Определение показателей разработки для периодов нарастающей и постоянной добычи газа.

1. Следует определить изменение во времени среднего пластового (p(t)), забойного (pc(t)) и устьевого (pзту(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.

ркр = 4,914 МПа; Ткр = 203,887 К; Тплпр = Тпл/ Ткр = 341/203,887 = 1,6725

рплпр = 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 (pc) в средней скважине Глебовского месторождения исходя из того, что по условию задачи задан технологический режим ее эксплуатации при постоянной депрессии на пласт δр = 1 МПа = const. По формуле pс(t) = p(t) – δр (2) найти ряд динамики забойного давления на конец выбранных временных интервалов: рс1 = 9,85 – 1 = 8,85 МПа; рс2 = 6,61 МПа; ; рс3 = 4 МПа; ; рс4 = 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 = μ z рат Тпл ln(Rk/Rc) / π 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 Кр = 1,2 и Кэ = 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 / zср Тср; zср – коэффициент сжимаемости газа при рср и Тср; рср = (рпл + ру) / 2; Тср = (Тпл + Ту) / 2. = (341 + 293) / 2 = 317 K.

2.7.1. Принять ориентировочное значение устьевого давления на конец 1-го временного интервала (рор у1 ≈ рc1 – 10-4 ρн L рc1 = 8,85 МПа – (10-4 0,7712 0,861 1100 8,85) МПа ≈ 8,2 МПа);

2.7.2. Рассчитать приведенные устьевые давление (рорпр.у) и температуру (Тпр.у):

рор пр.у = рор у / ркр = 8,2/4,914 = 1,7; Тпр.у = Ту / Ткр = 293/203,89 = 1,4

2.7.3. По графику для полученных рор пр.у и Тпр.у находим zу ор = 0,8.

2.7.4. Определить рср ор = (рор у + рс) / 2 = (8,2+8,85)/2 = 8,525 МПа; рорпр.ср = 8,525/4,914 = 1,7348; Тпр.ср = 317/203,887 = 1,5548

2.7.5. Найти zор ср по графику зависимости z(рпр и Тпр): zор ср = 0,88

2.7.6. Рассчитать Sор = 0,03415 L / zорср Тср = 0,03415 0,64 1100/0,88/317 = 0,0862; и еSор = е0,0862 = 1,09

2.7.7. Определить рорс1 = рору1 е Sор = 8,2 1,09 = 8,938 МПа

2.7.8. Оценить относительную ошибку δ = (рс1- рорс1)/рс1 100 = (8,85-8,938)/8,85 100 = -0,99 %, т.е. погрешность расчетов вполне допустима. Поэтому принимаем ру1 = 8,2 Мпа

2.7.9. Аналогично рассчитать ру2 = рc2 – 10-4 ρн L ру2 = 6,61-10-4 0,7712 1100 6,61 = 6,05 Мпа; ру3 = 3,66 Мпа; ру4 = 1,28 Мпа.

3. Определить ряд текущих коэффициентов газоотдачи по формуле ТКГ = Qдоб/Vг: 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)

Наши рекомендации