АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция

Визначення показників розробки газового родовища при водонапірному режимі

Читайте также:
  1. D. Визначення енергетичної цінності та нутрієнтного складу добового раціону на підставі статистичної обробки меню-розкладок
  2. Definitions. Визначення.
  3. I. Визначення сімейства рослини.
  4. II. Визначення видової приналежності рослини.
  5. IV. Основні поняття і визначення,
  6. А) Визначення термінології
  7. А.Визначення розмірів і площі зони хімічного зараження
  8. Аналіз виконання договірних зобов’язань щодо поставки продукції та показників результативності збутової діяльності
  9. Аналіз розробки нафтових родовищ
  10. Аналіз розробки родовищ природних газів
  11. Аналіз узагальнюючих показників якості продукції
  12. Аналітичні прцедури для визначення основних тенденцій стану та руху об’єкту дослідження.

 

Розрахункова схема родовища. Основні рівняння. При проведенні розрахунків газо­вий поклад зображають у вигляді укрупненої свердловини радіусом , де — площа газоносності (рис.7.4).

В розрахунках використовують такі формули і залежності.

1. Рівняння матеріального балансу для газового покладу при водонапірному режимі

(7.19)

де

(7.20)

Рис.7.4. Розрахункова схема газового покладу при надходженні контурної води: 1-гаюиаси«ина юна; 2-обводнений об'єм; 3-водоносиий пласт  

 

поточний

поровий об'єм в газонасиченій і обводненій зонах покладу відповідно; , — середні пластові тиски відповідно в газонасиченій частині пласта і обводненій зоні на момент часу

— коефіцієнти надстисливості газу при пла­стовій температурі і відповідно при тисках і ; — середній коефіцієнт залишкової газонасиченості в об­водненій зоні пласта.

2. Вираз для обводненого порового об'єму

(7.21)

де — сумарна кількість води, що надійшла в газовий поклад на момент часу

 

3. Формула для розрахунку

(7.22)

де ; — сумарна кількість води, що надійшла в газовий поклад на момент часу ; ,— середній дебіт пластової води в моменти часуі

4. Формула Дюгаої для витрати пластової води в обводненій зоні пласта в момент часу

(7.23)

 

де Р(. ) — тиск на стінці укрупненої свердловини в момент часу ', — протитиск стовпа води, що надійшла в газовий поклад на момент часу — густина води; — поточний радіус газоносності; у( ) — висота підйому фронту води над початковим положен­ням; — середній коефіцієнт фазової проникності для води в обводненій зоні газового по­кладу; — товщина газоносного пласта; — коефіцієнт динамічної в'язкості пластової води.

У формулі (7.23) тиск на руховій межі розділу газ - вода приймається рівним середньо­му тиску в газовому покладі в момент часу

5. Вираз для розрахунку тиску на стінці укрупненої свердловини в момент часу

(7.24)

де

(7.25)

К, к- відповідно коефіцієнти проникності і п'єзопровідності водоносного пласта; — без­розмірний час (параметр Фур'є); — табульована функція безрозмірного часу, яка визначається граничними умовами [5].

Таблиці функції складені для нескінченного (безмежного) за протяжністю (довжиною), скінченного замкнутого і відкритого водоносного пласта. Значення відповідно і для покладу, який розміщений у нескінченному водоносному пласті і експлуатується з постійним в часі дебітом води, наведені нижче:



0,01 і 0,112; 0,05 і 0,229; 0,1 і 0,315; 0,15 і 0,376; 0,2 і 0,424; 0,25 і 0,469; 0,3 і 0,503; 0,41 0,504; 0,5 і 0,616; 0,6 і 0,659, 0,7 і 0,702; 0,8 і 0,735; 0,9 і 0,772; 1 і 0,802; 1,5 і 0,927; 2 і 1,02; 2,5і 1,101; Зі 1,169; 4і 1,275;5і 1,362; 6і 1,436; 7 і 1,5;8і 1,556; 9і 1,604; Юі 1,651; 15 і 1,829; 20 і 1,96; 25 і 2,067; ЗО і 2,147; 40 і 2,282; 50 і 2,388; 60 і 2,476; 70 1 2,55; 80 і 2,615; 90 і 2,672; 100 і 2,733; 150 і 2,921; 200 і 3,064; 250 і 3,173; 300 і 3,263; 400 і 3,406; 500 і 3,516; 600 і 3,608; 700 і 3,684; 800 і 3,750; 900 і 3,809; 1000 і 3,86.

Зі спільного розв'язання рівнянь (7.19) - (7.24) одержують такий вираз для дебіту пла­стової води, яка надійшла в газовий поклад у момент часу

 

(7.26)

де

 

 

 

 

(7.27)

 

Методика розрахунку показників розробки однопластового газово­го покладу при водонапірному режимі.

1. Періоди зростаючого і постійного видобутку газу.

1.1. Задаються рядом послідовних значень часу

1.2.Для кожного значення t встановлюють сумарний відбір газуі темп відбору газу

1.3. Визначають безрозмірний час (заформулою (7.25)).

1.4. За знаходять табульовану функцію безрозмірного часу (з відповідних таб­лиць залежно від граничних умов).

1.5. Обчислюють суму (за формулою (7.27)).

1.6. Визначають дебіт пластової води , яка надходить в газовий поклад в момент часу (за формулою 7.26)). При цьому тут і в подальших розрахунках до уточнення зна­чення окремих величин приймають рівними їх значенням на попередній момент часу чи бе­руть з попередньої ітерації.

1.7. Обчислюють сумарний об'єм води, яка надійшла в газовий поклад на момент часу (за формулою (7.22)).

‡агрузка...

1.8. Визначають поточні порові об'єми в обводненій зоні (за формулою (7.21)) і в газонасиченій частині покладу (з формули (7.20)).

1.9. Знаходять поточне положення межі розділу газ-вода і висоту підйому газово-дяного контакту над початковим положенням у( ). Для визначення і у( ) використо­вують залежності = і = , одержані для конкретного родови­ща. Наближено і можна знайти за формулами

(7.28)

 

(7.29)

 

де Н — поверх газоносності покладу.

 

1.10. Шукають середній пластовий тиск в газонасиченій частині пласта на момент часу (з формули (7.19)).

1.11. Знаходять тиск на початковому контурі газоносності в момент часу (заформулою (7.24) або з формули (7.23)).

1.12. Визначають середній пластовий тиск в обводненій зоні пласта і відповідний йому коефіцієнт надстисливості газу

(7.30)

1.13. Повторюють всі розрахунки, починаючи з п. 1.6 і так доти, поки не буде досягнуто заданого ступеня точності у визначенні

1.14. Обчислюють поточний коефіцієнт газовіддачі обводненої зони

На кожний момент часу після проведення розрахунків за п. 1.1-1.14 знаходять парамет­ри роботи середньої свердловини , , , і число свердловин . При цьому необхідно враховувати можливість обводнення частини свердловин в процесі підйому газоводяного контакту. Для уточнення числа обводнених свердловин наносять на структур­ну карту і геологічні профілі поточне положення газоводяного контакту. В подальших роз­рахунках обводнені свердловини не враховують.

2. Період спадання видобутку газу. Розрахунки основних показників розробки газового покладу для періоду спадання видобутку газу проводять в аналогічній послідовності, що і для періодів зростаючого і постійного видобутку за винятком п.1.2, в якому сумарний видо­буток газу не задається, а визначається (за А, п.2.2). Крім цього, додатково проводиться ще один ітераційний процес. Після уточнення параметрів роботи середньої свердловини , , , і числа свердловин повторюють всі розрахунки, починаючи з п.2.2 (А) зі знайденими величинами і і т.д.

Крім розглянутої методики, запропоновані також точніші і спрощені методики. В відомих ускладнених методиках враховуються втрати тиску в газонасиченій частині пласта, пов'язані з фільтрацією газу і впливом сил тяжіння, зміна температури в межах газонасиченої товщини пластів, неоднорідність продуктивних пластів по площі та розрізу, а також двофазність руху (води і частини залишкового газу) і перемінність (змінність) коефіцієнтів фазової проникності для води і залишкової газонасиченості в обводненій зоні. В спрощених методиках прийняті різні допущення і наближення: нехтуються фільтраційні втрати тиску в обводненій зоні та про­титиск води, яка надходить у газовий поклад; не враховується защемлення в пористому сере­довищі газу водою; середній тиск в обводненій частині пласта приймається рівним середньому тиску в газонасиченій зоні або тиску на початковому контурі газоносності. Розрахунки показу­ють, що ускладнені методики слід застосовувати у випадку неоднорідних пластів, високої за­лишкової газонасиченості обводненої зони, а також після відбору з покладу понад 50 % газу від початкових запасів. У початковий період розробки газових покладів для оціночних розрахунків можуть знайти застосування окремі спрощені методики.


1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | 25 | 26 | 27 | 28 | 29 | 30 | 31 | 32 | 33 | 34 | 35 | 36 | 37 | 38 | 39 | 40 | 41 | 42 | 43 | 44 | 45 | 46 | 47 | 48 | 49 | 50 | 51 | 52 | 53 | 54 | 55 | 56 | 57 | 58 | 59 | 60 | 61 | 62 | 63 | 64 | 65 | 66 | 67 | 68 | 69 | 70 | 71 | 72 | 73 | 74 | 75 | 76 | 77 | 78 | 79 | 80 | 81 | 82 | 83 | 84 | 85 | 86 | 87 | 88 | 89 | 90 | 91 | 92 | 93 | 94 | 95 | 96 | 97 | 98 | 99 | 100 | 101 | 102 | 103 | 104 | 105 | 106 | 107 | 108 | 109 | 110 | 111 | 112 | 113 | 114 | 115 | 116 | 117 | 118 | 119 | 120 | 121 | 122 | 123 | 124 | 125 | 126 |


Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Студалл.Орг (0.011 сек.)