ФЕДЕРАЛЬНОЕ
АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ
УХТИНСКИЙ
ГОСУДАРСТВЕННЫЙ
ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
КАФЕДРА
РАЗРАБОТКИ И
ЭКСПЛУАТАЦИИ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ
МЕСТОРОЖДЕНИЙ И ПОДЗЕМНОЙ ГИДРОМЕХАНИКИ
КП-02069562-130503-42-07
Группа РЭНГМ-1-03
Факультет НГП
Фесенко Н.И.
Дисциплина: «Численные методы решения
задач
нефтегазопромысловой
механики”
Ухта 2007
Федеральное агентство по образованию
Ухтинский государственный технический университет
Кафедра разработки и эксплуатации
нефтяных и газовых месторождений и подземной гидромеханики
Курсовая работа по численным методам решения задач нефтегазопромысловой механики
Выполнил
студент гр. РЭНГМ-1-03 Фесенко Н.И.
Проверил Назаров А.В.
Ухта 2007
СОДЕРЖАНИЕ
ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………………………………..
1 ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ …………………………………………………………………...
2 РАСЧЕТ ДИНАМИКИ СРЕДНЕВЗВЕШЕННОГО ПЛАСТОВОГО
ДАВЛЕНИЯ………………………………………………………………………………..
2.1 Расчёт динамики средневзвешенного пластового давления в
газовой залежи ………………………………………………………………………
2.2 Расчёт динамики средневзвешенного пластового давления в
газоконденсатной залежи ………………………………………………………….
ЗАКЛЮЧЕНИЕ …………………………………………………………………………….
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК ……………………………………………………..
ВВЕДЕНИЕ
В данной работе используется метод последовательного приближения (метод итерации). Он заключается в следующем:
1. В качестве первого приближения, уместно взять приближение с предыдущего временного шага, т.е. принимаем Рн = Рv.
2. По формулам приведённым ниже рассчитываем Р*, z(Рн*), z (Рv*).
3. Рассчитываем Рv+1 и находим разницу двух давлений /Рv+1-Pv/
4. Итерационный процесс на каждом временном шаге следует выполнять до достижения точности 0,1 атм., то есть когда /Рv+1-Pv/<0,1.
5 . В качестве второго приближения, принимаем приближение с предыдущего временного шага, т.е. Рv=Рv+1. Дальнейшие расчёты аналогичны. Расчёт считается законченным, если достигается точность 0,1 атм.
Приведенная расчетная схема в силу своего учебного характера не может полностью корректно применяться для прогноза давления реальных газоконденсатных залежей, так как не учитывает растворения легких фракций в жидкой фазе.
1 Исходные данные
Залежь разрабатывается
с постоянным во времени дебитом Q=30*106
м3/год.
Начальное пластовое давление Рн=250 атм.
Объём порового пространства Ω=1,2*106
м3.
Функциональные зависимости
и
от давления заданы в виде полиномов от
безразмерного давления
и имеют следующий вид z(p)=а0+а1*Р*+а2*Р2*
и φ(p)=в0+в1*Р*+в2*Р2*,
где а0=1;
а1=-1,3;
а2=1,3;
в0=0,075;
в1=0,3;
в2=-0,375.
2 Расчет динамики средневзвешенного пластового давления
2.1 Расчёт динамики средневзвешенного пластового давления в
газовой залежи
Пусть залежь
разрабатывается с постоянным во времени
отбором
.
При известном на момент времени
среднем пластовом давлении
текущие
запасы газа в залежи определяются по
формуле:
,
(2.1)
где
-
объем порового пространства;
-
коэффициент сверхсжимаемости.
Давление в данной
формуле берется в атмосферах. Начальные
запасы газа находятся по аналогичной
формуле от начального давления
.
Поскольку текущие и отобранные запасы
в каждый момент времени в сумме равны
начальным, то справедливо соотношение
,
(2.2)
являющееся для
любого
уравнением относительно искомого
давления.
Указанное уравнение
для фиксированного
можно решить с помощью следующей
итерационной процедуры:
,
(2.3)
Таблица 2.1 Расчёт средневзвешенного пластового давления в газовой залежи.
|
t |
p(υ) |
p* |
z |
p(υ+1) |
|
1 |
250 |
1 |
1 |
225 |
|
1 |
225 |
0,9 |
0,883 |
198,675 |
|
1 |
198,7 |
0,7947 |
0,787903 |
177,2781 |
|
1 |
177,2781 |
0,709112 |
0,731846 |
164,6654 |
|
1 |
164,6654 |
0,658662 |
0,707726 |
159,2383 |
|
1 |
159,2383 |
0,636953 |
0,699383 |
157,3612 |
|
1 |
157,3612 |
0,629445 |
0,696783 |
156,7761 |
|
1 |
156,7761 |
0,627104 |
0,696002 |
156,6005 |
|
1 |
156,6005 |
0,626402 |
0,695771 |
156,5484 |
|
1 |
156,5484 |
0,626194 |
0,695702 |
156,5330 |
|
2 |
156,5330 |
0,626132 |
0,695682 |
139,1364 |
|
2 |
139,1364 |
0,556546 |
0,679157 |
135,8313 |
|
2 |
135,8313 |
0,543325 |
0,67744 |
135,4880 |
|
2 |
135,4880 |
0,541952 |
0,677288 |
135,4576 |
|
2 |
135,4576 |
0,54183 |
0,677275 |
135,4549 |
|
3 |
135,4549 |
0,54182 |
0,677274 |
118,5229 |
|
3 |
118,5229 |
0,474091 |
0,675873 |
118,2777 |
|
3 |
118,2777 |
0,473111 |
0,67594 |
118,2895 |
|
4 |
118,2895 |
0,473158 |
0,675937 |
101,3905 |
|
4 |
101,3905 |
0,405562 |
0,686594 |
102,9891 |
|
4 |
102,9891 |
0,411956 |
0,685077 |
102,7616 |
|
4 |
102,7616 |
0,411046 |
0,685287 |
102,7930 |
|
5 |
102,7930 |
0,411172 |
0,685258 |
85,6572 |
|
5 |
85,6572 |
0,342629 |
0,707195 |
88,3994 |
|
5 |
88,3994 |
0,353598 |
0,702864 |
87,8580 |
|
5 |
87,8580 |
0,351432 |
0,703694 |
87,9618 |
Таблица 2.2 Результат расчёта средневзвешенного пластового давления в газовой
залежи.
|
год |
давление, атм |
давление, МПа |
|
0 |
225 |
22,5 |
|
1 |
156,5330 |
15,6533 |
|
2 |
135,4549 |
13,54549 |
|
3 |
118,2895 |
11,82895 |
|
4 |
102,7930 |
10,2793 |
|
5 |
87,9618 |
8,79618 |