Реферат Гідродинамічні дослідження газових свердловин і застосування їх на родовищі Південно-Луговське

Тема: Статьи

д Q

Якщо забійні тиск на кожному режимі завищено на одну і ту ж величину в порівнянні з істинним значенням, то індикаторна лінія (23) відсікає на осі ординат негативний відрізок - Со (крива 2 на малюнку 10). Якщо записати істинне забійні тиск через заміряні значення

Pci=(30)

те істинне рівняння припливу буде мати вигляд:

Рк2-=аQi + вQi2 (31)

Обробка результатів досліджень ведеться за формулою:

(32)

де величина -? С визначається за формулою:

-? С=Рпл- (33)

3.2 Обробка результатів досліджень

Проведено обробку результатів досліджень 9 свердловин на родовищі Південно-Луговське в 2005 році. Кожне дослідження оброблено трьома методами: двучленной формулою припливу; методами, які враховують неточне визначення пластового і забійного тисків.

Обробка велася шляхом порівняння фактичних і розрахункових значень дебіту по кожній свердловині.

Таблиця 7 - Результати досліджень свердловини № 7 (30.08.2005)

d шайби, мВремя роботи, сек.Рпл, МПаРзаб, МПаQ, 0,003480012,110,812,610,00448009,7920,460,00554308,5828,20,00654307,6734,830,004490010,0320, 79

) Стандартна обробка

обробка в координатах (Рпл2 -Рзаб2)/Q - Q

коефіцієнт А=2,1884

коефіцієнт В=0,01018

коефіцієнт парної кореляції R=0,581

Малюнок 11 Залежність dP2 від Q свердловини №7 за результатами стандартної обробки.

Малюнок 12 Залежність dP2/Q від Q свердловини №7 за результатами стандартної обробки.

Таблиця 8 - Перевірка по дебитам свердловини №7 (стандартна обробка)

Номер режімаQ фактіч.Q расч.Погрешность?,% 112,6112,851,87220,4621,203,49328,229,64,72434,8334,461,06520,7918,729,96Средняя похибка 4,22%

) Обробка при неточному визначенні пластового тиску

обробка в координатах (Р2пл-Р2заб-Спл)/Q від Q

коефіцієнт A=0,20926

коефіцієнт B=0,05369

коефіцієнт парної кореляції R=0,947

Спл=20 МПа2

Малюнок 13 Залежність DР2 від Q свердловини №7 за результатами обробки при неточному визначенні пластового тиску

Малюнок 14 Залежність від Q свердловини №7 за результатами обробки при неточному визначенні пластового тиску.

Таблиця 9 - Перевірка по дебитам свердловини №7 (обробка при неточному визначенні пластового тиску)

Номер режімаQ фактіч.Q расч.Погрешность?,% 112,6111,647,7220,4621,996,9328,229,44,08434,8333,583,6520,7920,063,5Средняя похибка 5,2%

) Метод обробки при неточному визначенні забійного тиску

обробка в координатах - Q

коефіцієнт A=0,20783

коефіцієнт B=0,05906

коефіцієнт парної кореляції R=0,949

коефіцієнт С0=20 МПа2

коефіцієнт dC=0,857

Малюнок 15 Залежність від Q свердловини №7 за результатами обробки при неточному визначенні забійного тиску

Таблиця 10 - Перевірка по дебитам свердловини №7 (обробка при неточному визначенні забійного тиску)

Номер режімаQ фактіч.Q расч.Погрешность?,% 112,6111,77,2220,4621,976,9328,229,454,2434,8333,63,5520,7921,84,6Средняя похибка 5 , 3% родовище газ фонтанний свердловина

Результати обробок інших свердловин наведені в таблиці 11 - Результати обробок досліджень свердловин на родовищі Південно-Луговське; додаток С

Розрахунок проникності по індикаторної діаграмі (свердловина № 7)

А=0,20926 (за методом, що враховує неточне визначення Рпл)

Пластова температура Тпл=47,3 0С=320,3К;

Атмосферний тиск РСТ=0,1013 МПа;

Стандартна температура Тст=20 0С=293К;

Радіус контуру харчування Rк=200м;

Радіус НКТ Rc=0,2м.

Коефіцієнт сверхсжімаемості zпл=0,9172

В'язкість газу? г=0,0164 мПа.с

Нніз=1392м і Hверх=1374м.

Розкрита і загальна товщина пласта: