Добавил:

Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.

Вуз:

Ивано-Франковский национальный технический университет нефти и газа

Предмет:

[НЕСОРТИРОВАННОЕ]

Файл:

Методичка-12 до друку для КРМ.doc

Скачиваний:

Добавлен:

01.05.2025

Размер:

1 Mб

Скачать

☆

<<< < Предыдущая 1 2 3 45 / 105 6 7 8 9 10 > Следующая >>>

5 Методичні вказівки до виконання курсового проекту

Робота над курсовим проектом включає підго-товку вихідних даних для проектування розробки родовища, визначення технологічних показників розробки газового (газоконденсатного) родовища в умовах газового і водонапірного режимів та різних технологічних режимів експлуатації свердловин і виконання завдання з вирішення окремих питань прогнозування та аналізу розробки однопластового (двопластового) газового (газоконденсатного) родовища в умовах розробки на виснаження або з підтримуванням пластового тиску і різних технологічних режимів експлуатації свердловин.

Нижче наводяться основні формули і залежності, які використовуються для визначення технологічних показників розробки газового (газоконденсатного) родовища в умовах газового і водонапірного режимів і різних технологічних режимів експлуатації свердловин.

5.1 Підготовка вихідних даних для прогнозу-вання розробки газового і газоконденсатного родовища. Визначення технологічних показників розробки газового родовища в умовах газового режиму

У розрахунках використовують такі формули і залежності для визначення значень окремих величин.

5.1.1 Загальний поровий об`єм і початковий газонасичений поровий об`єм :

, м³, (5.1)

, м³, (5.2)

де F – площа газоносності родовища, м²;

h – газонасичена товщина пласта, м;

- коефіцієнт відкритої пористості, частка одиниці;

- коефіцієнт початкової газонасиченості, частка одиниці.

5.1.2 Радіус початкового контуру газоносності R_поч:

, (5.3)

5.1.3 Початкові запаси пластового газу Q_{зап.пл.газу}, початкові запаси сухого газу Q_{зап.с..г} і початкові запаси стабільного конденсату М_{зап.конд.}:

, м³; (5.4)

, м³; (5.5)

, т, (5.6)

де Р_поч – початковий пластовий тиск, МПа;

Р_атм - = 0,1013 МПа – атмосферний тиск;

Т_пл – пластова температура, К;

Т_ст=293 К – стандартна температура;

q_к.поч – початковий вміст стабільного конденсату в газі, г/м³;

β– коефіцієнт переведення об’єму сухого газу в об’єм пластового газу;

Z_поч – коефіцієнт стисливості газу при Р_поч і Т_пл.

Значення коефіцієнта стисливості газу і динамічного коефіцієнта в’язкості газу визначають за відомими залежностями, наведеними в переліку рекомендованих джерел, залежно від тиску, температури і складу газу.

Для газового родовища Q_{зап.пл.г}= Q_зап.с.г, Q_{зап.конд.}=0.

5.1.4 Зведений газонасичений поровий об’єм Ω^*:

, м³/МПа, (5.7)

або

, м³/МПа. (5.8)

5.1.5 Темп відбору газу з родовища Q_г(t):

а) для постійного в часі темпу відбору газу з родовища

Q_г(t) = 0,01 с Q_{зап.пл.г}, м³/рік, (5.9)

де с – темп відбору газу в рік, у відсотках від початкових запасів газу;

б) для періоду спадного видобутку газу з родовища

Q_г(t) = 0,365∙10⁶  nq(t), м³/рік, (5.10)

де  – коефіцієнт експлуатації свердловин (  0,9-0,95);

n – кількість свердловин;

q(t) – дебіт «середньої» свердловини, тис.м³/д.

5.1.6 Накопичений видобуток газу з родовища Q_вид(t):

а) для постійного в часі темпу відбору газу з родовища

Q_вид(t)=Q_г(t)∙t, (5.11)

де t – рік з початку розробки родовища;

б) для періоду спадного видобутку газу з родовища

, м³, (5.12)

де q(t_n_-1). Q_вид(t_n_-1).- відповідно дебіт «середньої» свердловини і накопичений видобуток газу на попередній момент часу t_n_-1;

Δt=t-t_n_-1 – крок (інтервал часу) в розрахунках (0,5 року або один рік).

У разі змінної в часі кількості свердловин у період спадного видобутку газу Q_вид(t) знаходять за формулою:

, м³;(5.13)

в) за значеннями початкового Р_поч і поточного пластових тисків:

, м³, (5.14)

де - коефіцієнт стисливості газу при і Т_пл.

5.1.7 Поточний пластовий тиск :

, МПа, (5.15)

Р_поч, , МПа; Q_вид(t), м³; Ω^*, м³/МПа,

Коефіцієнт стисливості газу Z( _пл) залежить від шуканого значення пластового тиску _пл(t). Тому _пл(t) знаходять методом ітерацій (послідовних наближень). Спочатку приймають значення Z( _пл) рівним його значенню на попередній момент часу t_n_-1, потім обчислюють _пл(t). За знайденим пластовим тиском _пл(t) уточнюють Z( _пл) і т.д. до одержання різниці в значеннях _пл(t) в останньому і передостанньому наближеннях не більше заданої похибки (0,01-0,1 МПа).

5.1.8 Постійні частини коефіцієнтів фільтраційних опорів привибійної зони пласта:

; (5.16)

, (5.17)

де , мПа∙с; (5.18)

; (5.19)

А, В – коефіцієнти фільтраційних опорів привибійної зони пласта;

Z_пл, Z_виб – коефіцієнти стисливості газу при пластовій температурі і відповідно при поточному пластовому _пл(t) і вибійному Р_виб(t) тисках;

(µz)_пл., (µz)_виб – добуток коефіцієнтів динамічної в’язкості і стисливості газу при пластовій температурі і відповідно при тисках _пл(t) і _виб(t).

; .

5.1.9 Поточний тиск на вибої «середньої» свердловини Р_виб(t):

а) у разі експлуатації свердловин з постійною депресією тиску на пласт (ΔР=const):

Р_виб(t)= _пл(t)- ΔР, МПа, (5.20)

де ΔР – депресія тиску на пласт, МПа.

б) у разі експлуатації свердловин з постійним дебітом газу (q=const):

, МПа, (5.21)

Або

, МПа, (5.22)

_пл(t), Р_виб(t), МПа; ; ;

, , q, , (µz)_cep, мПа∙с.

в) у разі експлуатації свердловин з постійною швидкістю руху газу на вході в насосно-компресорні труби (W_виб=const):

Р_виб(t)=N∙q(t)Z_виб, МПа, (5.23)

де , ; (5.24)

d_вн – внутрішній діаметр колони НКТ, м;

W_виб – швидкість руху газу на вході в НКТ, м/с;

N – комплексний параметр.

Р_атм, МПа; Т_пл, Т_ст, К.

г) у разі експлуатації свердловин з постійним тиском на усті (Р_у=const):

, МПа, (5.25)

де , (5.26)

, (5.27)

, МПа, (5.28)

, К, (5.29)

- комплексні параметри;

- відносна густина газу;

L – глибина спуску НКТ (відстань від устя свердловини до середини інтервалу перфорації експлуатаційної колони), м;

d_вн – внутрішній діаметр НКТ, см;

Р_сер(t) – середній тиск у стовбурі свердловини, МПа;

Т_сер – середня температура в стовбурі свердловини, К;

Z_сер – коефіцієнт стисливості газу при Р_сер(t) і Т_сер;

λ – коефіцієнт гідравлічного опору НКТ;

Р_виб(t), Р_у, МПа; q(t), тис.м³/д.

Коефіцієнт гідравлічного опору НКТ λ є функцією числа Рейнольдса Re і відносної шорсткості труб .

, (5.30)

, (5.31)

де - динамічний коефіцієнт в’язкості газу при Р_сер і Т_сер, мПа∙с;

l_к – абсолютна шорсткість труб (висота виступів над тілом труби), см (для нових труб l_к = 0,005-0,007 см, для труб, які перебували в експлуатації l_к=0,010-0,018 см);

q(t), тис.м³/д; d_вн, см.

Коефіцієнт гідравлічного опору труб знаходять за формулами:

для ламінарного режиму руху:

, (5.32)

для турбулентного режиму руху:

, (5.33)

для зони турбулентної автомодельності:

. (5.34)

У таблиці 5.1 для труб різного діаметру наведено значення мінімального дебіту газу q_мін, вище яких наступає зона турбулентної автомодельності, і значення відносної шорсткості труб ε і коефіцієнта гідравлічного опору труб для цієї зони.

Комплексні параметри і залежать від шуканого вибійного тиску. Тому Р_виб(t) за формулою (5.25) знаходять методом послідовних наближень. Спочатку приймають значення і рівними їх значенням на попередній момент часу t_n_-1. Потім послідовно обчислюють Р_виб(t) – за формулою (5.25), Р_сер(t) – за формулою (5.28), Z_сер=f(P_cep. T_cep) – за від-повідними формулами, – за формулами (5.32-5.34), комплексні параметри і - за формулами (5.26) і (5.27) і знаходять нове значення Р_виб(t). Розрахунки повторюють до одержання різниці в значеннях Р_виб(t) в останньому і передостанньому наближеннях не більше заданої похибки (0,01-0,1 МПа).

5.1.10 Поточний тиск на усті «середньої» свердловини Р_у(t):

а) за значеннями вибійного тиску Р_виб(t) і дебіту газу q(t):

, МПа, (5.35)

Р_виб(t), Р_у(t), МПа; q(t), тис.м³/д.

Таблиця 5.1 – Значення дебіту газу q_мін для нижньої межі зони турбулентної автомодельності і коефіцієнта гідравлічного опору  і відносної шорсткості  для труб різного внутрішнього діаметру d_вн.