CC BY
4
DOI - 10.32 743/UniTech.2022.97.4.13460
ОБОСНОВАНИЕ ПРИНЯТОЙ МЕТОДИКИ ПРОГНОЗА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ДЛЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИ ОСВОЕНИИ МЕТОДОМ ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ
Деряев Аннагулы Реджепович
канд. техн. наук, ст. науч. сотр., Научно-исследовательский институт природного газа ГК «Туркменгаз»,
Туркменистан, г. Ашгабат E-mail: annagulyderyayew @gmail. com
SUBSTANTIATION OF THE ACCEPTED METHODOLOGY FOR FORECASTING TECHNOLOGICAL INDICATORS OF DEVELOPMENT FOR GAS CONDENSATE DEPOSITS DURING DEVELOPMENT BY THE THE METHOD OF DUAL COMPLETION
Annaguly Deryaev
Candidate of Technical Sciences, Senior Researcher, Scientific Research Institute of Natural Gas of the State Concern "Turkmengas",
Turkmenistan, Ashgabat
АННОТАЦИЯ
При одновременной раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух...трех пластов они изолируются друг от друга и в скважину спускается соответствующее количество колонн НКТ. В результате обеспечивается раздельная разработка пластов. В результате работа каждого пласта не влияет на характер эксплуатации других. И в каждом пласте можно проводить необходимые исследования и поддерживать заданный режим работы.
ABSTRACT
In case of dual completijy of two ... three layers, they are isolated from each other and the corresponding number of tubing strings is lowered into the well. As a result, separate development of layers is provided. As a result, the operation of each layer does not affect the nature of the exploitation of others. And in each reservoir, it is possible to carry out the necessary research and maintain a given mode of operation.
Ключевые слова: законтурный область залежей, газоконденсатные горизонты, коэффициент конденсатоотдачи, плотность газа, расход жидкости.
Keywords: aquifer area of deposits, gas condensate horizons, condensate recovery coefficient, gas density, liquid flow rate.
Установление параметров эксплуатации скважин и прогноз показателей разработки выполнен на базе запасов газоконденсатных горизонтов и участков по которым не обнаружено наличие нефтяных оторочек. Следует отметить, что по месторождению имеется ряд неопределенностей в оценке отдельных параметров, способных влиять на точность конечных результатов расчетов. Основными из них являются:
• степень активности законтурной области залежей и предвидение его влияния на динамику режимов дренирования в будущем;
• недостаточное количество замеров пластового давления, невозможность установления закономерности его изменения во времени для большинства горизонтов;
• недостаточное количество определений фильтрационных параметров «а» и «в» для осреднения их по отдельным объектам разработки;
• малое количество экспериментальных определений коэффициента конденсатоотдачи.
Для максимального использования имеющихся данных по замерам пластового давления и приближения результатов прогноза динамики пластового давления к реальным условиям был использован следующий методический прием.
На основе анализа промысловых данных с использованием имеющихся практических данных по замерам пластовых давлений для горизонтов построен в безразмерной форме график изменения пластового давления от накопленного отбора газа (рис. 1 ):
Р„л = /са г) (1)
Р пл - отношение текущего значения пластового давления к его начальному значению;
Библиографическое описание: Деряев А.Р. ОБОСНОВАНИЕ ПРИНЯТОЙ МЕТОДИКИ ПРОГНОЗА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПОКАЗАТЕЛЕЙ РАЗРАБОТКИ ДЛЯ ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ЗАЛЕЖЕЙ ПРИ ОСВОЕНИИ МЕТОДОМ ОДНОВРЕМЕННОЙ РАЗДЕЛЬНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ // Universum: технические науки : электрон. научн. журн. 2022. 4(97). URL: https://7universum.com/ru/tech/archive/item/13460
- отношение накопленного отбора газа к его
начальным извлекаемым запасам.
При определении начальных извлекаемых запасов газа был принят ожидаемый конечный коэффициент извлечение газа, равный 0,85.
При построении этих графиков было принято во внимание то обстоятельство, что режим дренирования газоконденсатных залежей месторождения Корпедже, как и других залежей региона, является смешанным. По опыту разработки газоконденсатных залежей Западного Туркменистана известно, что в процессе их эксплуатации наряду с газовым режимом появляется, и напор краевых и подошвенных вод, причем доля его во времени увеличивается [1].
Поэтому в конце разработки залежей в пластах сохраняется значительное величине давление. В большинстве случаев величина конечного пластового давления составляет 10-30 % от его первоначального значения.
В расчетах были использованы изотермы дифференциальной конденсата в пластовых условиях, приведенные в работе [2, 3]. Эти данные для удобства проведения расчетов на компьютере предварительно были обработаны полиномами.
Оценочные расчеты параметров ОРЭ газокон-денсатной скважины были выполнены для случая подъема продукции двух пластов по одной колонне (см. схему на рис. 2), что соответствует применению комплекса внутрискважинного оборудования типа КСГ.
Последовательность расчета, следующая.
1. По нижнему пласту предварительно рассчитывается годовая и накопленная добыча газа, а также средний дебит скважин по газу ^1) на перспективу для варианта разработки его самостоятельной сеткой скважин.
При известных накопленных отборах определяется динамика пластового давления по нижнему плату по формуле:
P = P
пл..нач1
пл..нач.
f( Q i)
(2)
2. С использованием фильтрационных коэффициентов «А1» и «В1», при известном дебите газа q1 и величине пластового давления Р1, определяется забойное давление Рс1.
Pcl = - (A1q1 + B1q21) (3)
1. Из-за незначительности расстояния от нижнего пласта до пакера и от пакера до верхнего пласта для упрощения дальнейших расчетов принимаем
Р1 = Рс1 и Рз= Р2.
Здесь давление Р2 определяется по формуле:
Q2см,(е2Son - 1)
P - e-Son P/ - 1.3 771n -
Рп d5
(4)
4.Принимая потери давления при входе газа из верхнего пласта в НКТ равным 3 атм, забойное давление Рс2 определяем по формуле:
P„
P, +3
(5)
5. Изменение пластового давления по верхнему пласту контролируется зависимостью:
Pn*..2 = f(Q2 )
(6)
6. При известных величинах пластового и забойного давлений определяется дебит скважины по верхнему пласту по формуле:
qj
B,
■ +
Ч B2 J
P2 + Р 2
пл .2 1 с 2 (7)
в,
7. Общий дебит газа равен:
4 = Чг+ 42
(8)
8. Расчет устьевого давления для случая подъема газожидкостной смеси двух пластов по одной колонне НКТ определяем по формуле:
22
2
г^ 2 гт12
с".т " Рт вн.т
P = e'Son JP/ - 1.3771м ср"ч5С"'" йМощ (e2Son - 1) (9
где
S0 - 0.03415-^ : р + (1 -ф)^;
С" С" Р г.".
РгРс"Тст . _ „ йж .
г ср. ст t ^ ß _ Рг". = р T : <Р~ ß = (Q Q )
ат с" /
ер Т С А- С
f, _ _ G + Gж . ng)
Qr". - р T ' Qou - (0 ) ;
с" ст ' 0 г '
Gг = Qг Рг Р = ~ Tт = 29/' K Рв
2 Т 2
в = 1>ЗШ (Z (e2S -1) d5
Рг., ра, Рж - плотность газа, воздуха и жидкости, соответственно, кг/м3;
Рг.р., Qz.pi - соответственно плотность и дебит газа в стволе скважины в рабочих условиях, кг/м3 и тыс.м3сут;
Gж, Gг, - массовый расход жидкости и газа, т/сут; Qсм, Qж, Qг - объемный расход газожидкостной смеси, жидкости и газа соответственно при Рат и Тст, тыс.м3/сут.
0,6 0.7 0.8 0,9 Выработанноеть апасов, доли сд
-Факт — «Прогноз
Рисунок 1. Графики изменения пластового давления от накопленного отбора газа
V7
54KI
450 4<Х>
ISO 300 250
:оо
150 100 50 0
Зависимость приведенного среднею пласюного давления от накопленной добычи rai.1
200
Р , = 454,9 -O^SMflS^Ql
44*1
WKI
800 1000
1200
1400 1600 1800 2<КК1
Ншоп-кннал лооыча гаи. млн и'
Рисунок 2. График параметров ОРЭ газоконденсатной скважины при подъеме продукции двух пластов
по одной колонне
Истинное объемное газосодержание надо определять экспериментально как отношение истинного объема газа Уи в скважине к объему ствола 4Уг
т =- Однако, в связи с большими трудно-
лБ2Ь
стями таких измерений его можно оценить по расходному газосодержанию в согласно вышеприведенной формуле (10).
Поскольку всегда ф <в, использование в вместо ф приводит к занижению забойного давления тем
большему, чем больше разница между количеством жидкости в скважине и выносящимся потоком газа. Коэффициент гидравлического сопротивления X необходимо определять по результатам исследований скважин на различных режимах. Ввиду отсутствия таких исследований его значение принято по [4, 5], для трубы Хт = 0,025 и для пакера Хп = 0,0815.
Все величины (2ср Рг.р, Ог.р., в и др.), зависящие от Рср, рассчитываются методом последовательных приближений.
Список литературы:
1. Изучение и моделирование взаимодействия систем газ, конденсат, нефть. Пластовая вода в залежах Юго-Западной Туркмении (договор 18/91). Отчет по теме ДСП (Туркменский Государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности). Руководитель Сапаров А., Таганклычев А., Зелепукин И.Ф., Небит даг,1991.
2. Проект опытно-промышленной эксплуатации газоконденсатных залежей месторождения Корпедже //Отчет// 93, НИПФИНГ. - Небит-Даг, 1994.
3. Джапаров А., Игнатьев В.Г. Разработка предложений по выбору технологических схем и оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации газоконденсатных пластов в проектируемых газовых скважинах на месторождении Корпедже (Заключительный отчет по х/д 35/99),2000.
4. Джапаров А., Игнатьев В.Г. Технологическая схема опытнопромышленной эксплуатации газоконденсатных залежей месторождения Корпедже с применением технологии одновременно -раздельной эксплуатации газоконденсатных пластов (копия заключительного отчета по х/д 35/99),2000.
5. Джапаров А., Ханчаров Н. Дополнение к "Технологической схеме опытно-промышленной эксплуатации газоконденсатных залежей месторождения Корпедже с применением технологии одновременно-раздельной эксплуатации газоконденсатных пластов", 2010.
