Газогидродинамические методы исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации

курсовая работа

8. ПРИМЕР РАСЧЁТА КОЭФФИЦИЕНТОВ А И В ПО ДАННЫМ ИССЛЕДОВАНИЙ ПРОВЕДEННЫХ НА ЯМБУРГСКОМ ГКМ

Рассмотрим метод расчета коэффициентов фильтрационных сопротивлений А и В, на примере исследований скважин проведенных на Ямбургском ГКМ по данным исследования ООО "Ямбурггаздобыча" и сравним их.

Коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В определяются аналитически, по методу наименьших квадратов:

, (8.1)

, (8.2)

, (8.3)

и - коэффициенты фильтрационного сопротивления;

- коэффициент парной корреляции;

- число режимов.

Расчет проводится по программе (Приложение). Результаты приведены в таблице 8.1.

Таблица 8.1.

ООО "Ямбурггаздобыча"

Графический способ

Метод наименьших квадратов

Года

1997

2000

2001

1997

2000

2001

1997

2000

2001

А,

95,707

68,189

63,358

95,707

67,652

64,017

95,707

67,651

64,017

В,

0,0023

0,0414

0,0472

0,0027

0,0429

0,0454

0,0027

0,0429

0,0454

R

----

0,1288

0,8669

0,652

0,1288

0,652

0,652

Анализ полученных результатов показывает, что погрешность их определения составляет в среднем 2 %. Такая небольшая погрешность говорит о том, что расчеты проведены правильно.

8.1 Расчёт проницаемости по коэффициентам А и В

Параметры, входящие в формулы для определения коэффициентов А и В (а к ним относятся: коэффициенты вязкости, сверхсжимаемости, проницаемости, макро шероховатости, плотность газа, температура, радиусы контура питания и скважины, коэффициенты несовершенства и неоднородности), зависят от давления, продолжительности испытания, насыщенности пористой среды газом и водой, наличия соседних скважин и расстояния до них и т.д.

Знания величин коэффициентов А и В возможен прогноз дебитов скважин в процессе разработки, следовательно, и добывные возможности месторождения в целом. Естественно, что каждая скважина имеет свой коэффициент фильтрационных сопротивлений. Поэтому при проектировании разработки месторождения определяются осредненные (арифметическое, или по дебитам и желательно при одинаковых депрессиях на пласт по тем скважинам, по которым усредняются эти коэффициенты) значения коэффициентов А и В.

Рассчитаем коэффициент проницаемости:

(8.4)

где все величины даны в системе СИ.

Для анализа расчета проницаемости примем следующие данные.

Вязкость газа =1*10-5 Па*с.

Осредненный коэффициент сверхсжимаемости z=0,9.

Мощность пласта h=10 м.

Радиус контура питания Rк=250 м.

Радиус скважины rс=0,1 м.

Коэффициент несовершенства скважины по степени вскрытия С1=2.

Коэффициент несовершенства скважины по характеру вскрытия С2=8.

Полученные данные приведены в таблице 8.2.

Табл. 8.2

Года

1997

2000

2001

Проницаемость k, мкм2.

6,178*10-3

8,740*10-3

9,236*10-3

Как видно из таблицы 8.2, проницаемость с годами возрастает. Из геологии нам известен интервал изменения проницаемости неокомовской залежи ( по I объекту 3,2*10-3…132,7*10-3 мкм2, по II объекту 0,64*10-3…372*10-3 мкм2), следовательно расчет проницаемости верны.

Делись добром ;)