5.3 Визначення технологічних показників розробки газоконденсатного родовища в режимі виснаження пластової енергії

5.3.1 Початкова маса газоконденсатної суміші в родовищі М_зап.г.к:

, кг, (5.65)

де - густина пластового газу початкового складу зведена до стандартних умов, кг/м³.

5.3.2 Накопичений видобуток сухого газу Q_вид.с.г(t).

Накопичений видобуток сухого газу береться рівним його значенню за п.5.1.6.

5.3.3 Накопичений видобуток пластового газу Q_{вид.пл.г}(t):

, (5.66)

де - коефіцієнт переведення об’єму сухого газу в об’єм пластового газу при тиску .

5.3.4 Поточна маса видобутої газоконденсатної суміші (сухого (відсепарованого) газу і стабільного конденсату) М_вид.г.к(t):

(5.67)

де - маса видобутої газоконденсатної суміші на попередній момент часу , кг;

- накопичений видобуток сухого газу на попередній момент часу , кг;

- коефіцієнт переведення об’єму сухого газу в об’єм пластового газу при тиску ;

, - густина пластового газу поточного складу відповідно при тисках і , зведена до стандартних умов, кг/м³.

Якщо маса видобутої газоконденсатної суміші обчислюється з початку розробки родовища, то формула (5.67) приймає вигляд:

, кг. (5.68)

5.3.5 Поточна маса видобутого вуглеводневого конденсату :

, кг, (5.69)

де - густина сухого (від сепарованого) газу, що подається споживачам, кг/м³.

5.3.6 Поточний пластовий тиск в газоконденсатному родовищі :

, МПа, (5.70)

де - коефіцієнт насиченості пористого середовища сконденсованими вуглеводнями, частка одиниці;

- густина сконденсованих вуглеводнів у пластових умовах, кг/м³.

Поточний пластовий тиск у газоконденсатному родовищі визначають методом послідовних наближень.

5.3.7 Поточна кількість свердловин n(t) в умовах розробки газоконденсатного родовища на виснаження:

(5.71)

Q_{вид.с.г.}(t_n-1), Q_{вид.с.г.}(t), м³; Δt, роки; q(t_n-1), q(t), тис.м³/д; К_р=1,15.

5.3.8 Накопичений видобуток сухого газу з газоконденсатного родовища в період спадного видобутку газу Q_вид.с.г(t):

. (5.72)

5.3.9 Темп відбору сухого з газоконденсатного родовища в період спадного видобутку газу Q_с.г(t):

. (5.73)

5.3.10 Поточний коефіцієнт вилучення сухого газу :

, (5.74)

5.3.11 Поточний коефіцієнт вилучення пластового газу :

. (5.75)

5.3.12 Поточний коефіцієнт конденсатовилучення :

. (5.76)

Поточний коефіцієнт конденсатовилучення можна також визначити через початкові і залишкові запаси конденсату в родовищі за формулою:

. (5.77)

Залишкові запаси конденсату в родовищі складаються із залишкових запасів конденсату в газовій фазі і залишкових запасів сконденсованих вуглеводнів і визначаються за формулою:

, кг (5.78)

де - вміст конденсату у пластовому газі при поточному пластовому тиску, кг/м³;

, Р_атм, МПа; Т_пл, Т_ст, К; Ω_поч, м³; , кг/м³; , кг/м³.

5.3.13 Поточний коефіцієнт вуглеводневилучення :

. (5.79)

5.4 Методичні вказівки до виконання розділу „Прогнозування та аналіз розробки родовищ природних газів”

Розділ включає прогнозування за різними методиками технологічних показників розробки однопластового (двопластового) газового (газоконденсатного) родовища в режимі виснаження пластової енергії, а у разі газоконденсатних родовищ – також з підтримуванням пластового тиску на різних стадіях розробки родовища. За наявності промислових даних студент може виконувати аналіз поточного стану розробки конкретного родовища і проектувати заходи з вдосконалення системи розробки родовища і збільшення газо- і конденсатовилучення.

При виконанні розділу з прогнозування та аналізу технологічних показників розробки родовищ природних газів студент:

наводить розрахункову схему родовища;

виконує аналіз відомих методик розрахунку технологічних показників розробки родовища й обґрунтовує розрахункову методику, стосовно до умов завдання;

наводить основні розрахункові формули і залежності;

описує по пунктах послідовність розрахунку технологічних показників розробки родовища для періодів зростання, постійного і спадного видобутку газу й алгоритми розрахунку технологічних показників окремо для періодів зростання і постійного видобутку газу і окремо для періоду спадного видобутку газу;

наводить графіки зміни в часі технологічних показників розробки родовища.