4 | 0,912 | 0,014 | 1,02 | 0,0311 | 0,487 | 28,12

6 | 0,88 | 0,015 | 1,004 | 0,03135 | 0,479 | 35,06

8 | 0,855 | 0,015 | 0,991 | 0,03115 | 0,475 | 41,07

10 | 0,837 | 0,016 | 0,982 | 0,0314 | 0,463 | 46,41

12 | 0,824 | 0,018 | 0,976 | 0,03215 | 0,442 | 51,24

14 | 0,817 | 0,019 | 0,972 | 0,0325 | 0,426 | 55,59

16 | 0,814 | 0,02 | 0,97 | 0,0328 | 0,408 | 59,53

18 | 0,816 | 0,022 | 0,971 | 0,033 | 0,391 | 63,07

20 | 0,822 | 0,024 | 0,974 | 0,034 | 0,363 | 66,24

21,4 | 0,831 | 0,024 | 0,979 | 0,035 | 0,35 | 68,14

Рисунок 5.3 — Залежність робочого і мінімально необхідного дебітів від вибійного тиску

Як видно з рисунка, для забезпечення виносу рідини з вибою свердловин необхідно встановити вибійний тиск менший, ніж 0.1 МПа, що є неможливим. Тому для першого варіанту встановлюємо таку послідовність режимів: Р Ру. Експлуатуємо свердловини при постійній депресії Р МПа на пласт доки гирловий тиск не зменшиться до 0.38 МПа. Величина тиску 0.38 МПа необхідна для подачі підготовленого газу в магістральний газопровід (на Лубенську КС), а також для забезпечення місцевих споживачів побутовим газом.

ІІ варіант. Другий варіант передбачає такі технологічні режими: ?Р>Ру. Цей варіант відрізняється від попереднього тим, що свердловини будуть експлуатуватися після гілропіскоструминної перфорації, що за даними проекту мав би підвищити газовіддачу , внаслідок якої коефіцієнти фільтраційних опорів зменшились в п’ять разів. Визначимо, як при цьому змінились параметри “середньої свердловини”.

Визначимо абсолютні значення коефіцієнтів А і В після проведення ГПП:

Визначаємо постійні частини коефіцієнтів А і В, значення zсер і (мz)сер беремо з попереднього моменту часу.

Визначаємо дебіт “середньої свердловини”:

В попередньому наближенні значення zсер, (мz)сер, s і А беремо з попереднього моменту часу:

Визначимо за формулою Адамова тиск на вибою свердловини:

Оскільки , то наступного наближення не проводимо.

Рвиб=1,889 МПа

Знайдемо депресію на пласт:

5.2 Обґрунтування методики гідродинамічних розрахунків видобутку газу

5.2.1 Методика розрахунку показників розробки при ДP=const

Період спадаючого видобутку газу

Задаємось рядом послідовних значень часу t;

Визначаємо сумарний видобуток газу на момент часу t;

де n – число свердловин (n=const)

ц – коефіцієнт експлуатації, ц=0,9.

В цьому рівнянні є невідома величина – дебіт „середньої свердловини” q(t). У першому наближенні q(t)= q(tn-1). Після знаходження q(t) уточнюємо сумарний видобуток Qвид.

Для кожного значення t знаходимо середній пластовий тиск, використовуючи метод послідовного наближення:

Знаходимо вибійний тиск:

Для кожного значення і знаходимо коефіцієнти стисливості і динамічні коефіцієнти газу zвиб, zсер, мвиб, мпл

Знаходимо дебіт „середньої свердловини”

Із знайденим значенням q(t) повторюють всі розрахунки починаючи з пункту 2 і так до тих пір поки не буде досягнута задана точність у визначенні ;

Визначаємо темп відбору

Визначаємо тиск на гирлі свердловини методом послідовних наближень

В першому наближенні значення Ѕ і и беремо з попереднього моменту часу.

Алгоритм розрахунку

5.2.2 Методика розрахунку показників розробки при Ру=const

Період спадаючого видобутку

Задаємось рядом послідовних значень часу t;

Визначаємо сумарний видобуток газу на момент часу t;

де n – число свердловин (n=const)

ц – коефіцієнт експлуатації, ц=0,9.

Для кожного значення t знаходимо середній пластовий тиск, використовуючи метод послідовного наближення:

Знаходимо дебіт „середньої свердловини”

В першому наближенні значення Ѕ, и, zсер, (мz)сер беремо з попереднього моменту часу.

Методом послідовних наближень знаходимо вибійний тиск:

Для кожного значення і знаходимо коефіцієнти стисливості і динамічні коефіцієнти газу zвиб, zсер, мвиб, мпл

Повторюють всі розрахунки з пункту 4 і так до тих пір, поки не буде досягнута задана степінь точності у визначенні

Із знайденим значенням q(t) повторюють всі розрахунки з пункту 2 і так до тих пір, поки не буде досягнута задана степінь точності у визначенні .

Визначаємо темп відбору газу

Знаходимо депресію на пласт

Алгоритм розрахунку

5.3 Розрахунок “контрольних точок” для різних варіантів розробки покладу

Варіант 1

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