Особливості проектування розробки.

1. Проектування розробки родовищ природних газів при водонапірному режимі.

2. Особливості проектування розробки газоконденсатних родовищ.

3. Проектування родовищ з високим питомим вмістом конденсату у пластовому газі та наявністю нафтової облямівки.

4. Визначення показників розробки газового родовища при водонапірному режимі

Розрахункова схема родовища. Основні рівняння. При проведенні розрахунків газо-

вий поклад зображають у вигляді укрупненої свердловини радіусом

площа газоносності (рис.7.4).

В розрахунках використовують такі формули і залежності.

1. Рівняння матеріального балансу для газового покладу при водонапірному режимі

(7.20)

— поточний поровий об'єм в газонасиченій і обводненій зонах покладу відповідно; — се­редні пластові тиски відповідно в газонасиченій частині пласта і обводненій зоні на момент часу t; — коефіцієнти надстисливості газу при пластовій температурі Т_пл і відповідно при тисках і

• — середній коефіцієнт залишкової газонасиченості в об­водненій зоні пласта.

2. Вираз для обводненого по-рового об'єму

де — сумарна кількість води, що надійшла в газовий поклад на момент часу t.

3. Формула для розрахунку Q_t(t)

де — сумарна кількість води, що надійшла в газовий поклад на момент часу — середній дебіт пластової води в моменти часу

4. Формула Дюгаої для витрати пластової води в обводненій зоні пласта в момент часу ґ

де — тиск на стінці укрупненої свердловини в момент часу — протитиск стовпа води, що надійшла в газовий поклад на момент часу — густина води; —

поточний радіус газоносності; — висота підйому фронту води над початковим положен­ням; — середній коефіцієнт фазової проникності для води в обводненій зоні газового по­кладу; — товщина газоносного пласта; — коефіцієнт динамічної в'язкості пластової води.

У формулі (7.23) тиск на руховій межі розділу газ - вода приймається рівним середньо­му тиску в газовому покладі в момент часу Л

5. Вираз для розрахунку тиску на стінці укрупненої свердловини в момент часу ґ

де (7.25)

К, к- відповідно коефіцієнти проникності і п'єзопровідності водоносного пласта; — безрозмірний час (параметр Фур'є); — табульована функція безрозмірного часу, яка визначається граничними умовами [5].

Таблиці функції 7( 7) складені для нескінченного (безмежного) за протяжністю (довжиною), скінченного замкнутого і відкритого водоносного пласта. Значення відповідно для покладу, який розміщений у нескінченному водоносному пласті і експлуатується з постійним в часі дебітом води, наведені нижче:

0,01 і 0,112; 0,05 і 0,229; 0,1 і 0,315; 0,15 і 0,376; 0,2 і 0,424; 0,25 і 0,469; 0,3 і 0,503; 0,4 і 0,504; 0,5 і 0,616; 0,6 і 0,659, 0,7 і 0,702; 0,8 і 0,735; 0,9 і 0,772; 1 і 0,802; 1,5 і 0,927; 2 і 1,02; 2,5 і 1,101; 3 і 1,169; 4 і 1,275; 5 і 1,362; 6 і 1,436; 7-і 1,5; 8 і 1,556; 9 і 1,604; 10 і 1,651; 15 і 1,829; 20 і 1,96; 25 і 2,067; 30 і 2,147; 40 і 2,282; 50 і 2,388; 60 і 2,476; 70 і 2,55; 80 і 2,615; 90 і 2,672; 100 і 2,733; 150 і 2,921; 200 і 3,064; 250 і 3,173; 300 і 3,263; 400 і 3,406; 500 і 3,516; 600 і 3,608; 700 і 3,684; 800 і 3,750; 900 і 3,809; 1000 і 3,86.

Зі спільного розв'язання рівнянь (7.19) - (7.24) одержують такий вираз для дебіту пла­стової води, яка надійшла в газовий поклад у момент часу.

Методика розрахунку показників розробки однопластового газово­го покладу при водонапірному режимі.

Періоди зростаючого і постійного видобутку газу.

1. Задаються рядом послідовних значень часу t.

2. Для кожного значення t встановлюють сумарний відбір газу і темп відбору газу .

3. Визначають безрозмірний час t (за формулою (7-25)).

4. За знаходять табульовану функцію безрозмірного часу (з відповідних таблиць залежно від граничних умов).

5. Обчислюють суму D (за формулою (7.27) ).

6. Визначають дебіт пластової води яка надходить в газовий поклад в момент часу t (за формулою 7.26)). При цьому тут і в подальших розрахунках до уточнення зна­чення окремих величин приймають рівними їх значенням на попередній момент часу чи беруть з попередньої ітерації.

7. Обчислюють сумарний об'єм води, яка надійшла в газовий поклад на момент часу (за формулою (7.22)).

8. Визначають поточні порові об'єми в обводненій зоні (за формулою (7.21)) і в газонасиченій частині покладу (з формули (7.20) ).

9. Знаходять поточне положення межі розділу газ-вода і висоту підйому газово­дяного контакту над початковим положенням y(t ). Для визначення )і використо­вують залежності одержані для конкретного родови­ща. Наближено можна знайти за формулами

де Н— поверх газоносності покладу

1.10 Шукають середній пластовий тиск в газонасиченій частині пласта на момент часу (зформули (7.19)).

1 .11. Знаходять тиск на початковому контурі газоносності в момент часу t

(за формулою (7.24) або з формули (7.23)).

12. Визначають середній пластовий тиск в обводненій зоні пласта і відповідниййому коефіцієнт надстисливості газу

13. Повторюють всі розрахунки, починаючи з п. 1.6 і так доти, поки не буде досягнуто заданого ступеня точності у визначенні

14. Обчислюють поточний коефіцієнт газовіддачі обводненої зони

На кожний момент часу після проведення розрахунків за п. 1.1 -1.14 знаходять парамет­ри роботи середньої свердловини і число свердловин n(t). При цьому необхідно враховувати можливість обводнення частини свердловин в процесі підйому газоводяного контакту. Для уточнення числа обводнених свердловин наносять на структур­ну карту і геологічні профілі поточне положення газоводяного контакту. В подальших роз­рахунках обводнені свердловини не враховують.

2. Період спадання видобутку газу. Розрахунки основних показників розробки газового покладу для періоду спадання видобутку газу проводять в аналогічній послідовності, що і для періодів зростаючого і постійного видобутку за винятком п.1.2, в якому сумарний видо­буток газу не задається, а визначається (за А, п.2.2). Крім цього, додатково проводиться ще один ітераційний процес. Після уточнення параметрів роботи середньої свердловини і числа свердловин rt(t) повторюють всі розрахунки, почина­ючи з п.2.2 (А) зі знайденими величинами q(t) і n(t) і т.д.

Крім розглянутої методики, запропоновані також точніші і спрощені методики. В відомих ускладнених методиках враховуються втрати тиску в газонасиченій частині пласта, пов'язані з фільтрацією газу і впливом сил тяжіння, зміна температури в межах газонасиченої товщини пластів, неоднорідність продуктивних пластів по площі та розрізу, а також двофазність руху (води і частини залишкового газу) і перемінність (змінність) коефіцієнтів фазової проникності для води і залишкової газонасиченості в обводненій зоні. В спрощених методиках прийняті різні допущення і наближення: нехтуються фільтраційні втрати тиску в обводненій зоні та про­титиск води, яка надходить у газовий поклад; не враховується защемлення в пористому середовищі газу водою; середній тиск в обводненій частині пласта приймається рівним середньому тиску в газонасиченій зоні або тиску на початковому контурі газоносності. Розрахунки показу­ють, що ускладнені методики слід застосовувати у випадку неоднорідних пластів, високої за­лишкової газонасиченості обводненої зони, а також після відбору з покладу понад 50 % газу від початкових запасів. У початковий період розробки газових покладів для оціночних розрахунків можуть знайти застосування окремі спрощені методики.