ПРОГНОЗУВАННЯ ВИДОБУТКУ ГАЗУ І КОНДЕНСАТУ

3.1.Обгрунтування вихідних геолого-промислових даних для прогнозування розробки покладу

3.1.1.Вибір експлуатаційних обєктів і системи розробки

На Кружилівському родовищі розробляється чотири обєкти розробки, а саме горизонти М-2, М-6, М7+Б-0(8), Б-2. Для подальшого прогнозування показників розробки нами вибрано обєкт розробки Б-2, який до 1994 року знаходився в консервації.

Станом на 01.01.2006 року з родовища видобуто 121 млн.м3 газу, тобто коефіцієнт газовилучення становить 38% від початкових запасів, оскільки уточнені нами початкові запаси визначенні по методу падіння пластового тиску становлять 321 млн.м3, остання цифра відповідає запасам, що затвердженні в ДКЗ (державна комісія по запасам). Поточний пластовий тиск на 01.01.2006 року по даним замірів становить 6,8 МПа.

3.1.2.Обгрунтування параметрів “середньої свердловини” та інших вихідних даних для технологічних розрахунків

Обгрунтування вихідних даних для проектування розробки родо-вища. Для визначення основних показників розробки газового родовища при газовому ре-жимі необхідно мати такі вихідні дані: початкові запаси газу; початковий пластовий тиск і пластову температуру; поточний пласто-вий тиск; склад газу або його відносну густину; колекторські властивості продуктивних пластів і зміну їх по площі газо-носності та розрізу; конструкцію пробуре-них видобувних свердловин (глибину, діаметр експлуатаційної колони і положення інтервалу перфорації); конст-рукцію колони ліфтових труб (діаметр і глибину спуску); результати газоди-намічних досліджень свердловин щодо визначення коефіцієнтів фільтраційних опорів, граничних депресій на пласт і до-пустимих відборів газу; поточні парамет-ри роботи свердловин (дебіти газу, тиски на гирлі і вибої); сумарний відбір газу з родовища; умови підготовки і подачі газу споживачеві, мінімально допустимий тиск на гирлі свердловин; характеристику споживача і обгрунтування відбору газу з родовища.

Виходячи з початкових запасів газу Qзап і початкового пластового тиску Рп визначають приведений газонасичений поровий обєм

(3.1)

За значенням * і величиною сумарного відбору газу Qвид(t) використовуючи рівняння матеріального балансу для газового покладу при газовому режимі (2.7), уточнюють поточ-ний середній пластовий тиск Pпл(t).

При рівномірному розміщенні свердловин на площі газоносності всі розрахунки прово-дять для середньої свердловини. Приймається, що середня свердловина має середню глиби-ну, середню довжину шлейфа, середню конструкцію, середні допустимі дебіт і депресію, се-редні коефіцієнти фільтраційних опорів. Параметри середньої свердловини визначають за наведеними нижче залежностями.

Середні коефіцієнти фільтраційних опорів:

Таблиця 3.1 - Коефіцієнт від d

(3.2)

де Ai, Bi, — коефіцієнти фільтраційних опорів і—ї свердловини на момент проведення розрахунків; qi — дебіт і-ї свердловини на той же момент часу; п — число свердловин. Поточний дебіт середньої свердловини

(3.3)

Поточний тиск на гирлі середньої свердловини

(3.4)

де -Ру - тиск на гирлі i-ї свердловини на момент проведення розрахунків.

Поточний тиск на вибої середньої свердловини

(3.5)

Фактичний коефіцієнт гідравлічного опору колони ліфтових труб для середньої сверд-ловини ф визначають з рівняння

(3.6)

Одержане значення ф порівнюють з теоретичним значенням т, яке знаходять, викори-стовуючи відповідні формули. Якщо ф мало відрізняється від т (ф т ) то в розра-хунках основних показників розробки газового покладу використовують параметри серед-ньої свердловини, знайдені за формулами (5.1)—(5.6). При значній різниці між ф і т . розрахунки проводять, виходячи з теоретичного значення коефіцієнта гідравлічного опору т. Для цього за значенням т, використовуючи формулу (5.9), уточнюють поточний вибійний тиск Pвиб.ср потім знаходять уточнене значення коефіцієнта фільтраційного опору

(3.7)

За поточними значеннями середнього пластового тиску і тиску на вибої середньої свердловини знаходять середню депресію на пласт:

(3.8)

Значення решти величин ( Bср, qср, Ру.ср ) залишають без змін.

Рівняння звязку вибійного тиску Pвиб(t), тиску на головці свердловини Pу(t) і дебіту газу q(t) (формула Адамова):

(3.9)

середні термобаричні умови по стовбуру працюючої свердловини:

де: -відносна густина газу; L - довжина колони ліфтових труб (відстань від гила свердловини до середини інтервалу перфорації), м; Tвиб, Tу - температура на вибої і усті свердловини, К; dвн -внутрішній діаметр ліфтових труб, см; P - тиск, МПа.

Коефіцієнт гідравлічного опору знаходять в залежності від числа Рейнольдса:

(3.10)

де дебіт газу q в тис.м3/доб а вязкість газу ср при Pср і Tср в мПас.

в залежності від режиму течії коефіцієнт гідравілчного опору рівний:

ламінарний рух (Re<2320)

(3.11)

турбулентний режим течії (Re>2320):

(3.12)

де - відносна шорсткість внутрішньої поверхні труб НКТ.

При великих витратах газу настає так звана турбулентна автомодельність, коли не за-лежить від Re і визначається за формулою

( 3.13)

Значення е, і мінімальних дебітів газу qmin, вище яких не залежить від Re для труб різного діаметру, наведені в табл.3.1.

В табл.3.2 приведенні технологічні режими роботи свердловин, вибраного об'єкту розробки . Згідно вище приведеної методики визначимо параметри роботи середньої свердловини (при використанні ітераційних розрахунків, першу ітерацію прораховуємо в ручну а далі, за допомогою програмного пакету Mathcad 2000):

Таблиця 3.2- Технологічні режими експлуатації газових свердловин

Об'єкт розробки: Кружилівське родовище, Горизонт Б-2

№ п/п | № сверд. | діаметр | інтервал перфорації | НКТ | робочі тиски | дебіт газу | коефіцієнти фільтраційних опорів

Е.К | від | до | діаметр | глибина спуску | вибійний | устьовий | А | В

мм | м | м | мм | м | Мпа | Мпа | тис.куб.м/доб | Мпа^2 доб/т.к.м | (Мпа доб/т.к.м)^2

1 | 60 | 146 | 1123 | 1179 | 62 | 1123 | 7,72 | 5,88 | 13,9 | 0,0472 | 0,00017

2 | 62 | 146 | 1046 | 1070 | 62 | 1046 | 5,01 | 4,2 | 8,8 | 0,3494 | 0,00103

3 | 80