Визначення показників розробки газового родовища при водонапірному режимі

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)).

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.

Поиск по сайту: