Расчет показателей разработки месторождения на истощение при принятом технологическом режиме работы скважины – постоянной депрессии на пласт

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 Ефремовское ГКМ (Славянская)

 

Таблица 2.2 Заданные ТЗ показатели разработки

Показатели	Период нарастающей добычи газа	Период постоянной добычи газа
1. Годовая добыча газа, млрд. м3	0 – 0,28	0,28
2. Темпы отбора газа по периодам, % от НБЗ

 

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 табл. 2.3.

 

 

Таблица 2.3 Динамика отборов газа по Ефремовское ГКМ (Славянская)

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	0 – 0,58	1,41	2,24	3,07
–за временной интервал (Qин(t));	0,58	0,83	0,83	0,83
– за период (Qп(t);	0,58	2,49
– среднегодовая добыча,Qгод(t);	0 – 0,28	0,28	0,28	0,28
– среднесуточная добыча,Qсут(t).	0 – 0,00077	0,00077	0,00077	0,00077

 

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 Ефремовское ГКМ даны в табл. 2.4.

р_кр = 4,677 МПа; Т_кр = 197,96 К;

Т^пл_пр = Т_пл/ Т_кр = 330,4/197,96= 1,669

р^пл_пр =33,49/4,677 = 7,16

 

Таблица 2.4 – Результаты расчета z(p)

р, МПа	рпр	z (p)	p/z, МПа
	8,33
33,49	7,16	0,95	35,25
	5,13	0,88	27,27
	2,99	0,86	16,28
	0,855	0,94	4,26

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

Рисунок 2.2 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 Ефремовское ГКМ на конец принятых временных интервалов сведены в таблице 5.

Таблица 2.5 Прогноз динамики пластового давления в процессе разработки Ефремовское ГКМ

№ 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.		0,58	29,93		0,91
2.		1,41	22,32	19,2	0,86
3.		2,24	14,71	12,8	0,87
4.		3,07	7,1	6,2	0,87

 

2.4. Определить динамику забойного давления (p_c) в средней скважине Ямбургское ГКМ исходя из того, что по условию задачи задан технологический режим ее эксплуатации при постоянной депрессии на пласт δр = 2 МПа = const. По формуле p_с(t) = p(t) – δр (2) найти ряд динамики забойного давления на конец выбранных временных интервалов:

р_с1 = 27– 2 = 25МПа;

р_с2 = 19,2 – 2 = 17,2МПа;

р_с3 = 12,8 – 2 = 10,8 МПа;

р_с4 = 6,2 – 2 = 4,2 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)

Коэффициент В определяется по трехчленному уравнению притока газа к скважине

(pпл)2 – (рс)2 = А q + B q2

(5)

Отсюда

2.5.2. По формуле (3) прогнозируем динамику дебитов средней скважины:

тыс. м³/сут

q₂ = 165,5 тыс. м³/сут; q₃ = 110 тыс. м³/сут; q₄ = 50 тыс. м³/сут.

2.6. Определяем необходимое количество скважин для разработки Ефремовское ГКМ 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:

n₂ = 6 скв; n₃ = 9 скв; n₄ = 21скв.

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. = (330,4 + 293) / 2 = 311,7 K.

2.7.1. Принять ориентировочное значение устьевого давления на конец 1-го временного интервала

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 = 20,8/4,677=4,45; Т_пр.у = Т_у /Т_кр = 293/197,96 = 1,48.

2.7.3. По графику для полученных р^ор _пр.у и Т_пр.у находим z_у ^ор = 0,78.

2.7.4. Определить р_ср ^ор = (р^ор_у+ р_с)/2 = (20,8+25)/2 = 22,9 МПа;

р^ор_пр.ср = 22,9/4,677 = 4,89; Т_пр.ср = 311,7/197,96 = 1,575

2.7.5. Найти z^ор _ср по графику зависимости z(р_пр и Т_пр): z^ор _ср = 0,84

2.7.6. Рассчитать S^ор = 0,03415 L / z^ор_ср Т_ср = 0,03415∙0,61549∙2250/0,84/ 311,7 = 0,18; и е^Sор = е^0,18 = 1,198.

2.7.7. Определить р^ор_с1 = р^ор_у1 е ^Sор = 20,8∙1,198 = 24,95 МПа

2.7.8. Оценить относительную ошибку δ = (р_с1- р^ор_с1)/р_с1∙100 = (25-24,95)/25 ∙ 100 = 0,192 %, т.е. погрешность расчетов не значительна.

Поэтому принимаем р_у1 = 20,8 МПа

2.7.9. Аналогичный расчет проводим для устьевого давления на конец 2,3,4-го временного интервала р_у2 = 14,33МПа; р_у3 = 8,9МПа; р_у4 = 3,5 МПа.

3. Определить ряд текущих коэффициентов газоотдачи по формуле ТКГ = Q_доб/V_г: ТКГ₁ = 0,15; ТКГ₂ = 0,367; ТКГ₃ = 0,583; ТКГ₄ = 0,798.

4. Дать сводную таблицу 6 результатов расчета:

5. Динамику спрогнозированных показателей разработки на периоды нарастающей и постоянной добычи газа по Ефремовское ГКМ представить графически – рисунками 2.3, 2.4,2.5.

Таблица 2.6 – Результаты прогнозирования показателей разработки Ефремовское ГКМ

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:
в т.ч. всего	0 – 0,58	1,41	2,24	3,07
–за временной интервал (Qин(t));	0,58	0,83	0,83	0,83
– за период (Qп(t);	0,58	2,49
– среднегодовая добыча (Qгод(t));	0 – 0,28	0,28	0,28	0,28
– среднесуточная добыча (Qсут(t)).	0 – 0,00077	0,00077	0,00077	0,00077
3. Динамика приведенного пластового давления (р(t)/z(t)), МПа	35,25– 29,93	22,32	14,71	7,1	(1)
4. Динамика пластового давления (p(t)),МПа	33,49 – 27	19,2	12,8	6,2	(1)
5. Динамика коэффициента сверхсжимаемости (z(t)),б.р.	0,9	0,86	0,87	0,87
6.Динамика забойного давления (pc(t)),МПа	33,49 – 25	17,2	10,8	4,2	(2)
7. Динамика дебита сква-жины (q(t)), тыс. м3/сут	280 – 229,4	165,5			(3)
9. Динамика количества проектных скв.(n(t)), шт.	0 – 4				(6)
8. Динамика устьевого дав-ления (pу(t)),МПа	31,49– 20,8	14,3	8,9	3,5	(7)
10. Текущий коэффициент газоотдачи (ТКГ),д.е	0-0,15	0,367	0,583	0,798

 

Рисунок 2.3 Динамика суммарной добычи с начала разработки, среднегодовой добычи, текущегокоэффициента газоотдачи

 

Рисунок 2.4 Динамика пластового, забойного и устьевого давлений

 

 

Рисунок 2.5 Динамика дебита и количества проектных скважин

 

Заключение

В курсовом проекте выполнено проектирование разработки Ефремов-ского газоконденсатного месторождения. На базе существующей методики расчета для условий газового режима разработки залежи на истощение при заданных технологическом режиме эксплуатации скважин с постоянной депрессией на пласт, уровня и темпа отбора получены следующие основные результаты.Продолжительность процесса разработки составит 12 лет. Уровень отбора газа в период постоянной добычи достигнет 2,46 млрд. м³ в год. Всего будет отобрано 2,92 млрд. м³ или 64 % от начальных балансовых запасов газа.

Потребуется пробурить до 345 эксплуатационных скважин, которые позволят обеспечить суммарную суточную производительность 0,00074 млн. м³/сут газа на конец периода постоянной добычи.

 

Список использованной литературы

1.Гладков В. И., Сизов В. Ф. Проектирование разработки газовых и газоконденсатных месторождений: учебное пособие (курс лекций) / Ставрополь: СевКавГТУ, 2009. -158 с.

2. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. – М.: «Струна», 1998. – 628 с.

3. А. И. Гриценко, В.А. Истомин, А.Н. Кульков и др. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. – М.: ОАО Издательство «Недра», 1999.

4. Алиев З.С., Бондаренко В.В. Руководство по проектированию разработки газовых и газонефтяных месторождений. – Респ. Коми, г.Печора, изд. «Печорское время», 2002. – 896 с.

5.Коротаев Ю.П. Ширковский А.И. Добыча, транспорт и подземное хранение газа. Учебник для ВУЗов. – М.: Недра, 1984.

6. Газовые и газоконденсатные месторождения. Справочник. Под ред. В.Г. Васильева и И.ПЖабрева. – М.: «Недра», 1975. – 527 с

 

⇐ Предыдущая1234

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: