2.2 Расчёт динамики средневзвешенного пластового давления в
газоконденсатной залежи
В целом задача аналогична предыдущей за исключением того, что по причине выпадения в пласте конденсата поровый объем, занятый газовой фазой, становится переменной величиной. Данный объем корректируется величиной пластовых потерь конденсата и определяется долей выпавшей углеводородной жидкости, являющейся функцией давления. В рассматриваемом случае текущие запасы газа в залежи определяются по формуле:
,
(2.4)
где
- объемная доля жидкой фазы.
Соотношение между начальными, текущими и отобранными запасами принимает вид
,
(2.5)
(при начальном давлении жидкая фаза отсутствует), откуда следует итерационная схема для расчета динамики пластового давления:
.
(2.6)
Таблица 2.3 Расчёт средневзвешенного пластового давления в газоконденсатной
залежи
|
t |
p(υ) |
p* |
z |
φ |
p(υ+1) |
|
1 |
250 |
1 |
1 |
0 |
225 |
|
1 |
225 |
0,9 |
0,883 |
0,04125 |
207,2229 |
|
1 |
207,2229 |
0,828892 |
0,815621 |
0,066019 |
196,4866 |
|
1 |
196,4866 |
0,785946 |
0,781295 |
0,079142 |
190,8995 |
|
1 |
190,8995 |
0,763598 |
0,765329 |
0,085424 |
188,2829 |
|
1 |
188,2829 |
0,753132 |
0,758298 |
0,088237 |
187,1287 |
|
1 |
187,1287 |
0,748515 |
0,755288 |
0,089451 |
186,6344 |
|
1 |
186,6344 |
0,746538 |
0,754015 |
0,089967 |
186,4255 |
|
1 |
186,4255 |
0,745702 |
0,75348 |
0,090184 |
186,3377 |
|
2 |
186,3377 |
0,745351 |
0,753256 |
0,090275 |
165,6008 |
|
2 |
165,6008 |
0,662403 |
0,709287 |
0,109179 |
159,2435 |
|
2 |
159,2435 |
0,636974 |
0,69939 |
0,113941 |
157,8655 |
|
2 |
157,8655 |
0,631462 |
0,697467 |
0,11491 |
157,6035 |
|
2 |
157,6035 |
0,630414 |
0,69711 |
0,115091 |
157,5552 |
|
2 |
157,5552 |
0,630221 |
0,697045 |
0,115124 |
157,5464 |
|
2 |
157,5464 |
0,630185 |
0,697033 |
0,11513 |
157,5448 |
|
3 |
157,5448 |
0,630179 |
0,697031 |
0,115132 |
137,8514 |
|
3 |
137,8514 |
0,551406 |
0,678435 |
0,126404 |
135,9051 |
|
3 |
135,9051 |
0,54362 |
0,677474 |
0,127265 |
135,8464 |
|
3 |
135,8464 |
0,543385 |
0,677447 |
0,12729 |
135,845 |
|
4 |
135,845 |
0,54338 |
0,677446 |
0,127291 |
116,4385 |
|
4 |
116,4385 |
0,465754 |
0,676525 |
0,133379 |
117,0969 |
|
4 |
117,0969 |
0,468388 |
0,676299 |
0,133246 |
117,04 |
|
5 |
117,04 |
0,46816 |
0,676318 |
0,133258 |
97,53736 |
|
5 |
97,53736 |
0,390149 |
0,690687 |
0,134964 |
99,8061 |
|
5 |
99,8061 |
0,399224 |
0,688202 |
0,135 |
99,45119 |
|
5 |
99,45119 |
0,397805 |
0,688577 |
0,134998 |
99,50514 |
|
5 |
99,50514 |
0,398021 |
0,68852 |
0,134999 |
99,4969 |
Таблица 2.4 Результат расчёта средневзвешенного пластового давления в
газоконденсатной залежи
|
год |
давление, атм |
φ |
давление, МПа |
|
0 |
225 |
0 |
22,5 |
|
1 |
186,3377212 |
0,090184 |
18,63377212 |
|
2 |
157,5447529 |
0,11513 |
15,75447529 |
|
3 |
135,8449583 |
0,12729 |
13,58339583 |
|
4 |
117,0400032 |
0,133246 |
11,70400032 |
|
5 |
99,49690404 |
0,134999 |
9,949690404 |
По результатам расчёта строим график распределения средневзвешенного пластового давления в газовой и газоконденсатной залежи
Рисунок 2.1 - График распределения средневзвешенного пластового давления в
газовой и газоконденсатной залежи
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Из графиков видно, что средневзвешенное пластовое давление в газовой залежи снижается быстрее чем в газоконденсатной залежи, это объясняется тем, что при снижении давления из газожидкостной смеси выпадает конденсат. Доля этого
конденсата увеличивается в процессе разработки.
БИБЛИОГРАФИЧЕСКИЙ СПИСОК
1. Закиров С.Н. Разработка газовых, газоконденсатных и нефтегазокон-
денсатных месторождений. С.Н. Закиров. – М.: Струна, 1998. – 628 с.
2. Назаров А.В. Курсовая работа по численным методам решения задач
нефтегазопромысловой механики (Текст): Метод. указания. - Ухта: УГТУ,
2005. - 14 с.