, МПа- приведенная температура пластового газа определяется по формуле, (4.13)гдеТ - фактическая температура, К- изобарная 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 РобинсонаЧто 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 давленияОпределяем 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 числосверхсжимаемостиZсрПо барометрической формуле (2.25) вычислим значение Рпл.ор. в 1 приближении., (4.25)гдеР´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)гдеТпл- температура пластовая, КТн.с. - температура нейтрального слоя, К3.5.5 Расчёт давления на забое скважинной трубыМетодом 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;H- глубина скважинных трубы, м;Z -коэффициентное числосверхсжимаемости газа при РсриТср;Тср- средняя 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)гдеРз- забойное 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 фильтрационногоВ .Результаты расчёта забойного давления на пяти режимах представлены в таблице4.Таблица 4. Результаты расчёта забойных давлений№ скв№ режимаQгТуст.Руст.Рзаб.Рпл.расч.Тплтыс.м3/сутКМпаМПаМПаК23110277,302,6203,0203,120305220278,402,5102,9103,120305330279,502,3902,7903,120305440280,502,2502,6603,120305550281,502,0902,5203,12030531118277,202,6303,0503,110305236279,202,5402,9903,110305354281,02,422,933,11305472282,52,262,873,11305590283,72,062,793,1130545112277,802,8003,2203,340305224279,102,6703,0903,340305336280,302,5202,9503,340305448281,502,3502,8003,340305560282,502,1402,6403,3403053.6 Оценка характера изменения коэффициентного числасопротивления фильтрационного в процессе разработкиПри 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; -газонасыщенная толщина пласта; -коэффициентные числа несовершенства по степени вскрытия; -коэффициентные 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 2010г.Таблица 5.Характер изменения коэффициентного числа «a», «b» при разработке№ скважинных трубыДатаОбъектРпл, МпаРз, МпаР2пл-Р2з, МПа2Q, (тыс.м³)/ сута, МПа2*сут/тыc м3b, МПа2*сут2/ (тыc. м3)2 1052 квартал 20071+25,103,76011,8720460,2519600,00026401 квартал 20091+25,03,8010,5600520,1886900,00019901 квартал 20121+24,103,603,8500510,0731500,00007704квартал 20151+23,603,0903,4120330,0969400,00010040 1103 квартал 20061+24,603,806,72001470,0386900,00004504квартал 20091+23,402,8803,2660910,0330200,00003604 квартал 20121+23,1702,8501,9260920,0194800,00002104квартал 20151+23,0702,7501,8620780,0223200,0000240653 квартал 200724,303,903,2800610,0513900,00005504квартал 200924,3203,6705,1940610,0813600,00008701 квартал 201223,703,0504,3880610,0687400,00007304квартал 201523,302,6503,8680350,1035600,0001070Таблица показывает, что коэффициентные числасопротивления фильтрационного снижаются в 4 квартале 2012г в сравнении с ранними показателями, потом происходит незначительный рост по причине ухудшения фильтрационных характеристик. Снижаются значения коэффициентного числасопротивления фильтрационного в 1 квартале 2011г по скважинных трубе № 110, это объясняется проведенными работами (соляно-кислотная ванна) в сентябре 2010г.ЗаключениеВажными 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 ЛИТЕРАТУРЫ1.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. ЦентрЛитНефтеГаз, 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.