Анализ технологических режимов эксплуатации скважин какого-либо газового или газоконденсатного месторождения;

м3/сут))2 = const.Первый режим:Pз1 = 18,6 Ата = 18,6 × 101325 = 1884645 Па = 1,884645 МПа;Q1 = 191,04 тыс. м3/сут;Pпл2 – Pз12 = aQ1 + bQ12;Pпл2 – Pз12 = 1,9687442 – 1,8846452 = 0,324069 МПа2;aQ1 + bQ12 = 0,002705 × 191,04 + (–0,000005) × 191,042 = 0,324069 МПа2;0,324069 МПа2 = 0,324069 МПа2;(Pпл2 – Pз12)/Q1 = 0,324069/191,04 = 0,001696 МПа2/(тыс. м3/сут).Второй режим:Pз2 = 18,68 Ата = 18,68 × 101325 = 1892751 Па = 1,892751 МПа;Q2 = 141,94 тыс. м3/сут;Pпл2 – Pз22 = aQ2 + bQ22;Pпл2 – Pз22 = 1,9687442 – 1,8927512 = 0,293449 МПа2;aQ2 + bQ22 = 0,002705 × 141,94 + (–0,000005) × 141,942 = 0,293449 МПа2;0,293449 МПа2 = 0,293449 МПа2;(Pпл2 – Pз22)/Q2 = 0,293449/141,94 = 0,002067 МПа2/(тыс. м3/сут).Третий режим:Pз3 = 18,81 Ата = 18,81 × 101325 = 1905923 Па = 1,905923 МПа;Q3 = 117,38 тыс. м3/сут;Pпл2 – Pз32 = aQ3 + bQ32;Pпл2 – Pз32 = 1,9687442 – 1,9059232 = 0,243412 МПа2;aQ3 + bQ32 = 0,002705 × 117,38 + (–0,000005) × 117,382 = 0,243412 МПа2;0,243412 МПа2 = 0,243412 МПа2;(Pпл2 – Pз32)/Q3 = 0,243412/117,38 = 0,002073 МПа2/(тыс. м3/сут).Четвертый режим:Pз4 = 18,65 Ата = 18,65 × 101325 = 1889711 Па = 1,889711 МПа;Q4 = 154,69 тыс. м3/сут;Pпл2 – Pз42 = aQ4 + bQ42;Pпл2 – Pз42 = 1,9687442 – 1,8897112 = 0,304947 МПа2;aQ4 + bQ42 = 0,002705 × 154,69 + (–0,000005) × 154,692 = 0,304947 МПа2;0,304947 МПа2 = 0,304947 МПа2;(Pпл2 – Pз42)/Q4 = 0,304947/154,69 = 0,001971 МПа2/(тыс. м3/сут).Пятый режим:Pз5 = 18,72 Ата = 18,72 × 101325 = 1896804 Па = 1,896804 МПа;Q5 = 132,45 тыс. м3/сут;Pпл2 – Pз52 = aQ5 + bQ52;Pпл2 – Pз52 = 1,9687442 – 1,8968042 = 0,27809 МПа2;aQ5 + bQ52 = 0,002705 × 132,45 + (–0,000005) × 132,452 = 0,27809 МПа2;0,27809 МПа2 = 0,27809 МПа2;(Pпл2 – Pз52)/Q5 = 0,27809/132,45 = 0,002099 МПа2/(тыс. м3/сут).3.1.3 Расчет потерь пластовой энергии скважины №513Исходные данные:Pпл =14,39 Ата = 14,39 × 101325 = 1458066 Па = 1,458066 МПа = const;a = 0,015387 МПа2/(тыс. м3/сут) = const;b = – 0,0000007 (МПа/(тыс. м3/сут))2 = const.Первый режим:Pз1 = 13,45 Ата = 13,45 × 101325 = 1362821 Па = 1,362821 МПа;Q1 = 16,25 тыс. м3/сут;Pпл2 – Pз12 = aQ1 + bQ12;Pпл2 – Pз12 = 1,4580662 – 1,3628212 = 0,268676 МПа2;aQ1 + bQ12 = 0,015387 × 16,25 + (–0,0000007) × 16,252 = 0,268676 МПа2;0,268676 МПа2 = 0,268676 МПа2;(Pпл2 – Pз12)/Q1 = 0,268676/16,25 = 0,016533 МПа2/(тыс. м3/сут).Второй режим:Pз2 = 12,6 Ата = 12,6 × 101325 = 1276695 Па = 1,276695 МПа;Q2 = 27 тыс. м3/сут;Pпл2 – Pз22 = aQ2 + bQ22;Pпл2 – Pз22 = 1,4580662 – 1,2766952 = 0,496008 МПа2;aQ2 + bQ22 = 0,015387 × 27 + (–0,0000007) × 272 = 0,496008 МПа2;0,496008 МПа2 = 0,496008 МПа2;(Pпл2 – Pз22)/Q2 = 0,496008/27 = 0,01837 МПа2/(тыс. м3/сут).Третий режим:Pз3 = 12,32 Ата = 12,32 × 101325 = 1248324 Па = 1,248324 МПа;Q3 = 38,51 тыс. м3/сут;Pпл2 – Pз32 = aQ3 + bQ32;Pпл2 – Pз32 = 1,4580662 – 1,2483242 = 0,567645 МПа2;aQ3 + bQ32 = 0,015387 × 38,51 + (–0,0000007) × 38,512 = 0,567645 МПа2;0,567645 МПа2 = 0,567645 МПа2;(Pпл2 – Pз32)/Q3 = 0,567645/38,51 = 0,01474 МПа2/(тыс. м3/сут).Четвертый режим:Pз4 = 11,51 Ата = 11,51 × 101325 = 1166250 Па = 1,166250 МПа;Q4 = 49,22 тыс. м3/сут;Pпл2 – Pз42 = aQ4 + bQ42;Pпл2 – Pз42 = 1,4580662 – 1,1662502 = 0,765817 МПа2;aQ4 + bQ42 = 0,015387 × 49,22 + (–0,0000007) × 49,222 = 0,765817 МПа2;0,765817 МПа2 = 0,765817 МПа2;(Pпл2 – Pз42)/Q4 = 0,765817/49,22 = 0,015559 МПа2/(тыс. м3/сут).Пятый режим:Pз5 = 10,78 Ата = 10,78 × 101325 = 1092283 Па = 1,092283 МПа;Q5 = 59,22 тыс. м3/сут;Pпл2 – Pз52 = aQ5 + bQ52;Pпл2 – Pз52 = 1,4580662 – 1,0922832 = 0,932875 МПа2;aQ5 + bQ52 = 0,015387 × 59,22 + (–0,0000007) × 59,222 = 0,932875 МПа2;0,932875 МПа2 = 0,932875 МПа2;(Pпл2 – Pз52)/Q5 = 0,932875/59,22 = 0,015752 МПа2/(тыс. м3/сут).Шестой режим:Pз6 = 11,37 Ата = 11,37 × 101325 = 1152065 Па = 1,152065 МПа;Q6 = 49,67 тыс. м3/сут;Pпл2 – Pз62 = aQ6 + bQ62;Pпл2 – Pз62 = 1,4580662 – 1,1520652 = 0,798704 МПа2;aQ6 + bQ62 = 0,015387 × 49,67 + (–0,0000007) × 49,672 = 0,798704 МПа2;0,798704 МПа2 = 0,798704 МПа2;(Pпл2 – Pз62)/Q6 = 0,798704/49,67 = 0,01608 МПа2/(тыс. м3/сут).Седьмой режим:Pз7 = 11,99 Ата = 11,99 × 101325 = 1214886 Па = 1,214886 МПа;Q7 = 39,37 тыс. м3/сут;Pпл2 – Pз72 = aQ7 + bQ72;Pпл2 – Pз72 = 1,4580662 – 1,2148862 = 0,650008 МПа2;aQ7 + bQ72 = 0,015387 × 39,37 + (–0,0000007) × 39,372 = 0,650008 МПа2;0,650008 МПа2 = 0,650008 МПа2;(Pпл2 – Pз72)/Q7 = 0,650008/39,37 = 0,01651 МПа2/(тыс. м3/сут).Восьмой режим:Pз8 = 12,68 Ата = 12,68 × 101325 = 1284801 Па = 1,284801 МПа;Q8 = 26,29 тыс. м3/сут;Pпл2 – Pз82 = aQ8 + bQ82;Pпл2 – Pз82 = 1,4580662 – 1,2848012 = 0,475245 МПа2;aQ8 + bQ82 = 0,015387 × 26,29 + (–0,0000007) × 26,292 = 0,475245 МПа2;0,475245 МПа2 = 0,475245 МПа2;(Pпл2 – Pз82)/Q8 = 0,475245/26,29 = 0,018077 МПа2/(тыс. м3/сут).ЗаключениеИсследование 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 литературыАрхипов 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 № 2202693 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.