Главная  Переработка нефти и газа 

Скачать эту книгу

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 [ 62 ] 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88 89 90 91 92 93 94 95 96 97 98 99 100 101 102 103 104 105 106 107 108 109 110 111 112 113 114 115 116 117 118 119 120 121 122 123 124

Определяется Aq (t). По формуле (4) вычисляется Qb (0. по уравнению (5) - р (t). По зависимости у == / (aQ) уточняется у (f), по зависимости z = z {р) - значение z Ip (t)]. С использованием очевидного соотношения

Q{t) = nlRl-Rt)]mh(a-a„cr) (И)

уточняется положение границы раздела газ-вода в момент времени t:

B{t)=YRl

Qb (t)

nmh (a-аост)

С уточненными значениями у {t), z [р (t)] и R (t) по формуле (9) вновь определяется Aq (t) и т. д. до получения различия в последнем и предпоследнем приближениях не более чем на заданную величину погрешности е.

Использование формул (9), (4), (5), (11) и зависимости у = f (aQ) для других моментов времени позволяет вычислить следующие показатели:

p=p{t), Q = Q(0, y = y{t), R = R{t).

По известной зависимости изменения во времени среднего пластового давления определяются, как и при газовом режиме и достаточно равномерном размещении скважин, все другие показатели разработки газового месторождения в условиях водонапорного режима.

При достаточно малом шаге Aнa каждом временнбм шаге можно ограничиваться приближениями (10). После расчетов с шагом At они повторяются с шагом At/2 для обоснования оптимального временного шага.

Остановимся подробнее на использовании уравнения материального баланса для газовой залежи при водонапорном режиме в виде (3), которое освобождает от необходимости знания достаточно трудно определимых коэффициентов начальной а и остаточной аост газонасыщенности. После определения начальных запасов газа зап в пласте тем или иным методом (см. главу XII) из формулы начальных запасов, приведенных к атмосферному давлению и стандартной температуре

(xQhPh Гст

зап = ---«"-•

нРат пл

определяется величина комхшекса айн (начального газонасыщенного порового объема пласта), входящая в формулу (3). Следовательно, знание величины а при данных рассуждениях необязательно. Таким образом, использование уравнения материального баланса в виде (3) оказывается эффективным для решения ряда задач проектирования, анализа и определения перспектив разработки месторождений природных газов при водонапорном режиме. Однако затем в формуле (11) используются коэффициенты а и аост. Здесь требования к точности коэффициентов а и Оост не такие жесткие, т. е. погрешность в их оценке

1 При малом числе исходных данных и их малой представительности на ранних, а иногда и на поздних этапах изученности месторождения.

приводит лишь к погрепшостям определения потерь давления в обводненной зоне пласта. Кроме того, коэффициенты а и «ост входят в подкоренное выражение, что снижает влияние погрезшности их определения на величину погрешности определения R (t), а сама величина R(t) стоит под знаком логарифма.

В заключение приведем результаты расчетов по изложенной методике показателей разработки газовой залежи в условиях водонапорного режима при исходных данных задачи § 4 предыдущей главы. Дополнительные исходные данные таковы: коэффициент проницаемости водоносного пласта = 1 Д; значение фазовой проницаемости для воды в обводненной зоне пласта = 0,2 Д; R3 = = 1,275-10* м; аЯн = 1Д-10 м; водоносный пласт - бесконечный по протяженности.

Результаты расчетов основных показателей разработки приведены в табл. 17. Здесь же для сопоставления дается потребное число скважин для разработки месторождения в условиях газового режима. При определении потребного числа скважин (как при газовом, так

Таблица 17

Изменение во времени основных показателей разработки месторождения А в условиях водонапорного режима и размепения скважин по равномерной сетке

Продолжение табл. 17

* дебиты и потребное число скважин относятся к середине соответствующего года разработки.

и при водонапорном режимах) реальные свойства газа учитывались лишь в уравнении материального баланса. При учете продвижения воды в газовую залежь получается экономия в 28 скважин на конец 15-го года разработки. Однако здесь не учтена возможность обводнения и выбытия скважин из эксплуатации.

Из табл. 17 следует, что потребное число скважин в первые годы разработки как в условиях газового, так и водонапорного режима (для рассмотренных исходных геолого-промысловых данных) практически совпадает. На ранних этапах проектирования разработки газовых месторождений отсутствуют достоверные данные о параметрах водоносного пласта и самой залежи. Поэтому, например, при составлении проекта опытно-промышленной эксплуатации месторождения исходят из допущения о проявлении газового режима. Как видно из табл. 17, такое допущение в ряде случаев не вносит значительных погрешностей в расчеты.

§ 5. Определение показателей разработки газовой залежи в период падающей добычи газа при водонапорном режиме

Расчеты продвижения воды в газовую залежь при падающей добыче газа следует осуществлять на электрических моделях или ЭВМ исходя из рассмотрения двумерных задач с подвижной границей раздела газ-вода. Это относится к крупным и средним по запасам газа месторождениям, так как к началу падающей добычи накапливаются значительная информация о залежи и данные о ее разработки. Д.пя небольших месторождений с достаточно однородными коллектор-скими свойствами при определении перспектив разработки или до-разработки могут использоваться приближенные решения.

Для падающей добычи в случае водонапорного режима справедливо следующее дифференциальное уравнение истощения газовой залежи:

" p{t)aQ(t)

Рат dt

Здесь aQ (t) - текущий газонасыщенный объем залежи. Разделим переменные и проинтегрируем уравнение (1) следующим образом:

t < „

р,, J n{t)g(t)dt = - J d\

aO jt) p jt) aQ (t - At)p{t - At)

4p(0] • ир(*-до] •

Примем, что число скважин в общем случае в период падающей добычи изменяется в результате обводнения и некоторого добури-