18. Расчет показателей разработки газовой залежи при условии поддержания постоянного забойного давления скважины.

1. Период нарастающей и постоянной добычи

С использованием УМБ, зная Q(t), определяем P”(t). Затем аналогично предыдущему из уравнения притока (3) находят q=q(t). Из формулы (4) – зависимость n=n(t).

Б. Период нарастающей добычи

Из уравнения притока находим

(1)

Дифференциальное уравнение истощения (ДУИГЗ)

(5)

Находим производную из (1)

Подставим в (5) сокращаем запись q(t)=q

Проинтегрируем от tп до t

После преобразования имеем:

Далее вычисления с помощью этой формулы аналогичны предыдущему случаю.

19. Расчет показателей разработки газовой залежи при условии поддержания постоянного дебита скважин.

Этот техрежим применяется достаточно часто из-за простоты его реализации

при и снижении давления

А при постоянном дебите .

Этот режим приводит к возрастанию депрессии до тех пор, пока градиент на стенках скважины не достигнет опасного значения и не начнется разрушение коллектора в ПЗП.

Данный техрежим устанавливают в начальный период разработки для крепких, хорошо сцементированных коллекторов.

После достижения критических значений градиента при депрессии этот техрежим меняют. До периода падающей добычи не доживает.

20. Расчет показателей разработки газовой залежи при условии поддержания постоянной скорости фильтрации на забое скважины.

А. Период нарастающей и постоянной добычи

Зная

Из уравнения Техрежима

Из уравнения Притока (*)

Подставляем (*) в УМБ

Из этого выражения находят q(t), а из уравнения (*) находим зависимость P”(t)

Б. Период падающей добычи

На этот период считаем кол-во скважин постоянное

Методика сводится к следующему:

Задаемся рядом значений дебита и получаем соответствующее им значения P”(t) из уравнения (*)

Моменты времени, соответствующие

Записываем ДУИГЗ

Подставим в ДУИГЗ и интегрируем от

Из этого уравнения находят t1, t2,…, соответствующее заданным q. Строят график и снимают показатели на конец года.

В целом методика МПССС проста, но область применения ее ограничена, не учитывает распространения скважин, расчеты ведутся на среднюю скважину не учитывается конфигурация месторождения. Но эта методика хороша в ориентировочных, оценочных и для проверочных расчетов.

Широко применяется на начальных этапах для оценки перспектив, например некоторой газоносной провинции при отыскании принципиальных подходов при обустройстве залежи. После отыскания принципиальных решений проводятся более сложные расчеты с учетом конкретных геолого-промысловых факторов.

21. Определение показателей разработки месторождения при равномерном размещении скважин с учетом реальных свойств газа.

Зависимость изменения во времени среднего пластового давления определяется на основе уравнения мат баланса. Уравнение мат баланса газовой залежи для реального газа записывается в виде (ДЛЯ ГАЗОВОГО РЕЖИМА)

(График зависимости коэффициентов сверхсжимаемости газа и динамической вязкости от давления для газа месторождения)

В этом уравнении две неизвестные величины: p(t) и Z(t). Известно, что коэффициент сверхсжимаемости газа Z каждого месторождения зависит от состава газа, пластовой температуры и пластового давления. Для вычисления пластового давления по формуле 1 можно использовать метод итерации (последовательных приближений). При вычислении пластового давления в момент времени t в качестве первого приближения принимается величина коэффициента Z в предыдущий момент времени – при давлении P в момент времени t-At. По формуле 1 и по значению коэффициента вычисляется пластовое давление p(t) на момент времени t. По вычисленному пластовому давлению уточняется значение коэффициента Z. С уточненным коэффициентом z[p(t)] по формуле 1 вновь определяется пластовое давление на момент времени t и т.д. до тех пор пока величины пластового давления в последней и предпоследней итерациях не будут отличаться на заданную величину погрешности.

16. Расчёт показателей разр-ки газовой залежи при условии поддержания допустимой депрессии на пласт.

1.

2. (p(t)≈)pк(t)-pc(t)=δ=const

3. (p(t)≈)pк2(t)-pc2(t)=aq*(t)+b[q*(t)]2

4. n(t)=Q*(t)/365∙1∙q*(t)

Температурная поправка f=Tпл/Tст>1,

Q*(t) – годовой темп отбора из залежи.

q* - суточный дебит скважины,

1 – коэффициент эксплуатации

Период нарастающей добычи

Для решения системы из 4-х ур-ий с 4-мя неизвестными р//(t), pc(t), q(t),n(t)

По известной зависимости Q=Q(t) изменение во времени добытого количества газа Qдоб=Qдоб(t) определяется путём численного или графического интегрирования.

Q=Q(t) (м3/с=млн. м3/год), для реальных расчётов ≈ , -1 год.

Подставляя зависимость в ур-ие (1), получаем зависимость р//(t) по годам. Из ур-ия техрежима, зная р//(t) находим зависимость pc(t) по годам pc(t)= р//(t)-δ.

, теперь можно и определить по ф-ле (4) необходимое число скважин.