запаси газу становлять близько 172 млн. м3.
Найбільш точними є запаси , визначені по методу падіння пластового тиску за промисловими даними, ізврахуванням нової інформації, отриманої за результатами експлуатації нових свердловин.
Отже в подальших розрахунках приймаємо значення початкових запасів газу рівних 148,4 млн. м3.
Визначимо залишкові запаси газу
Таблиця 2.3 - Вихідні дані для знаходження зведеного газона-
сиченого порового об'єму для візейського покладу Комишнянського ГКР.
Рік роз- робки | Середній пластовий тиск на кінець року Pпл(t), МПа | Коефіцієнт стисли-вості Z | Pпл(t)/ Z(Pпл)
МПа | Сумарний видобуток газу Qвид(t), млн. м3 | Qвид2(t), [млнм3]2 | Pпл(t)/Z(Рпл)*Qвид(t),МПа
м3
1995 | 56,75 | 1,325 | 42,83 | 0,010 | 0,0001 | 0,4283
1996 | 56,3 | 1,317 | 42,749 | 0,015 | 0,000225 | 0,6412
1997 | 53,2 | 1,259 | 42,256 | 0,113 | 0,013 | 4,7749
1998 | 53 | 1,256 | 42,197 | 0,823 | 0,677 | 34,7281
1999 | 51,7 | 1,232 | 41,162 | 2,175 | 4,731 | 89,5273
2000 | 48,56 | 1,177 | 41,257 | 3,460 | 11,972 | 142,7492
2001 | 46,79 | 1,146 | 40,829 | 4,699 | 22,081 | 191,8555
2002 | 46,1 | 1,135 | 40,617 | 5,641 | 35,295 | 241,3056
2003 | 45,8 | 1,13 | 40,531 | 7,154 | 51,18 | 289,9588
2004 | 45,52 | 1,125 | 40,462 | 8,189 | 67,06 | 331,3433
2005 | 44,9 | 1,115 | 40,269 | 9,208 | 84,787 | 369,3789
Визначимо коефіцієнт поточного газовилучення
0,061 = 6,1%.
Запаси пластового газу по покладу В-16н становлять 148.4 мил.м3
Поточний сумарний видобуток конденсату 2,412 тис т.
Визначаємо запаси сухого газу за наступною формулою:
мил.м3
Визначаємо початкові запаси конденсату
кг
коефіцієнт поточного конденсатовилучення
0,006 = 0,6 %.
2.6. Прогнозування коефіцієнта кінцевого газовилучення.
Визначити коефіцієнт кінцевого газовилучення за методом кривої "середньої продуктивності" чи "прямої лінії" неможливо, оскільки річний видобуток газу на родовищі є постійним. Коефіцієнт кінцевого газовилучення залежить в основному від початкового і кінцевого пластового тиску. Визначаєм розрахунковим методом, а саме по аналітичних залежностях коефіцієнт кінцевого газовилучення к.:
По аналітичних залежностях виходячи із кінцевого значення пластового тиску матимемо :
а) =0,345+0,00113•Н (2.9)
H = 5810 м
=0,345+0,00113•5810=6,91 МПа.
(2.10)
Рпоч = 56,75 МПа
З попередніх розрахунків Zпоч = 1,325.
Zк = 0,875 .
= = 0,836 або 83,6 %.
б) (2.11)
=0,05•56,75 + 0,8274=3,66 МПа.
Zк = 0,923;
= 0,913 = або 91,3 %.
в) (2.12)
=0,12•56,75 +0,5309=7,34 Мпа , Zк = 0,87 ;
= = 0,826 або 82,6 %.
г) (2.13)
Рк = 0,1.56,75 = 5,67 МПа. Zк = 0,821 ;
= = 0,866 або 86,6 %.
Таким чином в результаті проведених розрахунків отримаємо наступні значення коефіцієнтів кінцевого газовилучення за аналітичними залежностями
= 83,6 %. = 82,6 %.
= 91,3 %. = 86,6 %.
Остоточно знаходжу середнє значення в к:
в к ср = = 86,05 %.
Висновки:
Аналітичні залежності по емпіричним формулам дали такі результати:
1 = 0,836 3 = 0,82
2 = 0,91 4 = 0,96
Виходячи з вище наведеного можна стверджувати, що очікуємий прогнозний коефіцієнт кінцевого газовилучення на Комишнянському родовищі становитиме 86,05 %. Цей коефіцієнт буде залежати від прийнятого варіанту дорозробки родовища та його експлуатації.
2.7. Прийняті заходи і результати контролю
і регулювання розробки покладу.
Контроль за розробкою Комишнянського ГКР спрямований на забезпечення ефективності прийнятої системи розробки. З метою отримання інформації для вибору оптимального технологічного режиму експлуатації свердловин, аналізу і контролю за процесами розробки родовища, а також виявлення окремих факторів, що впливають на продуктивну характеристику та умови експлуатації свердловин і покладів в цілому проводиться комплекс гідрогазодинамічних досліджень по кожній свердловині. Цей комплекс включає визначення дебітів газу, конденсату, визначення тиску і температури на гирлі та вибої, статичних тисків і температури на гирлі та вибої,
обводнення продукції свердловин, конденсатогазові фактори, проведення досліджень методом усталених відборів, методом відновлення тиску, дослідження на газоконденсатність.
Контроль за розробкою покладу передбачає побудову поточних карт ізобар, визначення середньо-зважених тисків на різні дати, карт дебітів і сумарних об'ємів по свердловинах і карт обводнення.
На основі отриманих матеріалів періодично уточнюються:
режими розробки покладів, відпрацювання їх по розрізу;
початкові, поточні й залишкові запаси газу, конденсату;
розподіл тиску по покладу та в законтурній зоні;
інтенсивність просування води;
температурний режим свердловин;
технічний стан свердловин.
Дослідження та періодичність з якою вони проводяться приведено в таблиці 2,4
Таблиця 2.4 - Види досліджень та періодичність їх проведення
Види досліджень | Періодичність проведення
Визначення дебітів:
газу
конденсату
Визначення динамічних тисків та температур
на гирлі
на вибої
Визначення статичних тисків та температур
на гирлі
на вибої
Визначення обводненості продукції
Визначення КГФ
Дослідження методом усталених відборів Дослідження методом відновлення тиску
Досліджень на конденсатність
1 раз на тиждень 1 раз на тиждень
1 раз на півроку 1 раз на півроку
1 раз на півроку 1 раз на півроку 1 раз на тиждень 1 раз на тиждень
1 раз на рік
1 раз на рік
1 раз на півроку
Спеціальні промислово-геофізичні дослідження слід проводити ,по всьому фонду експлуатаційних свердловин по мірі виникнення необхідності. , Обов'язковими є фонові виміри в обсадженій свердловині методами ГК, ГНК, ІННК, ТК, ЛМ у тому числі ГК, НГК та ТК по всьому стовбуру свердловини, які необхідно проводити не рідше одного разу в чотири роки і у випадку рішення спеціальних задач. При експлуатації свердловин проби води необхідно відбирати щоквартально (на експрес-аналіз), а в свердловинах з ознаками обводнення щомісячно (на повний аналіз).
З метою контролю за матеріальним балансом необхідно покращити якість вимірювання об'ємів видобутку газу, конденсату та води для чого рекомендується проведення систематичних досліджень свердловин
