19. Прогнозування коефіцієнта кінцевого газовилучення

Знаходимо кінцевий коефіцієнт газовилучення (β_кін ) за формулою:

(1)

де – кінцевий тиск, МПа;

- коефіцієнт стисливості газу;

– пластовий тиск, МПа;

– коефіцієнт стисливості газу при кінцевому пластовому тиску і пластової температури.

визначають за аналітичними залежностями:

1) (2)

де Н – середня глибина залягання родовища, м

– приведена температура,

Знаходимо приведений тиск, за формулою:

(3)

де – кінцевий тиск, МПа;

– середньокритичний тиск, МПа.

Знаходимо за формулою:

(4)

де – приведена температура;

– приведений тиск, МПа.

2) За формулами знаходимо для 2 аналітичної залежності:

(5)

3) За формулами знаходимо для 3 аналітичної залежності:

(6)

4) (7)

За формулою (7) знаходимо для 4 аналітичної залежності:

За формулою (3) знаходимо :

За формулою (4) знаходимо :

За формулою (2.11) знаходимо

Знаходимо прогнозне середнє значення кінцевого коефіцієнта газовилучення за формулою:

(8)

На стадії проектування розробки родовища коефіцієнт кінцевої газовіддачі визначають за формулою (8.3), виходячи з очікуваного кінцевого тиску. Значення його знаходять на основі проведення комплексу газодинамічних і техніко-економічних розрахунків або визначають наближено, за залежностями (8.4) — (8.7) У зв'язку з тим, що значення коефіцієнта кінцевої газовіддачі в основному визначається особливостями геологічної будови і розробки конкретного родовища, його надалі уточнюють за промисловими даними. Для цього запропоновано використовувати криву середньої продуктивності та криву зміни в часі річних відборів газу, побудовану в напівлогарифмічній системі координат (метод прямої лінії). Дані методи можна застосовувати тільки для періоду спадаючого видобутку газу. При цьому точність визначення коефіцієнта кінцевої газовіддачі збільшується з ростом тривалості розробки родовища в період спадаючого видобутку газу.

Аналіз промислових даних свідчить, що крива середньої продуктивності і метод прямої лінії можуть бути використані для прогнозування коефіцієнта кінцевої газовіддачі і у випадку водонапірного режиму.

20 Крива середньої продуктивності

Крива середньої продуктивності характеризує залежність між річним і сумарними відборами газу, вираженими в частках або відсотках від початкових запасів. Враховуючи, що граничне значення річного відбору газу становить менше 0,1 % від початкових запасів, коефіцієнт кінцевої газовіддачі визначають за параметрами точки перетину екстрапольованої ділянки кривої середньої продуктивності з віссю абсцис (як, наприклад, на рис.8.3, побудованому для Битківського газоконденсатного родовища).

21 Метод прямої лінії

В основу метода прямої лінії покладена залежність зміни в часі річного відбору газу в період спадаючого видобутку, яка описується показниковою функцією такого вигляду

(8.8)

де - – річні відбори газу відповідно в моменти часу з початку розробки родовища t і на початку періоду спадання видобутку t₀, виражені в абсолютних величинах або у відсотках під початкових запасів; b - коефіцієнт, який має певне значення для кожного конкретного родовища. За t₀ можна вибирані будь-який момент часу з початку розробки родовища, який відповідає періоду спадання видобутку газу.