50 | 0,045 | 0,067 | 0,194

52 | 0,046 | 0,068 | 0,198

54 | 0,047 | 0,069 | 0,202

56 | 0,047 | 0,07 | 0,205

57 | 0,048 | 0,071 | 0,208

кр=106,9514+99,2760,927= 198,98

пр= (3485,340,92756,7) / (1,326198,98398)=1,753 ,б/р

М=28,970,927 = 26,855.

Так як 0,3 пр=1,758 2, то (P,t) обчислюємо за формулою:

МПас.

Рисунок 5.2 – Графіки залежностей коефіцієнта динамічної

в'язкості газу від тиску при Тпл, Тср і Тгир.

5)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

В першому наближенні приймаємо, що

Друге наближення: ,

.

Оскільки , то розрахунок продовжуємо.

Оскільки , то розрахунок продовжуємо.

Третє наближення: ,

.

Оскільки , то розрахунок продовжуємо.

Четвертє наближення: ,

.

Оскільки , то розрахунки припиняємо прийнявши поточний пластовий тиск рівний 45,5 МПа

Таблиця 5.3 – Режими роботи свердловин покладу В-16н

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

А, |

В, 10-3

2 | 0,5 | 12 | 4970 | 25,67 | 0,39

488 | 0,2 | 12 | 5072 | 97,34 | 0,01

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 5.1).

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 Рейнольдса 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 Комишнянського 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:

Визначаємо 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 В-16н , зводимо в таблицю 5.4.

Таблиця 5.4 – Вихідні дані для прогнозування видобутку газу

Показники | Значення

1 | 2

Середня глибина залягання покладу, м | 5021

Зведений газонасичений поровий об’єм, млн.м3/МПа | 3,471

Відносна густина газу | 0,927

Початкові запаси газу, млн.м3 | 148,4

Початковий пластовий тиск, МПа | 56,7

Пластова температура, К | 398

Гирлова температура, К | 283

Внутрішній діаметр НКТ, см | 6,2

Коефіцієнт гідравлічного опору | 0,036

Коефіцієнт резерву | 1,15

Поточні показники (на 01.01.2006 р.)

Сумарний видобуток газу, млн.м3 | 9,2

Поточний пластовий тиск, МПа | 45,5

Поточний вибійний тиск, МПа | 38,77

Депресія на пласт, МПа | 6,73

Поточний гирловий тиск, МПа | 12

Дебіт, тис.м3/д | 0,35

Коефіцієнт фільтраційного опору А, 105 | 1,355

Кількість експлуатаційних свердловин | 2

Коефіцієнт фільтраційного опору В, *10-4 | 3,156

5.1.3 Вибір розрахункових варіантів

І варіант. Поклад горизонту В-16н можна віднести, за початковими видобувними запасами, до дрібної групи. З нього відібрано 6,1% газу, а пластовий тиск знизився до 45,5 МПа, Враховуючи те, що буріння нових свердловин потребує значних капіталовкладень, а залишкові запаси газу є незначними, при подальшій розробці родовища найбільш доцільно перейти до періоду спадаючого видобутку газу.

Оскільки вибої свердловин покладу в процесі експлуатації забруднюються пластовою рідиною ( випавшим конденсатом і водою, яка поступає з пласта), то для попередження їх глушіння необхідно створити на вибої такі умови, щоб потік пластового газу виносив на поверхню всю пластову рідину.

Визначимо, чи можлива ефективна експлуатація свердловин на режимі Wвиб(t) = Const

Для цього потрібно визначити вибійний тиск при якому робочий і мінімально необхідний дебіти зрівнюються. Щоб розв'язати поставлену задачу, задаємось рядом значень вибійного тиску і знаходимо мінімально необхідний дебіт газу для заданих значень вибійного тиску за формулою

Для прикладу розглянемо розрахунок при . По таблиці 5.2 чи по графіках (рис. 5.1, 5.2) визначаємо:

По інших значеннях вибійного тиску розрахунки виконуємо аналогічно, а результати зводимо в таблицю 5.5.

Таблиця 5.5 – Результати визначення вибійного тиску при якому забезпечується винесення рідини із свердловини

Вибійний тиск, Рвиб, МПа | ,

мПа·с | ,

мПа·с | Робочий дебіт, q(t), |

Мінімально необхідний дебіт qмн,

1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7

0,5 | 0,987 | 0,013 | 1,057 | 0,031 | 0,494 | 9,5

1 | 0,975 | 0,013 | 1,051 | 0,031 | 0,493 | 13,6

2 | 0.952 | 0,013 | 1,039 | 0,03101 | 0,492 | 19,46

3 | 0,931 | 0,014 | 1,029 | 0,03109 |