- пластовий тиск, МПа;

- коефіцієнт стисливості газу при

Підставимо значення в формулу (2,2) з таблиці 2.2, отримаємо :

м

Підтавляємо отримані значення в формулу (2.1)

Отримане значення початкових запасів газу горизонтів ВД-9-14 Свидницького газового родовища відрізняються від запасів прийнятих в ДКЗ (4257млн.м3), тому в подальших розрахунках будемо користуватись знайденим значенням, тобто Q зап.поч.=5396млн.мз.

2.7 Визначення поточних і прогнозування кінцевих коефіцієнтів газоконденсатовилучення

Визначення поточних і прогнозування кінцевих коефіцієнтів газоконденсатовилучення здійснимо за кількома методами:

Метод кривої середньої продуктивності Даний метод полягає в побудові залежності між темпом відбору газу і сумарним відбором газу, вираженим в долях або частках від початкових запасів. Екстрапулюють кінцеву ділянку залежності до перетину з віссю абсцис. Отримують відрізок, який відповідає кінцевій газовіддачі.

Зміна річного і сумарного видобутку газу з часом горизонтів ВД-9-14 Свидницького родовища представлена в таблиці 2.5

За даними табл.2.5 будуємо графічну залежність (рис.2.10). Знаходимо максимальну точку на діаграмі (відповідає 1969 року), від неї проводимо середню лінію і екстраполюємо її до перетину з віссю абсцис. З отриманого рівняння середньої лінії: уі=-0,1178х+0,0926 знаходимо коефіцієнт кінцевого газовилучення .

З рис. 2.10 видно, що кінцева ділянка графічної залежності дещо вирівнюється. В зв'язку з цим виникає необхідність її проекстрапулювати, отримаємо рівняння середньої лінії у2=-0,0603х+0,051 знаходимо коефіцієнт кінцевого газовилучення .

Метод "прямої лінії".

Цей метод, як і метод кривої середньої продуктивності, також застосовується для періоду спадаючого видобутку. В його основі покладено вираз темпу відбору газу е період спадаючого видобутку газу:

Qрічн.(t)= Qрічн.( t0)-e-B(t-t0)

Взявши логарифм цього виразу отримаємо рівняння прямої лінії.

Проекстапулювавщи цю лінію до перетину з горизонтальною лінією, яка відповідає гранично-рентабельному темпу відбору газу (гранично-рентабельний відбір газу приймається на рівні 0,1% від початкових

запасів газу).

Зміна темпу відбору газу і сумарного видобутку газу горизонту ВД-9-14 Свидницького родовища представлена в таблиці 2.6 .

За даними табл. 2.2 будуємо графічну залежність (рис. 2.11). З отриманих ліній залежностей знаходимо середні лінії і продовжуємо їх до точки перетину. Прирівнюємо отримані рівняння середніх ліній:

у1=-0,0838х+184,2 і у=-2х10-13х+15,544 і знаходимо рік до якого рентабельне видобувати газ з горизонтів ВД-9-14.

Горизонти ВД-9-14 рентабельне розробляти до 2014 року.

Знайдемо експоненціальний коефіцієнт:

де QtoQt- темп відбору на 1969 і 2004 роки, відповідно

Знайдемо прогнозовані значення темпу відбору газу до 2014 року:

Q (t) = Q(2003)*e-b(t-2003)

де Q (t) – темп відбору газу в t рік, м3

Q(2004)= Q(2003)* e-b(t-2003) = 24,8*106 e-0,135(2004-2003) = 2,167*107м3

Q(2005)= Q(2003)* e-b(t-2003) = 24,8*106 e-0,135(2005-2003) =1,894*107м3

Q(2006)= Q(2003)* e-b(t-2003) = 24,8*106 e-0,135(2006-2003) = 1,655*107м3

Q(2007)= Q(2003)* e-b(t-2003) = 24,8*106 e-0,135(2007-2003) =1,446*107м3

Q(2008)= Q(2003)* e-b(t-2003) = 24,8*106 e-0,135(2008-2003) = 1,264*107м3

Q(2009)= Q(2003)* e-b(t-2003) = 24,8*106 e-0,135(2009-2003) = 1,105*107м3

Q(2010)= Q(2003)* e-b(t-2003) = 24,8*106 e-0,135(2010-2003) = 9,652*106м3

Q(2011)= Q(2003)* e-b(t-2003) = 24,8*106 e-0,135(2011-2003) = 8,435*106м3

Q(2012)= Q(2003)* e-b(t-2003) = 24,8*106 e-0,135(2012-2003) = 7,371*106м3

Q(2013)= Q(2003)* e-b(t-2003) = 24,8*106 e-0,135(2013-2003) =6,442*106м3

Q(2014)= Q(2003)* e-b(t-2003) = 24,8*106 e-0,135(2014-2003) = 5,629*106м3

Видобуток газу на 2014 рік :

Qвид.2014 = Qвид.2003 + ?Q(t),

Qвид.2014 = 4,2151*109+(2,167+1,894+1,655+...+0,7371+0,6442+0,5629)*107=4,34*109 м3

Знаходимо коефіцієнт кінцевого газовилучення :

Проекстрапулювавши кінцеву ділянку графічної залежності рис.2.11 отримаємол рівняння : у2 = - 0,0439х+104,89, прирівнюємо дане рівняння до рівняння у = - 2х10-13+15,544 отримаємо :

Провівши розрахунки, так як це наведено вище, в результаті отримаємо :

3. Аналіз поточного стану експлуатації свердловин покладу

3.1 Характеристика фонду свердловин і поточного стану їх експлуатації

На родовищі Свидниця всього пробурено 112 свердловин. З них 33 структурно-карстувальні, 49 розвідувальних і ЗО експлуатаційних. Максимальна кількість свердловин (48), що одночасно знаходились в експлуатації на родовищі, приходиться на 1968 рік.

В подальшому, через ліквідацію частини свердловин експлуатаційний фонд родовищ став зменшуватись. Після виснаження або обводнення до цього часу ліквідовано свердловин, а 5 переведено в п'єзометричні. На 1.01.2004р. експлуатаційний фонд родовища складається з 32 свердловин.

Розподілення свердловин по об'єктах розробки наступне:

1. Об'єкт (горизонти ВД - 9-14) - 8 свердловин (32, 31, 35, 39, 43, 45, 48, 55);

2. Об'єкт (горизонти ВД - 7-8) - 13 свердловин (ЗО, 20, 26, 28, 42, 47, 51, 52,29,33,41,46,54);

3. Об'єкт (горизонти ВД - 6) - 6 свердловин (4, 5-К, 8, 11-С.27, 50);

4. Об'єкт (горизонт ВД - 5) - 5 свердловин (1-С, 9, 13, 14, 34).

Як було вказано вище горизонти ВД - 9-14 Свидницького родовища тожлуатуються 8 свердловинами, на покладі є одна п'єзометрична свердловина -57. Глибина свердловини 920 метрів, рівень води від гирла - 280 метрів.

Середній робочий дебіт свердловин складає 6,25 тис. м3/ добу і коливається по окремих свердловинах від 3 тис. м3/ добу (свердловина 45) до 10 тис. м3/ добу (свердловина 39).

Свердловини експлуатуються на режимі постійного тиску на гирлі.

3.2 Конструкція свердловин. Характеристика глибинного та поверхневого обладнання

Конструкція свердловини горизонтів ВД - 9-14 Свидницького родовища вибиралась із врахуванням геологічних умов, вимог з охорони надр і оточуючого середовища, а також умов найбільш ефективної розробки об'єкта та економічної діяльності.

Конструкція свердловин одноколонна: направлення 324-377 мм. - 10-12 м.;

кондуктор 219-273мм. — 95-200м.; експлуатаційна колона діаметром 146 мм. (на всіх свердловина родовища), яка, як правило, спущено до вибою. Всі колони зацементовані з підйомом цемента до гирла. Конструкція типової свердловини наведена на рисунку 3.1.

Розкриття продуктивних горизонтів проводилось кумулятивною перфорацією, зарядами ПКС - 80 і ПК - 103 з розрахунку 10 отворів на один погонний метр.

Типова схема обв'язки гирла і фонтанної арматури на свердловинах горизонтів ВД - 9-14 представленна на рисунку 3.2.

Свердлини на об'єкті розробки обладнанні колонною головкою типу ОКК - 1 фонтанною арматурою АФ2 - 50*7.

Таблиця 3.1 - Основні технічні дані свердловин