Згідно (3.2) ... (3.4) та по даним таблиць 3.1 і 3.2 визначаємо параметри “середньої свердловини”:

Коефіцієнти фільтраційних опорів:

Дебіт:

Гирловий тиск:

Глибина спуску труб НКТ:

Перевірочний розрахунок параметрів “середньої свердловини” попередньо визначенні згідно відповідної методики в програмному пакеті Matchad-2000. розраховуємо першу ітерацію, все решту за допомогою програми:

Пластовий тиск, уточнений:

Перша ітерація: Pпл’ = 6,8 МПа, z = 0,896

|Pпл’ -Pпл’’ | = |6,8 – 7,3| > 0,1 МПа

Продовжуючи ітераційний процес отримуємо: Pпл = 7,212 МПа, що відповідає даним отриманим програмою.

Поточний вибійний тиск:

Визначення дійсного коефіцієнта гідравлічного опору:

,

z(Pср, Tср) = 0,969 (Pср, Tср) = 0,0104 мПас

Теоретичне значення коефіцієнта гідравлічного опору

Уточнення вибійного тиску:

Перша ітерація: Pвиб’ = 6,338 МПа

|Pвиб’ –Pвиб’’ | = |6,338 – 5,644| > 0,1 МПа

По визначеному значенню Pвиб повторюємо ітераційний процес до виконання умови точності. В результаті отримуємо:

Pвиб.ср = 5,641 МПа

Фактичне значення коефіцієнта фільтраційного опору:

Постійні частини коефіцієнтів фільтраційних опорів:

(z)ср = 0,0106 мПас, zср = 0,9

Депресія на пласт:

P = 7,212 – 5,641 = 1,571 МПа

Подальші розрахунки виконуємо в програмному пакеті Mathcad 2000, що і приводиться далі по тексту:

3.1.3.Вибір розрахункових варіантів.

Обгрунтування мінімального робочого тиску на гирлі свердловини. На сьогодні середній устьовий тиск становить 5,22 МПа. Планується в подальшому на промислі введення дожимної компресорної станції з вхідним тиском 0,32 Мпа. З врахуванням втрат тиску на подолання гідравлічного опору при русі газу по шлейфу, мінімальний тиск на усті свердловин становитиме:

Pу.min = 0,32 + 0,1 = 0,42 МПа

На сьогодні дебіт середньої свердловини становить qср = 11,4 тис.м3/доб при депресії на пласт P = 1,571 МПа. При даній депресії на пласт не проходить підтягування контура води до вибою свердловин, а також виніс частинок породи з пласта (відсутність руйнування ПЗП). Виходячи з вище наведеного, та враховуючи економічні показники вибиремо три варіанти подальшої експлуатації покладу виходлячи з відповідної зміни технологічних режимів експлуатації свердловин:

Варіант 1: Запобігання підтягування контуру водоносності до ПЗП свердловин – досягається за рахунок не збільшення депресії на пласт. А при досягненні гирлового тиску мінімального значення переходимо на режим постійного гирлового тиску.

Послідовність зміни технологічних режимів експлуатації свердловин:

Постійної депресії на пласт P = 1,571 МПа = const, а при досягненні гирловим тиском Pу.min = 0,42 МПа переходимо на режим постійного гирлового тиску Pу.min = 0,42 МПа = const

P = 1,571 МПа = const Pу.min = 0,42 МПа = const

Варіант – 2: Виходячи з сьогоденних показників потреби газу в державі доцільно, як найбільше довше підтримувати видобуток на постійному рівні, тобто експлуатувати свердловини на режимі постійного дебіту q = 11.4 тис.м3/доб. А при досягненні гирлового тиску мінімального значення переходимо на режим постійного гирлового тиску.

Послідовність зміни технологічних режимів експлуатації свердловин:

Постійного дебіту газу q = 11,4 тис.м3/доб= const, а при досягненні гирловим тиском Pу.min = 0,42 МПа переходимо на режим постійного гирлового тиску Pу.min = 0,42 МПа = const

q = 11,4 тис.м3/доб= const Pу.min = 0,42 МПа = const

Варіант – 3: На родовищі передбачається ввести врозробку ще одну свердловину. Виходячи з цього та з метою досягнення маскимального видобутку спрогнозуємо показники розробки згідно пепопедніх режимів експлуатації з врахуванням ведення ще однієї свердловини

n = n(t=31.12.2005) + 1, q = 11,4 тис.м3/доб= const Pу.min = 0,42 МПа = const

Прогнозування ведемо до виконання одної з умов

Pпл(t) < 0.1 Pпл.поч , та q(t) < 5 тис.м3/доб.

3.2.Обгрунтування методики газогідродинамічних розрахунків видобування газу і конденсату

Розрахунок показників розробки газового родовища при різних технологічних режимах експлуатації свердловин:

А.Режим постійної депресії на пласт P = const

1.Період зростаючого і постійного видобутку газу

1.1.Задаються рядом послідовних значень часу t.

1.2.Для кожного значення t встановлюють сумарний відбір газу Qвид(t) і темпом відбору газу Qг(t)

1.3. Визначають поточний середній пластовий тиск (за формулою (2.5)) ітераційним шляхом. В першому наближенні значення невідомих параметрів приймають рівним їх значенню на попередній момент часу:

1.4.Поточний вибійний тиск:

1.5.Визначають:

1.6.Поточний дебіт середньої свердловини:

1.7.Визначають потрібну кількість свердловин за наступною формулою

1.8. Знаходять поточний тиск на головці свердловини

2. Період спадного видобутку газу.

2.1. Задаються рядом послідовних значень часу tі.

2.2. Шукають сумарний видобуток газу на момент часу tі

де t= t-tn-1; n - кількість свердловин на кінець періоду постійного видобутку газу; Qвид(tn-1), q(tn-1) - відповідно сумарний видобуток газу і дебіт середньої свердловини на попередній момент часу tn-1; - коефіцієнт експлуатації свердловин ( = 0,8...0,9). В випадку змінного числа свердловин:

В першому наближенні приймають:

q(t)q(tn-1); n(t)n(tn-1)

2.3.Визначають поточний пластовий тиск Pпл(t) (за п.1.3.)

2.4.Знаходять вибійний тиск Pвиб(t) за п.1.4.

2.5.Визначають zср, (z)ср згідно п.1.5.

2.6.Поточний дебіт середньої свердловини q(t) за п.1.6.

2.7.За обчислений значенням q(t) повторюють розрахунки з пункту 2.1. Ітераційний процес ведуть поки не буде досягнута точність в визначенні Pпл(t).

2.8.Визначають темп відбору газу:

2.9. Знаходять поточний тиск на головці свердловини Ру(tі ) (за п. 1.8)

В аналогічній послідовності проводять розрахунки при експлуатації свердловин з постійним вибійним тиском Pвиб = const, за винятком п.1.4 і 2.4 в яких за заданим вибійним тиском знаходять депресію на пласт:

Б.Режим постійного дебіту свердловин q = const

1.Період зростаючого і постійного видобутку газу

1.1.Задаються рядом послідових значень ti

1.2.Для кожного значення t встановлюють сумарний відбір газу Qвид(t) і темпом відбору газу Qг(t)

1.3. Визначають поточний середній пластовий тиск (за формулою (2.5)) ітераційним шляхом (за п. А.1.3)

1.4.Знаходять поточний вибійний тиск

в першому наближенні