відбору газу
Обчислюємо депресію на пласт
Варіант 2
Період спадаючого видобутку газу
2. Технологічний режим Ру=0,2 МПа=const
Задаємось значенням часу t=2017 рік
Визначаємо сумарний видобуток газу на момент часу t
В першому наближенні значення дебіту “середньої свердловини” беремо з попереднього моменту часу q(t)=1,35 тис.м3/д
Методом послідовних наближень визначаємо пластовий тиск:
В першому наближенні значення пластового тиску беремо з попереднього моменту часу =1,406 МПа
Оскільки , то пластовий тиск уточнюємо далі:
Оскільки , то далі пластовий тиск не уточнюємо.
Приймаємо =1,369 МПа
Методом послідовних наближень визначаємо дебіт “середньої свердловини”
В першому наближенні значення вибійного тиску беремо з попереднього моменту часу
Методом послідовних наближень визначаємо вибійний тиск:
Оскільки , то вибійний тиск далі уточнювати не будемо .
Повторюємо всі розрахунки з пункту 2.2, доки не буде досягнуто задана степінь точності у визначенні
Методом послідовних наближень визначаємо пластовий тиск.
В першому наближенні значення пластового тиску беремо з попереднього перерахунку сумарного видобутку =1,369 МПа
Оскільки , то далі пластовий тиск не уточнюємо.
Знаходимо темп відбору газу
Обчислюємо депресію на пласт
Варіант 3
Період спадаючого видобутку газу
1. Технологічний режим
Задаємось значенням часу t=2004,5 рік
Визначаємо сумарний видобуток газу на момент t
В першому наближенні значення дебіту “середньої свердловини” беремо з попереднього моменту часу q(t)=13,388 тис.м3/д
Методом послідовних наближень визначаємо пластовий тиск:
В першому наближенні значення пластового тиску беремо з попереднього моменту часу =3,535 МПа
Оскільки , то уточнюємо пластовий тиск далі.
Оскільки , то уточнюємо пластовий тиск далі.
Оскільки , то далі пластовий тиск не уточнюємо. Приймаємо =3,191 МПа
Обчислюємо вибійний тиск
Використовуючи значення і визначаємо параметри газу:
Знаходимо дебіт “середньої свердловини”:
Повторюємо всі розрахунки починаючи з пункту 1.2
1.2 За значенням обчисленого дебіту уточнюємо сумарний видобуток газу на момент часу
1.3 Методом послідовних наближень визначаємо пластовий тиск. В першому наближенні значення пластового тиску беремо з попереднього перерахунку сумарного видобутку =3,191 МПа
Оскільки , то далі пластовий тиск не уточнюємо. Приймаємо =3,211 МПа.
1.4 Обчислюємо вибійний тиск
1.5 Використовуючи значення і визначаємо параметри газу:
1.6 Знаходимо дебіт “середньої свердловини”:
1.8 Знаходимо річний темп відбору газу:
1.9 Методом послідовних наближень визначаємо гирловий тиск:
В першому наближенні значення гирлового тиску беремо з попереднього моменту часу. =0,821 МПа
Оскільки то уточнюємо далі гирловий тиск.
Оскільки то далі гирловий тиск не уточнюємо
Приймаємо =0,51 МПа
2. Технологічний режим Ру=0,2 МПа=const
Задаємось значенням часу t=2011 рік
Визначаємо сумарний видобуток газу на момент часу t
В першому наближенні значення дебіту “середньої свердловини” беремо з попереднього моменту часу q(t)=2,531 тис.м3/д
Методом послідовних наближень визначаємо пластовий тиск:
В першому наближенні значення пластового тиску беремо з попереднього моменту часу =1,38 МПа
Оскільки , то пластовий тиск уточнюємо далі:
Оскільки , то далі пластовий тиск не уточнюємо.
Приймаємо =1,313 МПа
Методом послідовних наближень визначаємо дебіт “середньої свердловини”
В першому наближенні значення вибійного тиску беремо з попереднього моменту часу
Методом послідовних наближень визначаємо вибійний тиск:
Оскільки , то вибійний тиск далі уточнювати не будемо .
Повторюємо всі розрахунки з пункту 2.2, доки не буде досягнуто задана степінь точності у визначенні
Методом послідовних наближень визначаємо пластовий тиск.
В першому наближенні значення пластового тиску беремо з попереднього перерахунку сумарного видобутку =1,313 МПа
Оскільки , то далі пластовий тиск не уточнюємо.
Знаходимо темп відбору газу
Обчислюємо депресію на пласт
6.4 Результати прогнозування на ЕОМ показників видобутку газу з покладу для різних варіантів та їх аналіз.
Врахувавши геологічну будову покладу горизонту НД-10-12, фізико-хімічні властивості свердловинної продукції та особливості системи збору і підготовки газу, а також те, що з покладу видобуто більше половини запасів газу, було запроектовано три варіанти розробки покладу.
Результати прогнозування на ЕОМ показників видобутку газу з покладу для запропонованих варіантів, наведені в таблицях 6.2-6.4. Зведені результати прогнозування на ЕОМ показників видобутку газу з покладу для запроектованих варіантів приведені в таблиці 6.5.
Таблиця 6.5 – Результати прогнозування на ЕОМ показників видобутку газу з покладу горизонту НД-10-12 для запроектованих варіантів
Варіант розробки покладу | Тривалість періоду розробки, t, роки | Сумарний видобуток газу з покладу, Qвид(t), млн.м3 | Кількість свердловин, n, штук | Коефіцієнт кінцевого газовилучення,
вк
Wвиб>Ру | 23,5 | 647,0 | 13 | 0,87
?Р>Ру | 24 | 677,62 | 13 | 0,911
?Р>Ру
(після СКО) | 12,5 | 676,84 | 13 | 0,91
Як видно з таблиці 6.5 тривалість розробки є найменшою при впровадженні третього варіанту ?Р>Ру (після СКО) і становить 12,5 років при впровадженні цього варіанту спостерігається і високий коефіцієнт кінцевого газовилучення ?к=0,91 (при впровадженні другого варіанту ?Р>Ру коефіцієнт кінцевого газовилучення дещо більший і становить 0,94, але тривалість розробки майже в два рази більша (24 роки).
Перший варіант розробки Wвиб>Ру повинен забезпечити стійке фонтанування свердловин з виносом рідини на поверхню, але для забезпечення необхідної швидкості на вибої Wвиб=5,002 м/с необхідно зменшити тиск на вибої, що призведе до збільшення депресії з 2,967 до 3,528 МПа, тривалість розробки при цьому буде 23,5 років, коефіцієнт кінцевого нафтовилучення ?к=0,87.
Другий варіант ?Р>Ру характеризується найвищий коефіцієнтом кінцевого газовилучення 0,911 і найбільшою тривалістю періоду розробки покладу 24 роки, що пояснюється великим значенням фільтраційних опорів при вибійної зони свердловини.
6.5 Рекомендації щодо реалізації рекомендованого варіанту розробки покладу
Вибір оптимального варіанту здійснюється на основі розрахунку народногосподарського ефекту, який визначається за формулою:
де Ц – відпускна ціна газу, грн./тис.м3;
Q(t) – річний видобуток газу в t-му році, тис.м3;
Е – коефіцієнт витрат і нерівномірності реалізації газу
K(t) – капітальні вкладення у видобуток газу, грн.;
е(t) – експлуатаційні витрати, грн./тис.м3.
При Ц=165 грн/тис.м3, Е=0,13 і приведених експлуатаційних витратах е=55 грн/тис.м3 проводимо розрахунок народногосподарського ефекту з допомогою ЕОМ, отримані результати заносимо в таблицю 6.6.
Таблиця 6.6 – Результати розрахунку народногосподарського ефекту по різних варіантах