Лекция 14. Проектирование разработки газового месторождения

31. Расчет показателей разработки при газовом режиме

К показателям разработки месторождения природного газа относится множество параметров. Рассмотрим расчет наиболее значимых: дебитов скважин и их изменения во времени; потребного числа скважин и измене­ние его во времени; изменение пластового давления и забойных давлений в скважинах. Рассчитать перечисленные показатели можно методом после­довательной смены стационарных состояний (при некоторых допущениях). При проектировании разработки конкретного месторождения должны быть известны запасы газа, начальные пластовые давление и температура, до­пустимый технологический режим эксплуатации скважин, уравнение при­тока газа к средней скважине.

Проектирование начинается с того, что нужно выбрать (задать) зави­симость изменения во времени отбора газа из месторождения, т.е. Q=Q(t).

Аналогичные расчеты по определению показателей разработки могут быть проведены и для других технологических режимов эксплуатации скважин. Изменение во времени значений , давлений на входе в установку комплексной подготовки газа (УКПГ) рассчитываются по специальным формулам Адамова, Шухова.

32. Прогнозный расчет добычи и пластовых потерь конденсата

Разработка газоконденсатных месторождений существенно отличается от разработки чисто газовых. Расчет показателей разработки проводится по изложенной выше методике и дополнительно рассчитывается добыча кон­денсата. Это связано с особенностью поведения газоконденсатной смеси в пластовых условиях. По мере снижения пластового давления при отборе из залежи газа часть углеводородных соединений конденсируется и переходит в жидкую фазу. Выпавший в пласте конденсат адсорбируется на поверхно­сти поровых каналов газонасыщенного коллектора и навсегда остается большей частью в пласте. Выпавшая жидкая углеводородная фаза пласто­вой смеси и составляет величину пластовых потерь конденсата при разра­ботке газоконденсатной залежи.

Для проведения расчетов добычи конденсата необходимо иметь ре­зультаты дифференциальной конденсации пластовой смеси в виде графи­ческой зависимости содержания конденсата от величины пластового давления при пластовой температуре.

Начальные запасы конденсата в залежи определяются выражением

(14.10)

где - начальные запасы газа, м³;

- начальное содержание конденсата в пластовом газе, г/м³.

Дальнейшие расчеты предусматривают определение:

- суммарной добычи газа по годам разработки, м³;

- содержание конденсата в добываемом газе в конце очередного года разработки, г/м³;

- текущие запасы газа в пласте на конец очередного года разработки, м³;

- текущие запасы конденсата в пласте на конец очередного года разработки, т.;

- среднее содержание конденсата в добываемом газе за период очередного года разработки, г/м³;

- количество добытого конденсата за очередной год разра­ботки, т.;

- количество конденсата, выпавшего в пласте за очередной год разработки, т.

Перечисленные показатели на каждый год разработки рассчитываются по следующим формулам:

(14.11)

, (14.12)

, (14.13)

(14.14)

Приведенная методика позволяет достаточно точно рассчитывать про­гнозную добычу конденсата на весь срок разработки газоконденсатной за­лежи.