Qзап. поч. =Щ*·Рпоч/Zпоч (2.2)

Уточнюючи запаси газу за промисловими даними будуємо залежність Рпл(t)/Z(Рпл)=f (Qвид(t)) (рис. 2. 1. ). Відкидаємо явно дефектні точки (точка 5).

Далі для визначення Щ* скористаємося методом найменьших квадратів при невідомому значенні Рпоч.

, (2.3)

Визначаємо початковий зведений пластовий тиск

МПа (2.4)

За формулою (2.2) визначаємо початкові запаси газу

Qзап. поч. =Щ*·Рпоч/Zпоч=5,167959·36,813875=190 млн. м3.

Початкові запаси газу Вигодського покладу визначені в ДКЗ складають 682 млн. м3. В нашому випадку вони склали 190 млн. м3. Для подальших розрахунків приймаємо

Qзап. поч. = 190 млн. м3.

Визначаємо залишкові запаси газу за формулами:

Qзап. зал. =Qзап. поч. – Qвид(t) (2.4)

де Qвид(t)–сумарний видобуток газу на даний період, млн. м3.

Qзап. зал. = 190–84,09=105,91 млн. м3

7. Визначення поточних і прогнозування кінцевих коефіцієнтів газоконденсатовилучення

Визначаєм розрахунковим методом коефіцієнт поточного газовилучення впот. :

впот.= (2.6)

Визначаємо коефіцієнт кінцевого газовилучення за методом “середньої продуктивності”, “прямої лінії” та залежності від початкового і кінцевого пластового тиску. Для наближеної оцінки кінцевого пластового тиску використаємо наступні залежності:

, (2.7)

де Н — середня глибина залягання родовища.

Коефіцієнт кінцевого газовилучення визначається за формулою:

вк=1– (2.8)

де Рк–кінцевий пластовий тиск, тиск на момент припинення розробки родовища, МПа;

Z(Рк)–коефіцієнт надстисливості газу при Рк. ;

Рпоч. –початковий пластовий тиск, МПа;

Zпоч. –коефіцієнт надстисливості газу при Рпоч.

Визначимо коефіцієнт недстисливості газу при кінцевому значенні пластивого тиску. Для цього попередньо визначимо середньокритичні значення тиску і температури:

Рср. кр. =4, 892–0, 4048·с=4, 892–0, 4048·0, 57=4, 661

Тср. кр. =94, 717+170, 8·с=94, 717+170, 8·0, 57=192, 073

Приведені значення тиску і температури:

Рпр. = (2.9)

Тпр. = (2.10)

Тоді, коефіцієнт нaдстисливості газу :

Z(Рк)=(0, 4·lg Тпр. +0. 73)Рпр+0, 1· Рпр (2.11)

Z(Рк)=(0, 4·lg1, 655+0, 73)0, 471+0, 1·0, 471=0, 956

Тоді

вк=1–

Результати інших оборахунків проводимо аналогічно (дивитися таблицю 2.3).

Таблиця 2.3 — Визначення коефіцієнта кінцевого газовилучення Бухтівецького газоконденсатного родовища.

Кінцевий пластовий тиск,

Рк, МПа | Коефіцієнт стисливості газу Z(Pк) | Коефіцієнт кінцевого газовилучення

2.64229 | 0.949 | 0.891196

1.9559 | 0.961 | 0.920477

3.1673 | 0.940 | 0.868364

Визначаємо коефіцієнт кінцевого газовилучення за методом “середньої продуктивності”

Роки | Річний

видобуток газу

млн. м3/р | Сумарний відбір газу,

млн. м3. | Ln(Qрічн.) | Роки | Річний

видобуток газу

млн. м3/р

6 | 0.4 | 60.16 | 12,89 | 18 | 0,806

7 | 1. 61 | 65.32 | 14,29 | 19 | 0,729

8 | 5. 16 | 65.7 | 15,45 | 20 | 0,66

9 | 0. 38 | 68. 8 | 12,84 | 21 | 0,54

10 | 2. 28 | 71. 1 | 14,64 | 22 | 0,488

11 | 5. 46 | 73.5 | 15,51 | 23 | 0,442

12 | 5. 2 | 77.01 | 15,46 | 24 | 0,4

13 | 1.898 | 78.91 | 14,45 | 25 | 0,327

14 | 2.547 | 81.46 | 14,75 | 26 | 0,296

15 | 0.886 | 82.34 | 13,69 | 27 | 0,268

16 | 0.935 | 83.28 | 13,74 | 28 | 0,242

17 | 0.81 | 84.09 | 13,6 | 29 | 0,219

30 | 0,209

31 | 0,198

Визначаємо рентабельний дебіт

визначаємо логарифм із рентабельного дебіту

Будуємо залежність ln(Qріч) від часу(років), і наносимо значення логарифму від рентабельного дебіту на нього ( червоним кольором), таким чином ми визначим час розробки родовища. Провівши лінію з кожного року (вісь х) до перетину з лінією і екстраполювавши її на вісь у визначаємо річний видобуток газу для кожного року.

Визначаємо коефіцієнт кінцевого газовилучення

8. Прийняті заходи і результати контролю та регулювання розробки покладу

Для контролю за станом розробки покладу на родовищі проводять гідродинамічні дослідження.

Для раціональної розробки газових покладів Бухтівецького родовища необхідно вивчати підземні фізичні умови кожної свердловини.

На родовищі були виконані такі роботи:

1. Дебіти газу, для визначення продуктивної характеристики свердловин, вимірювалися за допомогою прувера;

2. Пластові тиски визначалися по величинах статичних в затрубному просторі.

3. Вибійні тиски на режимах фільтрації розраховувались з використанням барометричної формули по величинах тиску нерухомого стовбуру газу.

4. Пластові температури в свердловинах замірені при виконанні промислово–геофізичних робіт.

Також проводиться контроль за просуванням в поклад пластових вод та регулюється їх поступлення.

Дослідження дозволяють зробити висновки про характер зміни фільтраційних параметрів пласта по родовищу, що дає змогу регулювати розробку покладу.

9. Висновки про стан розробки покладу та рекомендації щодо його покращення

Комплексний аналіз геологічної будови родовища, стану його розробки, результатів досліджень експлуатаційних свердловин дозволяє зробити висновок що стан розробки покладу можна вважати задовільним. Це пояснюється тим, що при значних запасах газу на родовищі одночасна робота свердловин 16–Бх., 17–Бх., 18–Бх. та 51–Бх. неможлива в зв’язку з різними робочими тисками на голівках свердловин. Це не дозволяє в повній мірі використовувати можливості продуктивних пластів Бухтівецького родовища.

Крім того, незначний дебіт свердловини 16–Бх., яка експлуатує найбільший за запасами Вигодський поклад, при високому пластовому тиску 18,2 МПа і досить непоганих колекторських властивостях свідчить про значне забруднення привибійної зони пласта.

На даний час триває період постійного видобутку газу з покладу. В останній період на родовищі спостерігається просування пластових вод в поклад, також при дослідженні свердловини 16–Бх. на стаціонарних режимах фільтрації спостерігалося утворення гідратів в стовбурі свердловини при депресії на пласт до 7,2 МПа.

Так, як родовище розробляється на виснаження . то відбувається випадання конденсату в пласті, що призводить до погіршення фільтраційних властивостей пластів та зменшення дебіту газу. Тому необхідно вжити відповідні заходи щодо забезпечення стабільної роботи свердловин