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 | ||
| 0,84 |
| |||
| 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 |
| 9,85 |
| |||
| 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)
