Методика газодинамических расчетов показателей разработки газового месторождения

В качестве исходных данных студентам задается реальная или гипотетическая газовая залежь с контурами газоносности и расположением эксплуатационных, нагнетательных и пьезометрических скважин.

На первом этапе курсового проекта студенты определяют начальные запасы газа газовой (газоконденсатной) залежи по фактическим данным ее разработки на основе уравнения материального баланса по падению давления в залежи. Накопленный отбор газа по залежи на момент определения запасов газа задается в исходных данных. Средневзвешенное давление по залежи определяется по карте изобар. Карта изобар строится по заданным значениям замеров пластового давления в скважинах при помощи компьютерного программного обеспечения или путем интерполяции пластовых давлений скважин методом треугольников.

Для расчета средневзвешенного давления по залежи, предполагается, что залежь пластовая и по всей площади залегания газонасыщенная мощность пласта одинаковая. Т.е. для определения средневзвешенного давления достаточно нанести на карту изобар равномерную вспомогательную сетку и определить значения давлений в каждом узле сетки, лежащим во внешнем контуре газоносности (рисунок 1):

, (5.1)

где – давление в узле сетки;

– количество узлов сетки лежащее во внешнем контуре газоносности.

Затем строим эпюру пластового давления по выбранной линии скважин.

После этого для определения начальных запасов газа методом материального баланса строим график зависимости , где –

Рисунок 5.1. Карта изобар с нанесенной вспомогательной сеткой

Рисунок 5.2. Эпюра пластового давления по линии скважин 4P-4H-9-10-8-3P.

коэффициент свехсжимаемости газа; – накопленный отбор газа. Начальные запасы газа равны значению, которое определяется в точке пересечения прямой с осью накопленных отборов газа. Аналитически это можно представить уравнением:

. (5.2)

Для определения коэффициента сверхсжимаемости газа предполагаем, что содержание метана в пластовом газе составляет 99% и пластовая температура остается постоянной на весь период разработки залежи. Поэтому воспользуемся графиком зависимости коэффициента сверхсжимаемости метана от приведенных давления и температуры (график Брауна) (рисунок 5.3). Для упрощения расчетов можно использовать выражение В.В. Латонова - Г.Р. Гуревича, которое является аппроксимацией графиков Брауна:

, (5.3)

, (5.4)

, (5.5)

где – приведенное и критическое давление;

– приведенная и критическая температура;

Для метана критические параметры равны: кгс/см²; К.

Второй этап курсового проекта заключается в прогнозировании снижения пластового давления при отборе газа из залежи.

Годовой отбор пластового газа принимаем равным 3-5% от начальных запасов газа. После чего находим накопленный отбор газа на каждый год разработки и по графику зависимости определяем . Для определения пластовых давлений на конец каждого прогнозируемого года разработки необходимо построить график зависимости . По этому графику для значения на каждый прогнозный год разработки находим пластовое давление.

Третий этап курсового проекта включает расчет технологических показателей работы «средней» скважины. Сначала находим среднесуточный дебит эксплуатационных скважин:

, (5.6)

где – годовой отбор газа;

– коэффициент эксплуатации скважин;

– количество эксплуатационных скважин.

Рисунок 5.3. График зависимости коэффициента сверхсжимаемости метана от приведенных давления и температуры

После определения дебита скважин рассчитываем забойное давление и депрессию на пласт в каждый прогнозный год разработки по уравнению притока газа к скважине:

, (5.7)

, (5.8)

где – коэффициенты фильтрационного сопротивления.

Устьевое давление находим через забойное давление по подвижному столбу газа:

, (5.9)

, (5.10)

, (5.11)

или , (5.12)

где – устьевое давление;

– коэффициент гидравлического сопротивления труб;

– внутренний диаметр НКТ;

– относительная плотность газа по воздуху;

– температура на забои и на устье скважины.

Отсутствие среднего давления от которого зависит вынуждает применить метод последовательного приближения (итераций). Сначала определяют ориентировочные значения устьевого давления по ориентировочному значению . Ориентировочное значение коэффициента определяем путем принятия вместо давления на забои скважины , т.е. допускается, что . По известному рассчитанному забойному давлению определяем приведенное давление: . Зная и , одним из вышеизложенных методов определяем , а затем рассчитываем , и определяем .

Затем по формуле

(5.13)

определяем приближенное значение среднего давления. Зная вычисляют приведенное давление:

. (5.14)

Зная и , находят значение . После этого цикл расчетов повторяется до полного совпадения результатов по определению коэффициента сверхсжимаемости газа. Расчеты давления газовых и газоконденсатных скважин показывают, что для получения значения устьевого давления с высокой точностью достаточно 3-ех приближений.