Прогнозирование разработки Северо-Ставропольского газового месторождения

курсовая работа

2.2 Расчет показателей разработки месторождения на истощение при принятом технологическом режиме работы скважины - постоянной депрессии на пласт

Методика расчета

Прогнозирование показателей разработки газовой залежи при технологическом режиме постоянной депрессии на пласт выполнено по уравнениям приближенного метода оценки изменения во времени дебитов скважин, потребного числа газовых скважин, пластового и забойного давлений. Указанные показатели разработки определяются в результате интегрирования дифференциального уравнения неустановившейся фильтрации газа (ДУНФ) при соответствующих краевых условиях. В связи с нелинейностью ДУНФ не представляется возможным получить необходимые аналитические решения. Поэтому для расчета показателей разработки были предложены различные приближенные методы, а также приближенные методы интегрирования уравнения Л.С. Лейбензона. Использование ЭВМ позволяет получить общие и практически точные решения. Определять перечисленные показатели разработки (при некоторых допущениях) можно методом последовательной смены стационарных состояний. Теоретическое обоснование этого метода применительно к проектированию газовых месторождений дано Б.Б. Лапуком (1948).

Введение понятия об удельных объемах дренирования позволяет проводить расчеты на одну среднюю скважину и определять изменение во времени потребного числа средних скважин. Важный момент эффективности использования метода последовательной смены стационарных состояний состоит в доказательстве положения о том, что при радиальной фильтрации газа к скважине средневзвешенное по газонасыщенному поровому пространству удельного объема дренирования пластовое давление ру мало отличается от давления ркурк) на границе удельного объема дренирования радиусом Rк. Расчеты показывают, что при расстоянии между скважинами от 600м до 4400 м и забойном давлении до 0.1 пластового давления (в условиях стационарной фильтрации) среднее давление в удельном объеме дренирования скважины отличается от контурного на 0.5 %. При расстоянии между скважинами до 1000 м при почти свободном дебите газовой скважины среднее давление отличается от контурного не более чем на 3 %. (Б.Б. Лапук, 1948). Физически это объясняется значительной крутизной депрессионной воронки при притоке газа к скважине. Доказательство положения позволило в уравнении притока к скважине неизвестное контурное давление рк в момент t заменить средним давлением в удельном объеме дренирования, а при равномерном размещении скважин - приближенно средним давлением в залежи в тот же момент: рк(t) р(t).

Определение показателей разработки для периодов нарастающей и постоянной добычи газа

Исходными данными для расчета являются: начальные запасы газа (Vг) и газонасыщенный объем залежи ; начальные пластовое давление (рн), температура (Тпл) и коэффициент сверхсжимаемости газа (zн); допустимый технологический режим эксплуатации средней скважины (?p = const); накопленная добыча (Qдоб(t)) и cуммарный суточный отбор газа из залежи (Q(t)); коэффициенты фильтрационного сопротивления А и В средней скважины. Следует определить изменение во времени среднего пластового (p(t)), забойного (pc(t)) и устьевого (pу(t)) давлений; дебита газа средней скважины (q(t)) и потребного числа скважин (n(t)). Определение этих показателей методом последовательной смены стационарных состояний сводится к решению системы уравнений:

- материального баланса для газовой залежи;

- технологического режима эксплуатации скважины;

- притока газа к забою скважины;

- числа газовых скважин;

- движения газа по НКТ.

Изменение во времени среднего пластового давления определяется по уравнению материального баланса для газовой залежи применительно к газовому режиму:

(1)

В уравнении (1) две неизвестные величины: . Зависимость z(p) для каждого месторождения определяется по разработанным методикам исходя из состава газа и пластовой температуры.

Определив зависимость z(p) нетрудно рассчитать по (1) динамику пластового давления p(t).

При технологическом режиме допустимой депрессии на пласт ?p = const имеем

(2)

Формула (2) позволяет вычислить вторую искомую зависимость pc = pc(t) изменения во времени забойного давления в средней проектной скважине.

При известных зависимостей p = p(t) и pс = pс(t) решаем уравнение притока газа к забою относительно дебита средней скважины

а) при нелинейном законе фильтрации газа

(3)

б) при линейном законе фильтрации

(4)

В результате находится третья искомая зависимость - q = q(t), которая совместно с заданной динамикой суммарного суточного отбора газа из месторождения Q = Q(t) позволяют установить искомую зависимость изменения во времени потребного числа скважин для разработки месторождения

(5)

где n(t) - потребное число проектных скважин на момент времени t; Q(t) - суммарный суточный отбор газа из залежи на момент времени t; q(t) - дебит проектной скважины на момент времени t; Кр - проектный коэффициент резерва числа скважин (Кр> 1); Кэ - проектный коэффициент эксплуатации скважин.

Величина коэффициента резервного числа скважин (Кр) зависит от степени неоднородности залежи, диапазона ожидаемого изменения отборов из месторождения (неравномерность потребления), своевременности ввода отдельных объектов промысла, в том числе и проектных скважин, в эксплуатацию и других факторов. Следует подчеркнуть, что обычно при проектировании обустройства газовых и газоконденсатных месторождений коэффициент резерва составляет 30% от проектной номинальной мощности технологических установок по подготовке газа. Следовательно, коэффициент резерва скважин в сумме должен по суточному отбору из ниx составлять около 30%. В реальных месторождениях величина коэффициента резерва Кр изменяется в основном в диапазоне 1.17 ? Кр ? 1.З. Только в редких случаях, и к тому же временно, величина этого коэффициента выходит за рамки этого диапазона.

Коэффициент эксплуатации скважин Кэ, в некоторых проектах выражается через число рабочих дней эксплуатационных скважин. На каждой эксплуатационной скважине проводятся в плановом порядке или не запланировано работы, требующие остановки или временного отключения ее из общей системы добычи газа. К плановым работам прежде всего относятся исследовательские работы, предусмотренные проектом по контролю за разработкой месторождения согласно правилам разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Величина коэффициента эксплуатации на разных месторождениях должна быть различной в зависимости от:

- геологических особенностей залежи устойчивости пород, их состава;

- состава газа;

- стадии освоенности залежи;

- продолжительности процессов восстановления и стабилизации давления, дебита и температуры газа;

- характера и темпа вторжения воды в газовую *залежь и т. д.

Наиболее часто величину коэффициента эксплуатации принимают Кэ = 0,9, менее часто Кэ = 0.82 и весьма редко Кэ = 0.74.

Прогнозирование динамики устьевого давления ру(t) выполняется согласно уравнению движения газа в НКТ по формуле

(6)

где ру(t) - устьевое давление на скважине на момент времени t; рс(t) - забойное давление в скважине на момент времени t; е2S - параметр, учитывающий массу столба газа в НКТ; S - безразмерный параметр, определяемый по формуле

(7)

где L -длина фонтанных труб от устья до башмака; zcp - cредний коэффициент сверхсжимаемости газа, рассчитываемый при условиях pср = (pу + pз) / 2 и Тср = (Ту+ Тз) / ln(Тз / Ту) одним из предложенных методов; относительная плотность газа; ?в - параметр, учитывающий гидравлические потери при движении газа в НКТ и определяемый по формуле

(8)

где ? - коэффициент гидравлического сопротивления фонтанных труб; dв - внутренний диаметр фонтанных труб; q(t) - дебит газа скважины на момент времени t.

Прогноз показателей разработки на период падающей добычи в данном проекте не предусматривается.

Выполнение расчета

Следует определить изменение во времени среднего пластового Р(t),забойного Рс (t), и устьевого Руз.т (t) давлений; дебита газа средней скважины q (t) и потребного числа скважин n(t). Предполагается, что отбор газа в скважинах осуществляется по НКТ.

Прогноз показателей Северо-Ставропольского газового месторождения.

Техническим заданием (ТЗ) заданы уровни и темпы добычи газа по Северо-Ставропольскому газовому месторождению, указанному в таблице 2.

Таблица 2 - Заданные ТЗ показатели разработки

Показатели

Период нарастающей добычи газа

Период постоянной добычи газа

1.Годовая добыча газа, млрд. м3

0 - 1,2

1,2

2. Темпы отбора газа по периодам, % от НБЗ

10

63

Примем согласно практике проектирования разработки средних газовых месторождений: продолжительность периода нарастающей добычи газа - 3 года, периода постоянной добычи газа - 9 лет с разбивкой последнего на 3 временных интервала по три года. Тогда динамика годовых нарастающих, а также суммарных отборов газа по периодам и временным интервалам процесса разработки объекта будет соответствовать показателям, приведенным в таблице 3.

Таблица 3 - Динамика отборов газа по Северо-Ставропольскому ГМ

Уровни и темпы отбора газа

Период нарастающей добычи газа

Период постоянной добычи газа

1.Временные интервалы (Т), лет

0 - 3

3 - 6

6 - 9

9 - 12

2.Отборы газа,всегомлрд.м3,в т.ч.

0 - 1,73

5,33

8,93

12,53

- за времен.интервал (Qин(t));

1,73

3,6

3,6

3,6

За период (Qn(t));

1,73

10,8

-среднегодов. добыча (Qгод(t))

0 - 1,2

1,2

1,2

1,2

-среднесуточ. добыча (Qсут(t)).

0,00328

0,00328

0,00328

0,00328

Изменение во времени среднего пластового давления определяется

по уравнению материального баланса для газовой залежи применительно к газовому режиму:

(28)

В уравнении (1) две неизвестные величины: и . Зависимость z(p) для каждого месторождения определяется по разработанной в лабораторной работе 1 методике исходя из состава газа и пластовой температуры.

(29)

Из формулы (29) выражаем начальный объем газонасыщенности:

=17,3·0,1013·0,92·303/5,7/293=0,292 млрд. м3;

1 - й временной интервал (период нарастающей добычи газа):

=6,2-0,11,73·303/0,292·293=6,2-0,612=5,588;

2 - й временной интервал (период постоянной добычи газа):

=6,2-0,15,38·303/0,292·293=4,31;

3 - й временной интервал (период постоянной добычи газа):

=6,2-0,18,93·303/0,292·293=3,04;

4 - й временной интервал (период постоянной добычи газа):

=6,2-0,112,53·303/0,292·293=1,76;

Результаты расчета z(p) для Стрелковского газового месторождения даны в таблице 4.

Ркр=4,68; Ткр=189,88 К; Тпл.пр=Тплкр=303/189,88=1,6;

Рпл.пр=5,7/4,68=1,218.

Таблица 4 - результаты расчета z(p) и р/z

p, МПа

рпр

z(p)

p/z, МПа

8

1,7

0,88

9,09

6

1,28

0,91

6,59

4

0,85

0,94

4,25

2

0,426

0,96

2,08

0

0

1

0

По данным таблицы 4 построить график зависимости p/z от p

По графику рис.1 согласно значению p/z, рассчитываемому по формуле (1), определяется соответствующее значение р.

Результаты расчетов значений среднего пластового давления газовой залежи Стрелковского ГМ на конец принятых временных интервалов сведены в таблице 5.

Таблица 5 - Прогноз динамики пластового давления в процессе разработки Северо-Ставропольского месторождения газа

№ п/п

Временной интервал, годы

Накопленная добыча газа, млрд. м3

p/z по формуле 1

P(t) по рис. 1

Z=p(t)/(p/z)

1.

3

1,73

5,58

5

0,896

2.

6

5,33

4,31

4,3

0,997

3.

9

8,93

3,04

2,99

0,983

4.

12

12,53

1,76

1,62

0,92

Определить динамику забойного давления (Рс) в средней скважине Стрелковского газового месторождения, исходя из того, что по условию задачи задан технологический режим ее эксплуатации при постоянной депрессии на пласт р=0,5 МПа=const. По формуле рс(t)=p(t)- р (3) найти ряд динамики забойного давления на конец выбранных временных интервалов: рс1=5-0,5=4,5 МПа; рс2=4,3-0,5=3,8 МПа; рс3=2,99-0,5=2,49 МПа; рс4= 1,62-0,5=1,12 МПа.

Определить динамику дебита средней скважины q(t) по формуле

. (4)

Величины коэффициентов фильтрационного сопротивления(КФС) оцениваются по результатам исследования скважин. В случае отсутствия данных, коэффициент А можно рассчитать по формуле:

(5)

А=(1,5·10-11 ·0,92·0,1·293·8,5/86400/3,14/15·10-15/13/293)·1000=0,22 МПа2сут/тыс.м3

В соответствии с проделанными преобразованиями принимаем А=0,022 МПа2сут/тыс.м3.

Коэффициент В определяется по трехчленному уравнению притока газа к скважине:

(6)

В=(5,72-5,22-0,022·123,5)/123,52=(32,49-27,04-2,717)/15252,25=0,000179

Дать прогноз ряда динамики дебитов средней скважины по формуле (4):0.022/2/0.000179+v(0.022/2/0.000179)2+(5,72-5,22)/0,000179=

= -61,45+v3776,1025+30446,93=123,5 тыс. ,

значит коэффициенты А и В подобраны правильно.

0.022/2/0.000179+v(0.022/2/0.000179)2+(52-4,52)/0,000179=

= -61,45+v3776,1025+26536,3=112,65 тыс. ;

0.022/2/0.000179+v(0.022/2/0.000179)2+(4,32-3,82)/0,000179=

= -61,45+v3776,1025+22625,69=101,03тыс.

0.022/2/0.000179+v(0.022/2/0.000179)2+(2,992-2,492)/0,000179=

= -61,45+v3776,1025+15307,3=76,69 тыс.

0.022/2/0.000179+v(0.022/2/0.000179)2+(1,622-1,122)/0,000179=

= -61,45+v3776,1025+7653,6=45,46 тыс.

Определить потребное количество скважин для разработки Стрелковского газового месторождения по формуле:

(7)

Прогноз ряда динамики потребного количества скважин по формуле (7) при принятых значениях =1,2 и =0,9:

1 - й период добычи газа:

n(t)=0,00328·1,2·106/112,65/0,9=39 скв.

2 - й период добычи газа:

n(t)=0,00328·1,2·106/101,03/0,9=44скв.

3 - й период добычи газа:

n(t)=0,00328·1,2·106/76,69/0,9=58скв.

4 - й период добычи газа:

n(t)=0,00328·1,2·106/45,46/0,9=97скв.

Определить динамику ряда значений устьевого давления средней скважины:

=(+)/2; =()/2=(303+295)/2=299 К;

Принять ориентировочное значение устьевого давления на конец 1-го временного интервала:

а) ? -L=4,5 МПа - ( ·0,682· 700 ·4,5) МПа?4,28 МПа;

Определить

=(+)/2=(4,28+4,5)/2=4,39 МПа;

=4,39/4,68=0,94; =295/189,88=1,55;

Найти по графику зависимости z(и ): =0,915;

Рассчитать

=0,0683L/= 0,0683·0,566 ·700/0,91299=0,098; и = =1,102;

=

=0,01413=0,000102.

Рассчитать

=(=(4,52/=17,2 МПа;

pу=4,15 МПа.

Оценить относительную ошибку

?=(()/100=((4,28-4,15)/4,28) 100=3%

т. е. погрешность расчетов вполне допустима, значит принимаем=4,15 МПа.

б) Аналогично рассчитываем

=-L=3,8- 0,682700 3,8)=3,62 МПа;

Определить

=(+)/2=(3,047+3,8)/2=3,42 МПа;

=3,42/4,68=0,73; =295/189,88=1,55;

Найти по графику зависимости z(и ): =0,925;

Рассчитать

=0,0683·0,566 ·700/0,925295=0,0992;

и = =1,1035;

=0,01413=0,000103;

Рассчитать

=(=(3,82/=12,13 МПа;

pу=3,48 МПа.

Оценить относительную ошибку

?=(()/100=((3,62-3,48)/3,62) 100=3,8%

т. е. погрешность расчетов допустима, значит принимаем.

в) Аналогично рассчитываем

=-L=2,49- 0,6827002,49)=2,37 МПа;

Делись добром ;)