6.Режимы газовых залежей. Характерные зависимости приведенного пласто­вого давления от накопленной добычи газа.

Режим эксплуатации ГМ опр-яется доминирующей формой пластовой энергии, исп-уемой в пр-се разр-ки, иначе, доминирующей пластовой энергией, движущей г, к забоям добывающих скв-н.

При эксплуатации залежи одновременно могут проявляться разные формы пластовой энергии, преобладающие в различные периоды.

На ГМ в основном проявляются г-й и водонапорный режимы. Водонапорный имеет разновидности: упруговодонапорный и жестко водонапорный (естественные режимы).

Режим эксплуатации пласта влияет на:

1) конструкцию скв-ны;

2) дебит скв-ны;

3) размещение скв-ны на структуре и площади газоносности;

4) систему сбора и подготовки г, к и н;

5) коэффициент газо- и нефтеотдачи;

6) оборудование и технологический режим работы конденсатоперерабатывающего завода;

7) , толщину стенок труб и технологические параметры работы начального участка магистрального газопровода большой длины;

8) все технико-экономические показатели системы дальнего газоснабжения.

Совокупность сил, проявляющихся при разр-ке залежи и эксплуатации скв-н, предопр-яет режим ГЗ. При г-м режиме газонасыщенность пористой среды в пр-се разр-ки не меняется, основным источником энергии, способствующим движению г в системе пласт - газопровод, является Р г. На глубокозалегающих ГМ незначительное влияние может оказать упругость газоносного коллектора. Как правило, контурная и подошвенная вода в газовую залежь практически не внедряется.

Режим работы залежи можно оценить по уравнению материального баланса: G_н=G_т+Gдоб, где G_н, G_т, G_доб - соответственно, начальное, текущее и добытое кол-во г. Заменяя G на объем и плотность г , получим: _н_н=_т_т+Q_доб_ст (1),учитывая что =P/(zRT), _т=_н-_в. (1) запишем в виде: _н/(R_нТ_н)= = (_н-_в)/(R_тТ_т)+Q_добР_ат/(R_стТ_ст) (2), где _в - объем порового пространства, занятого водой за время t; z_ст принято равным единице.

Учитывая, что R_н=R_т=R_ст=const, и принимая T_н=Т_т=Т_пл=const, вместо (2) получим:

Влияние темпов отбора газа на активность проявления водонапорного режима.

В большинстве своем газовые месторождения в начальный период разрабатываются по газовому режиму. Проявление водонапорного режима обычно замечается, но не сразу, а после отбора из залежи 20-50% запасов газа. На практике встречаются также исключения из этого правила, например, для мелких газовых месторождений, водонапорный режим может проявляться практически сразу после начала эксплуатации. При эксплуатации газоконденсатных месторождений с целью получения наибольшего количества конденсата путем закачки в пласт сухого газа или воды иногда создают искусственный газонапорный или водонапорный режим. В некоторых случаях на режим работы залежи в многопластовом месторождении могут влиять условия разработки выше или нижележащих горизонтов, например при перетоках газа.

7.Соотношение контурного и средневзвешенного пластового давления в газовой залежи круговой формы по б.Б. Лапуку (вывод).

Р(r)=Рк-(Р_к-Р_с)/(ln(R_k/r_c))ln(R_k/r) -жидкость

Р²(r)=Рк²-(Р_к²-Р_с²)/(ln(R_k/r_c))ln(R_k/r) -для идеального газа

Найдем среднее давление P^~ в области установившейся радиальной фильтрации газа:2Пrdrhm-элементарный поровый объем кольцевого элемента высотой h.П(R_к²-r²_c)mh- поровый объем пласта.

P^=1/_Pd

P^=1/[mh(r_k²-r_c²)]_rc^rkP(r)dr=1/[mh(r_k²-r_c²)] _rc^rkP_k²- (P_k²-P_с²)/ln(r_k/r_c)ln(r_k/r)2mhrdr=P_k

=(P_c/P_k;R_k/r_c)

Для многих практических случаев 0,9<Е<1 (Е=0,97)

P^~=Р_к- формула Лапука