Определение показателей разработки для периодов нарастающей и постоянной добычи газа.

1. Следует определить изменение во времени среднего пластового (p(t)), забойного (p_c(t)) и устьевого (p^зт_у(t)) давлений; дебита газа средней скважины (q(t)) и потребного числа скважин (n(t)). Предполагается, что отбор газа в скважинах осуществляется по НК трубам.

2. Прогноз показателей разработки Глебовского газового месторождения.

2.1. Техническим заданием (ТЗ) заданы уровни и темпы добычи газа по Глебовскому газовому месторождению, указанные в табл.2.

 

 

Таблица 2 – Заданные ТЗ показатели разработки

Показатели	Период нарастающей добычи газа	Период постоянной добычи газа
1. Годовая добыча газа, млрд. м3	0 – 0.5	0.5
2. Темпы отбора газа по периодам, % от НБЗ	11,5	69,2

 

2.2. Примем, согласно практики проектирования разработки средних газовых месторождений, продолжительность периода нарастающей добычи газа – 3 года, периода постоянной добычи газа – 9 лет с разбивкой последнего на три временных интервала по три года.

Тогда динамика годовых, нарастающих, а также суммарных отборов газа по периодам и временным интервалам процесса разработки объекта будет соответствовать показателям, приведенным в таблице 3.

 

Таблица 3 – Динамика отборов газа по Глебовскому газовому месторожденияю

Уровни и темпы отбора газа	Период нараста-ющей добычи газа	Период постоянной добычи газа
1.Временные интервалы (Т), лет	0 – 3	3 – 6	6 – 9	9 – 12
2. Отборы газа, всего млрд. m3, в т.ч.	0 –0,75	2,25	3,75	5,25
–за временной интервал (Qин(t));	0,75	1,5	1,5	1,5
– за период (Qп(t);	0,75		4,5
– среднегодовая добыча (Qгод(t));	0 – 0,5	0,5	0,5	0,5
– среднесуточная добыча (Qсут(t)).	0 – 0,00137	0,00137	0,00137	0,00137

 

2.3. Изменение во времени среднего пластового давления определяется по уравнению материального баланса для газовой залежи применительно к газовому режиму:

(1)

 

В уравнении (1) две неизвестные величины: . Зависимость z(p) для каждого месторождения определяется по разработанной в лабораторной работе 1 методике исходя из состава газа и пластовой температуры.

Результаты расчета z(p) для Глебовского газового месторождения даны в табл. 4.

р_кр = 4,914 МПа; Т_кр = 203,887 К; Т^пл_пр = Т_пл/ Т_кр = 341/203,887 = 1,6725

р^пл_пр = 11/4,914 = 2,2385

Табдица 4 – Результаты расчета z(p)

р, МПа	рпр	z (p)	p/z, МПа
	2,849	0,84	16,67
	2,2385	0,851	12,93
	1,8515	0,88	10,23
	1,221	0,92	6,52
	0,6105	0,97	3,09

 

 

2.3.1. По данным таблицы 4 построить график зависимости р/z от p

 

Рисунок 1 – График зависимости р/z от p

 

 

2.3.2. По графику рис. 1 согласно значению р/z, рассчитываемому по ф.(1), определяется соответствующее значение р.

Результаты расчетов значений среднего пластового давления газовой залежи Глебовского месторождения на конец принятых временных интервалов сведены в таблице 5.

 

Таблица 5 – Прогноз динамики пластового давления в процессе разработки Глебовского месторождения газа

№ п/п	Временной интервал, годы	Накопленная добыча газа, млрд.м3	р/z по ф. 1	p(t) по рис. 1.	Z = p(t) // р/z
1.		0,75	11,43	9,85	0,861
2.		2,25	8,45	7,61	0,901
3.		3,75	5,47		0,914
4.		5,25	2,49	2,4	0,963

 

2.4. Определить динамику забойного давления (p_c) в средней скважине Глебовского месторождения исходя из того, что по условию задачи задан технологический режим ее эксплуатации при постоянной депрессии на пласт р = 1 МПа = const. По формуле p_с(t) = p(t) – р (2) найти ряд динамики забойного давления на конец выбранных временных интервалов: р_с1 = 9,85 – 1 = 8,85 МПа; р_с2 = 6,61 МПа; ; р_с3 = 4 МПа; ; р_с4 = 1,4 МПа.

2.5. Определить динамику дебита средней скважины q(t) по формуле

(3)

 

2.5.1. Величины коэффициентов фильтрационного сопротивления (КФС) оцениваются по результатам исследования скважин. В случае отсутствия данных коэффициент А можно рассчитать по формуле

А = z рат Тпл ln(Rk/Rc) / k h Тст

(4)

 

Для примера А = 1,14*10^-11/86400*0,9*0,1013*341*8,5/3,14/10/10^-15/60/293*1000 = 0,0631 МПа² сут/тыс. м³.

Коэффициент В определяется по трехчленному уравнению притока газа к скважине

(pпл)2 – (рс)2 = А q + B q2

(5)

 

Для примера В = (11^2-10^2-0,0631*300)/300^2 = 0,000023 (МПа сут/тыс м³)².

2.5.2. Дать прогноз ряда динамики дебитов средней скважины по формуле (3): q₁ = -0,0631/2/0,000023+((0,0631/2/0,000023)²+(9.85²-8.85²)/ 0,000023 = 270 тыс. м³/сут; q₂ = 209 тыс. м³/сут; q₃ = 136 тыс. м³/сут; q₄ = 59 тыс. м³/сут.

2.6. Определить потребное количество скважин для разработки Глебовского месторождения по формуле

 

(6)

2.6.1. Прогноз ряда динамики потребного количества скважин по формуле (6) при принятых значениях К_р = 1,2 и К_э = 0,9:

n₁ = 0.0014 1.2/270/0.9*10⁶ = 7 скв; n₂ = 9 скв; n₃ = 13 скв; n₄ = 31 скв.

2.7. Определить динамику ряда значений устьевого (затрубного) давления средней скважины по формуле

 

рзту(t) = рc (t)/es

(7)

 

где S = 0.03415 L / z_ср Т_ср; z_ср – коэффициент сжимаемости газа при р_ср и Т_ср; р_ср = (р_пл + р_у) / 2; Т_ср = (Т_пл + Т_у) / 2. = (341 + 293) / 2 = 317 K.

2.7.1. Принять ориентировочное значение устьевого давления на конец 1-го временного интервала (р^ор _у1 р_c1 – 10^-4 _н L р_c1 = 8,85 МПа – (10^-4 0,7712 0,861 1100 8,85) МПа 8,2 МПа);

2.7.2. Рассчитать приведенные устьевые давление (р^ор_пр.у) и температуру (Т_пр.у):

р^ор _пр.у = р^ор _у / р_кр = 8,2/4,914 = 1,7; Т_пр.у = Т_у / Т_кр = 293/203,89 = 1,4

2.7.3. По графику для полученных р^ор _пр.у и Т_пр.у находим z_у ^ор = 0,8.

2.7.4. Определить р_ср ^ор = (р^ор _у + р_с) / 2 = (8,2+8,85)/2 = 8,525 МПа; р^ор_пр.ср = 8,525/4,914 = 1,7348; Т_пр.ср = 317/203,887 = 1,5548

2.7.5. Найти z^ор _ср по графику зависимости z(р_пр и Т_пр): z^ор _ср = 0,88

2.7.6. Рассчитать S^ор = 0,03415 L / z^ор_ср Т_ср = 0,03415 0,64 1100/0,88/317 = 0,0862; и е^Sор = е^0,0862 = 1,09

2.7.7. Определить р^ор_с1 = р^ор_у1 е ^Sор = 8,2 1,09 = 8,938 МПа

2.7.8. Оценить относительную ошибку = (р_с1- р^ор_с1)/р_с1 100 = (8,85-8,938)/8,85 100 = -0,99 %, т.е. погрешность расчетов вполне допустима. Поэтому принимаем р_у1 = 8,2 Мпа

 

2.7.9. Аналогично рассчитать р_у2 = р_c2 – 10^-4 _н L р_у2 = 6,61-10^-4 0,7712 1100 6,61 = 6,05 Мпа; р_у3 = 3,66 Мпа; р_у4 = 1,28 Мпа.

3. Определить ряд текущих коэффициентов газоотдачи по формуле ТКГ = Q_доб/V_г: ТКГ₁ = 0,11; ТКГ₂ = 0,35; ТКГ₃ = 0,58; ТКГ₄ = 0,81.

4. Дать сводную таблицу 6 результатов расчета:

5. Динамику спрогнозированных показателей разработки на периоды нарастающей и постоянной добычи газа по Глебовскому газовому месторождению представить графически – рисунками 2, 3 и 4.

 

Таблица 6 – Результаты прогнозирования показателей разработки Глебовского газового месторождения

 

Показатели разработки	Период нарастающей добычи газа	Период постоянной добычи газа	Расчетная формула
1.Временные интервалы (Т), лет	0 – 3	3 – 6	6 – 9	9 – 12
2. Отборы газа, млрд. m3:
всего,	0 – 0,75	2,25	3,75	5,25
в т.ч.
–за временной интервал (Qин(t));	0,75	1,5	1,5	1,5
– за период (Qп(t);	0,75		4,5
– среднегодовая добыча (Qгод(t));	0 – 0,5	0,5	0,5	0,5
– среднесуточная добыча (Qсут(t)).	0 – 0,00137	0,00137	0,00137	0,00137
3. Динамика приведенного пластового давления (р(t)/z(t)), МПа	12,93 – 11,43	8,45	5,47	2,49	(1)
4. Динамика пластового давления (p(t)),МПа	11 – 9,85	7,61	5,0	2,4	(1)
5. Динамика коэффициента сверхсжимаемости (z(t)),б.р.	0,851 – 0,861	0,901	0,914	0,963
6.Динамика забойного давления (pc(t)),МПа	11 – 8,85	6,61	4,0	1,4	(2)
7. Динамика дебита сква-жины (q(t)), тыс. м3/сут	300 – 270				(3)
9. Динамика количества проектных скважин (n(t)), шт.	0 – 7				(6)
8. Динамика устьевого дав-ления (pу(t)),МПа	10,3 – 8,2	6,05	3,66	1,28	(7)
10. Текущий коэффициент газоотдачи (ТКГ),д.е	0-0,12	0,35	0,58	0,81

 

 

 

Рисунок 2 – Динамика суммарной добычи с начала разработки (Ряд 1), среднегодовой добычи (Ряд 2), текущего коэффициента газоотдачи (Ряд 3)

 

 

Рисунок 3 – Динамика пластового (Ряд 1), забойного (Ряд 2) и устьевого (Ряд 3) давлений

 

 

 

Рисунок 4 – Динамика дебита (Ряд 1) и количества проектных скважин (Ряд 2)