4 Зміст курсового проекту

Курсовий проект з дисципліни „Технологія розробки газових і газоконденсатних родовищ” складається з розрахунково-пояснювальної записки обсягом до 80 сторінок та двох листів графічного матеріалу.

Розрахунково-пояснювальна записка до курсового проекту є документом, в якому обґрунтовуються прийняті в проекті рішення.

Нижче, як приклад, наводиться зміст курсового проекту на тему „Визначення та аналіз технологічних показників розробки газового (газоконденсатного) родовища в умовах газового і водонапірного режимів і різних технологічних режимів експлуатації свердловин”.

Обкладинка.

Титульна сторінка.

Бланк завдання на курсовий проект.

Вихідні дані для виконання курсового проекту згідно з індивідуальним завданням.

Анотація.

Зміст.

Вступ.

1. Підготовка вихідних даних для проектування розробки родовища.

Родовище розробляється з постійним в часі темпом відбору газу Q_г(t)=соnst.

1.1 Визначення загального порового об’єму _поч.

1.2 Визначення газонасиченого порового об’єму _поч _поч.

1.3 Визначення зведеного газонасиченого порового об’єму ^*.

1.4 Визначення радіусу початкового контуру газоносності R_поч.

1.5 Визначення коефіцієнта стисливості газу для початкових пластових умов Z_поч.

1.6 Визначення динамічного коефіцієнта в’язкості газу для початкових пластових умов _поч.

1.7 Визначення залежностей коефіцієнта стисливості і динамічного коефіцієнта в’язкості газу від тиску при пластовій температурі, середній температурі в стовбурі свердловини і температурі на усті свердловини.

Значення тиску задають через кожні 2 МПа від початкового тиску до атмосферного тиску.

1.8 Визначення початкових запасів пластового газу Q_{зап. пл. газу}.

1.9 Визначення початкових запасів сухого газу Q_{зап. сух. газу}.

1.10 Визначення початкових запасів стабільного конденсату М_{зап. конд}.

1.11 Визначення початкового вибійного тиску Р_{виб.поч} для заданої депресії тиску на пласт.

1.12 Визначення початкового дебіту газу q_поч.

1.13 Вибір діаметру колони насосно-компресорних труб (НКТ).

- Внутрішній діаметр НКТ d_вн вибирають з таблиці залежно від початкового дебіту газу.

1.14 Визначення початкового тиску на усті (буфері) свердловини Р_{у поч.}.

Прийняти, що НКТ спущені до середини інтервалу перфорації.

1.15 Визначення постійних частин коефіцієнтів фільтраційних опорів привибійної зони пласта А^*, В^*.

1.16 Визначення початкової швидкості руху газу на вході в НКТ W_{виб.поч}.

1.17 Визначення початкової швидкості руху газу на усті свердловини (виході НКТ) W_{у поч}.

2. Визначення технологічних показників розробки газового родовища в умовах газового режиму на t₁ рік розробки.

2.1 Визначення темпу відбору газу Q_г (t₁).

2.2 Визначення накопиченого відбору газу Q_вид (t₁).

2.3 Визначення поточного пластового тиску .

2.4 Визначення параметрів експлуатації свердловин з постійним дебітом газу q_поч=const

2.4.1 Визначення поточного вибійного тиску Р_виб (t₁).

2.4.2 Визначення поточного тиску на усті свердловин Р_у (t₁).

2.4.3 Визначення кількості свердловин n (t₁).

2.4.4 Визначення поточної депресії тиску на пласт Р (t₁).

2.5 Визначення параметрів експлуатації свердловин з постійною депресією тиску на пласт Р=const.

2.5.1 Визначення поточного вибійного тиску Р_виб (t₁).

2.5.2 Визначення поточного дебіту газу q(t₁).

2.5.3 Визначення поточного тиску на усті свердловин Р_у (t₁).

2.5.4 Визначення кількості свердловин n (t₁).

2.6 Визначення параметрів експлуатації свердловин з постійним тиском на усті Р_у(t₁)=const.

2.6.1 Визначення поточного дебіту газу q(t₁).

2.6.2 Визначення поточного вибійного тиску Р_виб (t₁).

2.6.3 Визначення кількості свердловин n (t₁).

2.6.4 Визначення поточної депресії тиску на пласт Р(t₁).

2.7. Визначення параметрів експлуатації свердловин з постійною швидкістю руху газу на вході в НКТ W_виб (t₁)=const.

2.7.1 Визначення поточного дебіту газу q(t₁).

2.7.2 Визначення поточного вибійного тиску Р_виб (t₁).

2.7.3 Визначення поточного тиску на усті свердловин Р_у (t₁).

2.7.4 Визначення кількості свердловин n (t₁).

2.7.5 Визначення поточної депресії тиску на пласт Р(t₁).

2.8 Визначення параметрів експлуатації свердловин з постійною швидкістю руху газу на усті W_у(t₁)=const.

2.8.1 Визначення поточного дебіту газу q(t₁).

2.8.2 Визначення поточного тиску на усті свердловин Р_у (t₁).

2.8.3 Визначення поточного вибійного тиску Р_виб (t₁).

2.8.4 Визначення кількості свердловин n (t₁).

2.8.5 Визначення поточної депресії тиску на пласт Р(t₁).

3. Визначення показників розробки газового родовища в умовах водонапірного режиму на t₁ рік розробки.

Розрахунки виконуються для умови постійного дебіту води, що наступає в родовище, та експлуатації свердловин з постійною депресією тиску на пласт Р_поч=const.

3.1 Визначення сумарної кількості води, що поступила в родовище. Q_в(t₁).

3.2 Визначення поточного обводненого порового об’єму _в (t₁).

3.3 Визначення поточного газонасиченого порового об’єму _г (t₁).

3.4 Визначення поточної висоти підняття фронту води над початковим положенням y(t₁).

3.5 Визначення радіусу поточного контуру газоносності R(t₁).

3.6 Визначення поточного тиску на початковому контурі газоносності Р(R_поч, t₁) за умови постійного дебіту води, що поступає в родовище.

Розрахунки проводяться, використовуючи формулу Дюпюї для витрати води в обводненій зоні пласта. Поточний пластовий тиску в газовій зоні приймається рівним значенню тиску за п.2.3.

3.7 Визначення поточного тиску в обводненій зоні .

3.8 Визначення поточного вибійного тиску Р_виб (t₁).

3.9 Визначення поточного дебіту газу q(t₁).

3.10 Визначення поточного тиску на усті свердловин Р_у(t₁).

3.12 Визначення кількості свердловин n (t₁).

4. Визначення показників розробки газоконденсатного родовища в режимі виснаження пластової енергії на момент часу t₁ .

Розрахунки виконуються для умови експлуатації свердловин з постійною депресією тиску на пласт Р_поч=const.

4.1 Визначення накопиченого відбору сухого газу Q_вид.с.г (t₁).

Накопичений видобуток сухого газу взяти з п.2.2.

4.2 Визначення накопиченого відбору пластового газу Q_{вид.пл.г}(t₁).

4.3 Визначення маси видобутої газоконденсатної суміші М_вид.г.к(t₁).

4.4. Визначення поточного пластового тиску в газоконденсатному родовищі .

знаходиться з рівняння матеріального балансу для газоконденсатного родовища, що розробляється в режимі виснаження пластової енергії.

П.4.2-4.4 розв’язуються методом послідовних наближень.

4.5 Визначення поточного вибійного тиску Р_виб (t₁).

4.6 Визначення поточного дебіту газу q(t₁).

4.7 Визначення кількості свердловин n (t₁).

4.8 Визначення маси видобутого вуглеводневого конденсату М_вид.к. (t₁).

Відносну густину сухого (відсепарованого) газу прийняти рівною 0,56.

4.9 Визначення поточного коефіцієнта вуглеводневилучення .

4.10 Визначення поточного коефіцієнта конденсатовилучення .

4.11 Визначення поточного коефіцієнта вилучення пластового газу .

4.12 Визначення поточного коефіцієнта вилучення сухого газу .

5 Прогнозування та аналіз розробки родовищ природних газів.

Розділ виконується згідно з індивідуальним завданням.

Список використаної літератури.

Додатки.

Бібліографічна довідка.

Графічні додатки - 2 листи формату А1 згідно із завданням за п.5 (за погодженням з керівником курсового проекту).

Курсовий проект виконується студентом індивідуально згідно з варіантом. Пояснювальна записка оформляється на стандартних листках паперу формату А4 з обов'язковим розшифруванням всіх величин, що входять у формули, та обов’язковою підстановкою у всі формули значень вихідних величин. Кожне питання нумерується і підкреслюється. Після відповіді на кожне питання пропускаються 2-3 рядки. Рисунки до п.5 повинні бути чіткими і мати розмірності по осях абсцис та ординат. Всі залежності (криві) на рисунках повинні бути позначені.

Приклад вихідних даних для визначення технологічних показників розробки газового (газоконденсатного) родовища.

1 Глибина свердловини, м - 3550.

2 Товщина пласта, м – 18.

3 Площа газоносності, 10⁸ м² – 28.

4 Коефіцієнт відкритої пористості, % – 12,4.

5 Коефіцієнт початкової газонасиченості, % – 73.

6 Коефіцієнт залишкової газонасиченості, % – 24,8.

7 Коефіцієнт п’єзопровідності водоносного пласта, м²/с – 4,00.

8 Динамічний коефіцієнт в’язкості води, мПас – 0,50.

9 Поверх газоносності, м – 124.

10 Коефіцієнт проникності, 10^-3 мкм² – 90.

11 Початковий пластовий тиск, МПа – 36,5.

12 Пластова температура, С – 73.

13 Температура газу на усті свердловини , С – 23.

14 Коефіцієнти фільтраційних опорів привибійної зони пласта:

А 10^-2 – 26; В , 10^-5 – 15.

15 Темп відбору газу в рік, в % від початкових запасів газу – 3,95.

16 Початкова депресія тиску на пласт, МПа – 1,50.

17 Початковий вміст конденсату в газі, г/м³ – 120.

18 Поточний вміст конденсату в газі, г/м³ – 60.

19 Коефіцієнт переведення об’єму сухого газу в об`єм пластового газу – 1,062.

20 Дебіт води, що поступає в родовище, м³/с – 0,115.

21 Густина пластового газу початкового складу, кг/м³ – 1,2.

22 Густина пластового газу поточного складу, кг/м³ – 0,92.

23 Насиченість пор пласта сконденсованими вуглеводнями, % – 12,2.

24 Густина сконденсованих вуглеводнів у пластових умовах, кг/м³ – 601.

25 Рік розробки родовища, роки – 10.

26 Поточний тиск на усті свердловин, МПа – 5,9.

27 Поточна швидкість руху газу на вході в НКТ, м/с – 4,6.

28 Поточна швидкість руху газу на усті свердловин, м/с – 10,42.

Вибір діаметру НКТ залежно від дебіту газу.

Дебіт газу, тис.м3/д	<100	100-250	250-500	500-1000	>100
Внутрішній діаметр НКТ, см	5,03	6,2	7,59	8,86	10,03