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=2005,5 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=2012 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
5.4 Результати прогнозування на ЕОМ показників видобутку газу з покладу для різних варіантів та їх аналіз.
Врахувавши геологічну будову покладу горизонту НД-10, 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 5.7-5.9, а графічна інтерпретація результатів на графіках 5.4-5.6 Зведені результати прогнозування на ЕОМ показників видобутку газу з покладу для запроектованих варіантів приведені в таблиці 5.6.
Таблиця 5.6 – 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 ізоляції\ | 12,5 | 676,84 | 13 | 0,91
Як видно з таблиці 5.6 тривалість розробки є найменшою при впровадженні третього варіанту ?Р>Ру (після ізоляціі) 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.
Таблиця 5.7 – Результати розрахунку на ЕОМ показників розробки покладу для варіанту 1
Рік | Q(t), |
Qвид(t), млн.м3 | Рпл, МПа | Рвиб, МПа | Ру, МПа | ?Р, МПа | q(t), | n, шт
2007,5 | 37,79 | 408,9 | 3,887 | 0,709 | 0,644 | 3,178 | 8,849 | 13
2008 | 34,56 | 426,99 | 3,669 | 0,649 | 0,59 | 3,02 | 8,092 | 13
2008,5 | 31,35 | 443,46 | 3,47 | 0,59 | 0,536 | 2,88 | 7,342 | 13
2009 | 28,53 | 458,44 | 3,288 | 0,537 | 0,488 | 2,751 | 6,681 | 13
2009,5 | 26,03 | 472,08 | 3,121 | 0,491 | 0,446 | 2,631 | 6,094 | 13
2010 | 23,79 | 484,53 | 2,968 | 0,449 | 0,408 | 2,519 | 5,572 | 13
2010,5 | 21,8 | 494,93 | 2,827 | 0,412 | 0,374 | 2,416 | 5,106 | 13
2011 | 20,03 |
