2. Методика проведення розрахунків

При проектуванні розробки газових родовищ визначають зміну в часі сумарного видобутку газу Q_вид.(t), темпу відбору (річного відбору) газу Q_р.(t), дебіту свердловин q(t), потрібної кількості свердловин n(t), середнього пластового тиску Р_пл.(t), вибійного тиску Р_виб.(t) і тиску на усті свердловини Р_р.(t).

Ці показники можна знайти за допомогою інтегрування диференціального рівняння неусталеної фільтрації газу при відповідних граничних умовах. У зв'язку з нелінійністю даного рівняння відсутні його точні аналітичні розв’язки. Тому для розрахунку основних показників розробки газових родовищ запропоновані різні наближені методи. Серед них при проведенні інженерних розрахунків широко застосовується метод послідовної зміни стаціонарних станів. Істотним положенням даного методу є прийняте припущення про рівність при радіальній фільтрації газу до свердловини середньозваженого за газонасиченим поровим простором питомого об'єму дренування свердловини тиску _пл.(t) значенню тиску P_k.(t) на межі питомого об'єму дренування радіусом R_k.. Розрахунки показують, що максимальна різниця між _пл.(t) і P_k.(t) не перевищує 1-5 %. Дане припущення дає змогу при розрахунках показників розробки газових родовищ для газового режиму використовувати рівняння припливу газу до свердловини, замінивши невідому величину контурного тиску P_k.(t) в момент часу t величиною середнього пластового тиску в зоні дренування свердловини _пл.(t), а при рівномірному розміщенні свердловини – середнім тиском у покладі в той же момент часу.

При розрахунку основних показників розробки газового родовища при газовому режимі у випадку рівномірного розміщення свердловин будемо використовувати такі формули й залежності.

Вираз для технологічного режиму експлуатації свердловини (режим заданого тиску на усті свердловини (Р_роб=соnst_.=20,7 МПа)).
Знаходять поточний дебіт середньої свердловини.

Вираз для визначення q(t) одержують із загального рішення рівняння припливу газу до свердловини та формули Адамова

q(t)=

При цьому в першому наближенні значення S,Ѳ,Z_сер. приймають рівними їх значенням попередній момент часу

Визначають поточний середній пластовий тиск.

4. Поточний вибійний тиск Р_виб.(t):

Р_виб.(t)=P_роб.²∙e²^S+Ɵ∙q²(t) .

5. По P_роб.і знайденому значенню Р_виб.(t)уточнюють S,Ѳ,Z_сер.

6. За уточненими значеннями S,Ѳ,Z_сервизначають дебіт.

7. Зі знайденим значеннямq(t) повторюють всі розрахунки,поки не буде досягнутий заданий ступінь точності у визначенні q(t),Р_виб.(t).

3.Обгрунтування вихідних даних для проектування розробки родовища та параметрів роботи середньої свердловини

Для визначення основних показників розробки газового родовища при газовому режимі необхідно мати такі вихідні дані: початкові запаси газу; початковий пластовий тиск і пластову температуру; поточний пластовий тиск; склад газу або його відносну густину; колекторські властивості продуктивних пластів і зміна їх за площею газоносності й розрізом; конструкцію пробурених видобувних свердловин (глибину, діаметр експлуатаційної колони й розміщення інтервалу перфорації); конструкцію колони ліфтових труб (діаметр і глибину спуска); результати газодинамічних досліджень свердловин щодо визначення коефіцієнтів фільтраційних опорів, граничних депресій на пласт і допустимих відборів газу; поточні параметри роботи свердловин (дебіти газу, тиску на усті і вибої); сумарний відбір газу з родовища; умови підготовки й подачі газу споживачеві, мінімально допустимий тиск на гирлі свердловин; характеристику споживача й обґрунтування відбору газу з родовища.

Склад газу горизонту С-6-7 Васищівського ГКР та результати визначення критичних параметрів та відносної густини наведено в таблиці 2.

Таблиця 2

Компоненти	Вміст Х, об.%	Т_кр^', К	Р_кр^', кгс/см²	ρ¯_пл	Т_кр^'·Х	Р_кр^'·Х	ρ¯_пл·Х
1	2	3	4	5	6	7	8
Метан	92,395	190,55	46,95	0,555	176,06	43,38	0,513
Етан	4,224	305,43	49,76	1,049	12,90	2,10	0,044
Пропан	0,569	369,82	43,33	1,562	2,104	0,247	0,009
Ізо-бутан	0,046	408,13	37,19	2,091	0,188	0,017	0,001
Н-бутан	0,141	425,16	38,71	2,091	0,599	0,055	0,003
Ізо-пентан	0,018	460,39	34,48	2,490	0,083	0,006	0,0004
Н-пентан	0,019	469,65	34,35	2,674	0,089	0,007	0,0005
Гексан	0,01	507,35	30,72	2,974	0,051	0,003	0,0003
Азот	1,094	126,26	34,65	0,967	1,38	0,38	0,011
Двоокис вуглець	1,452	304,20	75,27	1,529	4,42	1,09	0,022
Гелій	0,042	5,20	2,34	1,138	0,002	0,001	0,0005
Всього	100				Σ197,90	Σ47,29 або 4,64 МПа	Σ0,604

Необхідні вихідні дані для проектування показників розробки гор. С-6-7 Васищівського ГКР наведені в таблиці 3.

Таблиця 3

Параметри	Одиниці виміру
Запаси газу на дату розрахунків	209 млн.м³
Поточний пластовий тиск, Р_{пл.поч..}	34,49 Мпа
Пластова температура, Т_пл.	371 К
Устьова температура, Т_у	293 К
Фільтраційні параметри:
А	0,532 (Мпа)²/тис.м³/доб
В	0,00237 (Мпа/тис.м³/доб)²
Глибина свердловини(до середини інтервалу перфорації), L_НКТ	2903 м
Коефіцієнт газодинамічного опору, λ	0,49
Діаметр НКТ, d_вн	62 мм
Коефіцієнт експлуатації свердловини	0,9