Материал: Гидродинамические исследования газовых скважин и применение их на месторождении Южно-Луговское

коэффициент B=0,05906

коэффициент парной корреляции R=0,949

коэффициент С0=20 МПа2

коэффициент dC=0,857

Рисунок 15 Зависимость  от Q скважины №7 по результатам обработки при неточном определении забойного давления

Таблица 10 - Проверка по дебитам скважины №7 (обработка при неточном определении забойного давления)

месторождение газ фонтанный скважина

Результаты обработок остальных скважин приведены в таблице 11 - Результаты обработок исследований скважин на месторождении Южно-Луговское; приложение С

Расчет проницаемости по индикаторной диаграмме (скважина № 7)

А=0,20926 (по методу, учитывающему неточное определение Рпл)

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

Атмосферное давление Рст=0,1013 МПа;

Стандартная температура Тст=20 0С=293К;

Радиус контура питания Rк=200м;

Радиус НКТ Rc=0,2м.

Коэффициент сверхсжимаемости zпл=0,9172

Вязкость газа μг=0,0164 мПа.с

Нниз=1392м и Hверх=1374м.

Вскрытая и общая толщина пласта:

hвскр==13,4м.

h=18м.

Относительный радиус скважины и относительное вскрытие пласта:

=м

 = hвскр/h=13,4/18=0,744м

d = 1,6(1-)=1,6*(1-0,7442)=0,713

С1===1,032

Находим коэффициент проницаемости:

мкм2

Результаты расчета параметров пласта по индикаторной диаграмме представлены в таблице 12.

Таблица 12 - Параметры пласта, рассчитанные по индикаторной диаграммы для 9 скважин

3.3 Обработка гидродинамических исследований скважин на нестационарных режимах фильтрации

Обработка результатов исследования скважины № 7 методом касательной.

Таблица 13 - Результаты обработки данных исследования скважины №7 по методу касательной

Рисунок 16 Обработка КВД скважины № 7 методом касательной

Обработка результатов исследования скважины № 7 методом Хорнера.

Т=86400 с

Таблица 14 - Результаты обработки данных исследования скважины №7 по методу Хорнера

Рисунок 17 Обработка КВД скважины № 7 методом Хорнера

Параметры пласта по КВД вычисляются с помощью формул:

Уклон:

Метод Хорнера β = ∆P2заб/[∆lg(T/(T+1))]; (34)

Метод касательной β = ∆P2заб/∆lgt ; (35)

Проводимость:

ε = kh/μ = (42.4*Q0*Pат*Tпл*z)/(β*Tст), (36)

где Q0-установившийся объемный дебит газовой скважины перед ее остановкой (t=0), тыс.м3/сут.;

z - коэффициент сверхсжимаемости;

Проницаемость:

к=(ε*μг) /hэф, (37)

где μг- коэффициент динамической вязкости, Па;

hэф - эффективная толщина пласта,м.;

Пьезопроводность:

χ = (Pпл*k)/(μг*m), (38)

где m- пористость.

Результаты расчета параметров пласта по методам касательной и Хорнера приведены в таблице 15 - Результаты расчета параметров пласта для скважины № 7; приложение С.

Результаты расчета параметров пласта для скважин № 10, № 11 и № 14 приведены в таблицах 16, 17 и 18 - Результаты расчета параметров пласта для скважины № 10; Результаты расчета параметров пласта для скважины № 11; Результаты расчета параметров пласта для скважины № 14; приложение С.

3.4 Выводы по проведенному расчету

Проведена обработка результатов исследований девяти скважин на месторождении Южно-Луговское в 2005 году. Каждое исследование обработано тремя методами: двучленной формулой притока; методами, учитывающими неточное определение пластового и забойного давлений.

Исследования скважин проводились в среднем на 5 режимах. В некоторых случаях были исключены режимы, когда при одинаковых забойных давлениях разница в дебитах составляла порядка 35 %, чего в действительности быть не может.

Из приведенной обработки результатов гидродинамических исследований на стационарных режимах видно, что самой непригодной явилась стандартная обработка, т.к. значения коэффициентов R и B для скважин № 8, № 9, № 12, № 14 и № 16 оказались отрицательными, погрешности при проверке по дебитам - достаточно велики (например, 12,72 % для скважины № 9), а коэффициент R скважины № 13 очень мал - 0,356.

При обработке методом, учитывающим неточное определение пластового давления, наименьшие погрешности составили 2,6 и 3,3 (скважины № 11 и № 12 соответственно), при этом коэффициенты парной корреляции оказались равны 0,993 и 0,972. Однако для скважин № 9, № 10, № 13 эта обработка дала достаточно большие погрешности (от 9 до 10,9 %) при коэффициенте R, изменяющемся в пределах 0,567-0,932.

Обработка при неточном определении забойного давления позволила получить хорошие результаты для всех скважин: R=0,568-0,993, погрешности не превышают 6 %.

Также были обработаны кривые восстановления давления четырех скважин № 7, № 10, № 11 и № 14. Для того, чтобы сравнить рассчитанные разными способами параметры пласта обработка КВД проводилась двумя методами - касательной и Хорнера. Это позволило определить, что значения параметров призабойной зоны пласта, определенные по методу Хорнера, меньше параметров, полученных с использованием метода касательной. Разница составила около 20 %. В качестве методики обработки КВД на предприятии приняты методы касательной и Хорнера.

Параметры пласта были рассчитаны с помощью индикаторной диаграммы (9 скважин на стационарных режимах) и по КВД (4 скважины на нестационарных).

Значения коэффициентов проницаемости, вычисленных для девяти скважин с помощью индикаторной диаграммы, изменяются в пределах от 0,000289 мкм2 (скважина № 16) до 0,006803 (скважина № 13). Обработка КВД проводилась для четырех скважин, поэтому удалось сопоставить результаты только скважин № 7, № 10, № 11 и № 14. Сравнивая значения проницаемости, можно сказать, что для трех скважин (№ 7, № 10 и № 11) наблюдаются ухудшения свойств призабойной зоны пласта, а для скважины № 14 - улучшение.

В целом, о качестве проведения исследований на месторождении можно сказать, что оно недостаточно точное. Что касается исследований на стационарных режимах фильтрации, то полученные результаты могут быть обусловлены нарушением технологии проведения исследований. Для того, чтобы исключить возможность принятия неустановившихся режимов за установившиеся, необходимо увеличить время работы скважин до достижения установившегося течения.

4. Экономическая часть

.1 Формирование издержек производства добычи газа на месторождении Южно-Луговское

Себестоимость продукции - это денежное выражение затрат на производство и реализацию продукции, т.е. затраты на электроэнергию, пар, воду и другие материалы, текущий ремонт основных фондов, выплату заработной платы рабочим, содержание аппарата управления, амортизацию основных фондов. Различают себестоимость добычи газа промысловую и полную.

В производственную себестоимость добычи газа включают затраты, связанные с производством продукции и услуг. Полная себестоимость включает в себя кроме производственной себестоимости затраты на реализацию продукции, подготовку кадров, исследовательские работы и т.д.

Себестоимость продукции складывается из затрат, имеющих различное производственное назначение. Существует две основные группы затрат. В первую входит группировка по экономическим элементам затрат, т.е. по простым однородным затратам но признаку их общности, независимо от их производственного назначения и места, где они осуществляются.

Затраты, образующие себестоимости продукции, группируются в соответствии с их экономическим содержанием по следующим элементам:

-       сырье и основные материалы;

-       вспомогательные материалы;

-       топливо со стороны;

-       энергия со стороны;

-       амортизация основных фондов;

-       основная и дополнительная заработная плата;

-       отчисления на социальные нужды;

-       прочие.

Группировка затрат на производство по экономическим элементам дает возможность определить общую потребность предприятия в материальныхресурсах, общую сумму амортизации основных фондов, затраты на оплату труда и прочие расходы. Эту группировку применяют не только для определения затрат на производство продукции, но и для нормирования оборотных средств и контроля за их использованием, а также для определения затрат на один рубль товарной продукции. Данной |группировкой пользуются при составлении сметы затрат на производство, но она не дает представления о направлении, назначении и месте возникновения затрат.