6,75 | 0,88376 | 0,01290 | 0,87492 | 0,01221 | 0,86599 | 0,01106

7,00 | 0,88089 | 0,01299 | 0,87182 | 0,01230 | 0,86268 | 0,01115

7,25 | 0,87811 | 0,01307 | 0,86883 | 0,01239 | 0,85946 | 0,01126

7,50 | 0,87543 | 0,01316 | 0,86593 | 0,01249 | 0,85636 | 0,01136

7,75 | 0,87283 | 0,01325 | 0,86313 | 0,01259 | 0,85335 | 0,01147

8,00 | 0,87032 | 0,01334 | 0,86042 | 0,01269 | 0,85045 | 0,01157

8,25 | 0,86790 | 0,01344 | 0,85780 | 0,01279 | 0,84764 | 0,01169

8,50 | 0,86556 | 0,01353 | 0,85528 | 0,01289 | 0,84494 | 0,01180

8,75 | 0,86331 | 0,01363 | 0,85285 | 0,01300 | 0,84235 | 0,01192

9,00 | 0,86115 | 0,01373 | 0,85051 | 0,01311 | 0,83981 | 0,01203

Знаходимо параметр e:

Визначимо критичну густина газу:

Обчислюємо приведену густину:

Знаходимо динамічний коефіцієнт в’язкості газу при атмосферному тиску:

В залежності від величини приведеної густини газу знаходимо динамічний коефіцієнт в’язкості газу при заданих термобаричних умовах:

Отже при тиску 8,87 МПа і пластовій температурі коефіцієнт динамічної в’язкості газу знаходимо за формулою:

Аналогічно визначаємо значення коефіцієнта динамічної в’язкості задавшись рядом значень тисків від початкового до нуля при пластовій, гирловій та середній температурах. Результати обчислень наведено в таблиці 5.2. і будуємо графік даної залежності (рисунок 5.2)

Знаходимо зведений газонасичений поровий об’єм, враховуючи початкові запаси газу знайдені за методом падіння пластового тиску в розділі 2 даного проекту.

Далі методом послідовних наближень уточнюємо пластовий тиск на 01.01.2007р.

В першому наближенні приймаємо значення поточного пластового тиску рівним промисловому значенню . По таблиці 5.2 .

Оскільки , то продовжуємо розрахунки. В другому наближенні (таблиця 5.2).

Оскільки , то розрахунок продовжуємо. В третьому наближенні (таблиця 5.2).

Оскільки , то подальший розрахунок не проводимо і приймаємо .

Визначаємо параметри роботи „середньої свердловини” використовуючи дані з таблиці 5.3.

Таблиця 5.3 – Режими роботи свердловин покладу НД-10-12 Більче-Волицького родовища на 01.01.2006 р.

№ св-ни | Дебіт газу qг, тис.м3/д | Гирловий тиск, Ру, МПа | Глибина свердловини до середини інтервалу перфорації, м | Коефіцієнти фільтраційних опорів

А, |

В,

БВ-9 | 25,5 | 1,37 | 910 | 0,5772 | 0,00115

БВ-18 | 16,3 | 1,36 | 915 | 1,67 | 0,0837

БВ-27 | 13,4 | 1,45 | 1034 | 1,0579 | 0,03462

БВ-200 | 10,3 | 1,38 | 880,2 | 1,0582 | 0,0962

БВ-502 | 7,9 | 1,38 | 880 | 0,5291 | 0,00338

БВ-505 | 17,4 | 1,37 | 917,1 | 0,7696 | 0,01125

БВ-508 | 10,5 | 1,6 | 920 | 1,8276 | 0,02838

БВ-510 | 0,8 | 1,43 | 917 | 0,2062 | 0,0029

БВ-516 | 1,9 | 1,29 | 923,0 | 1,5007 | 0,01725

БВ-517 | 1,4 | 1,41 | 963,3 | 1,1399 | 0,094

БВ-520 | 17,1 | 1,42 | 918,3 | 1,6316 | 0,0143

БВ-521 | 1,6 | 1,32 | 915,2 | 1,4385 | 0,0465

БВ-522 | 12,8 | 1,18 | 931,9 | 1,3437 | 0,05185

„середня” | 10,762 | 1,41 | 925 | 1,144 | 0,033

Дебіт „середньої свердловини”

Середній тиск на гирлі свердловини визначаємо з формули

Знаходимо середнє значення коефіцієнтів фільтраційних опорів А і В

Методом послідовних наближень знаходимо тиск на вибої „середньої свердловини”

В першому наближенні значення вибійного тиску приймаємо рівним поточному пластовому тиску .

Визначаємо середній по стовбуру свердловини тиск:

Знаходимо значення коефіцієнта стисливості газу (таблиця 5.2).

Визначаємо параметр :

Визначаємо параметр

де - внутрішній діаметр колони труб, см

- коефіцієнт гідравлічного опору

За промисловими даними визначимо коефіцієнт гідравлічного опору .

Коефіцієнт гідравлічного опору залежить від режиму руху і характеру поверхні стінок труб. При швидкостях руху газу, що трапляються на практиці, коефіцієнт залежить в основному від числа Рейнольда Re і відносної шорсткості труб е, які визначаються за формулами:

де м –динамічний коефіцієнт в’язкості газу при Рсер і Тсер, мПа·с. З таблиці 5.2 визначаємо

g – дебіт свердловини тис.м3/д;

dвн – внутрішній діаметр НКТ, см

де lк – абсолютна шорсткість труб, мм

Для труб, якими оснащені більшість свердловин Більче-Волицького родовища lк=0,12 мм

При дебітах газу менше 15 тис.м3/д для труб dвн=6,2 см коефіцієнт гідравлічного опору можна визначити за формулою:

При подальших розрахунках будемо використовувати значення .

Тоді вибійний тиск дорівнює:

Оскільки , то проводимо друге наближення.

Визначаємо середній тиск по стовбуру свердловини:

Знаходимо з таблиці 5.2 коефіцієнт стисливості газу .

Обчислюємо параметри Ѕ і и:

Визначаємо вибійний тиск:

Оскільки , то подальших розрахунків не проводимо. Приймаємо .

Знайдемо значення вибійного тиску із рівняння припливу:

Оскільки за основу для подальших розрахунків приймаємо значення вибійного тиску визначеного за формулою Адамова. .

Користуючись двочленною формулою припливу , уточнюємо значення коефіцієнта фільтраційного опору Асер.

Визначаємо постійні частини коефіцієнтів фільтраційних опорів Асер і Всер:

Для цього спочатку знаходимо значення коефіцієнтів стисливості та динамічних коефіцієнтів в’язкості при середніх пластових термобаричних умовах.

Остаточно отримуємо:

Визначаємо депресію тиску на пласт:

Усі дані, необхідні для прогнозування видобутку газу з покладу НД-10-12, зводимо в таблицю 5.4.

Таблиця 5.4 – Вихідні дані для прогнозування видобутку газу

Показники | Значення

1 | 2

Середня глибина залягання покладу, м | 925

Зведений газонасичений поровий об’єм, млн.м3/МПа | 72,33

Відносна густина газу | 0,57

Початкові запаси газу, млн.м3 | 744

Початковий пластовий тиск, МПа | 8,87

Пластова температура, К | 307

Гирлова температура, К | 284

Внутрішній діаметр НКТ, см | 6,2

Коефіцієнт гідравлічного опору | 0,023

Коефіцієнт резерву | 1,15

Поточні показники (на 01.01.2004 р.)

Сумарний видобуток газу, млн.м3 | 387,2

Поточний пластовий тиск, МПа | 4,508

Поточний вибійний тиск, МПа | 1,541

Депресія на пласт, МПа |