Водонапорный режим

При водонапорном режиме зависимость P/Z от Q_доб (уравнение (10)) будет нелинейной. В этом случае запасы газа можно определить по касательной, проведенной к начальному участку кривой падения давления.

Недостатки объемного метода:при подсчете запасов газа не только не учитываются фильтрационные параметры, но и исключаются из подсчета запасов низкопористые и низкопроницаемые пропластки, осредняются пара-метры

Недостатки метода падения пластового давления: не учитываются низкопроницаемые пропластки, осредняется пластовое давление.

Отмеченные выше недостатки методов подсчета запасов могут быть устранены принципиально новым подходом к оценке запасов газа, каким является использование геолого-математических моделей месторождений или их фрагментов массивного и пластового типов, учитывающих как емкостные, так и фильтрационные свойства каждого пропластка многослойного неоднородного пласта

-При моделировании используются все данные, получаемые различными методами исследования скважин, образцов породы и насыщающих пористой среды флюидов, независимо от их абсолютной величины;

-затем с помощью созданной модели проводятся расчеты разработки, и только в процессе разработки, в зависимости от емкостных и фильтрационных свойств на разной стадии разработки залежи или её фрагмента, включаются отдельные пропластки и, следовательно, происходит изменение величины извлекаемых запасов.

Запасы газа на модели фрагмента в газонасыщенных пропластках должны быть определены по формуле:

Q_из=(

Где Q_из- начальные запасы газа в газонасыщенных пропластках, -

плотность газа в пластовых условиях в ячейке ijk, (∆X, ∆y, ∆z)_ijk- размеры ячейки по координатным осям, ρ_ст-плотность при стандартных условиях.

Билет №21.

1. Основные периоды разработки газовых месторождений по величине годовых отборов. Обоснование продолжительности этих периодов.

Qгод

Величина годового отбора из месторождения зависит от этапа разработки нарастающего, постоянного или падающего.

На каждом этане разработ­ки величина Q_доб зависит от различных факторов. В частности от:

-числа буровых станков и бригад, особенно в период нарастающей добычи газа;

-готовности промысловых газосборных сетей и установок по подготовке газа;

-наличия транспортных систем it потребителя;

-продуктивности газоносных пластов.

-свойств и состава газа и газоконденсатной смеси;

-запасов газа, конденсата и нефти (при наличии нефтяной оторочки);

1-изменение суммарной добычи газа 2-изменение годового отбора

-технико-экономических показателей разработки залежи и др

Считается не­целесообразным:

• непрерывно наращивать годовые отборы и затем без поддержания некоторое время постоянного уровня снижать добычу (не по собственному желанию, а из-за невоз­можности сохранить такой уровень добычи). Если не выполнить это условие, то значи­тельные мощности промысловых коммуникаций, на строительство которых расходуются огромные средства, окажутся ненужными;

• ограничить годовые отборы, так как при этом процесс разработки продлится на­долго, вследствие чего большинство объектов месторождения: скважины, газосборные сети, установки по подготовке газа и т.д станут непригодными и опасными для дальней­шей эксплуатации,

Кроме того, считается целесообразным годовой отбор газа из газовых месторожде­ний в период постоянной добычи газа установить около 5% от начальных запасов газа, а также закончить период постоянного годового отбора из месторождения после извлечения 60% запасов газа из вертикальной скважины и 75% из горизонтальной. Период возрастающей добычи зависит от:

-размеров залежи

-запасов

-от глубины залегания

-расположения (от прир.условий)

-газопроводной сети

-необходимости строить дороги

-от наличия буровых бригад

-от наличия буровых установок

Период постоянной добычи удобен тем, что практические затраты будут постоянны, задействованное оборудование работает в постоянном режиме.

Период падающей добычи характеризуется постоянным количеством скважин и длится до тех пор пока затраты не превысят расходы.