Разработка и проектирование месторождений природных газов: Методическое пособие к практическим занятиям, страница 4

– пластовое давление к концу разработки – давление «забрасывания», МПа;

 – плотность воды (103 кг/м3);

g – ускорение свободного падения (9,81 Н/кг, или м/с2);

 – пластовое давление на i-й момент времени, МПа;

 – накопленная добыча газа на i-й момент времени, млн. м3;

N – количество интервалов времени;

i – номер момента времени.

Расчет коэффициента сверхсжимаемости производится либо аналитически (формула В.В. Латонова – Г.Р. Гуревича (12) [1], по уравнению состояния реального газа и т.п.), либо графически (по графикам Стендинга и Катца), по данному составу газа и определенным давлению и температуре.

                           (12)

                                                                     (13)

                                                                    (14)

                                            (15)

,                                           (16)

где     ,  – критические температура и давление i – го компонента смеси газов;

,  – псевдокритические температура и давление смеси газов;

,  – приведенные температура и давление смеси газов;

М – количество компонентов в смеси;

i – номер компонента;

 – мольная доля компонента смеси.

По полученным значениям коэффициентов с использованием уравнения (2) определяем балансовые () и извлекаемые запасы (), а затем коэффициент конечной газоотдачи [8].

Необходимо отметить, что пластовое давление не равно устьевому давлению и вышеуказанное равенство принято нами с целью упрощения расчетов. При проведении точных расчетов балансовых запасов необходимо рассчитать пластовое давление, соответствующее устьевому давлению в 1 атм. Расчеты производятся по нижеприведенным формулам [5]:

,                                                 (17)

,                                         (18)

,                                           (19)

,                                               (20)

где     Тср –  средняя по стволу скважины температура, К;

          Ту, Тпл – устьевая и пластовая температура соответственно, К;

 – плотность газа в стандартных условиях, кг/м3;

 – относительная плотность газа по воздуху;

zср – коэффициент сверхсжимаемости, рассчитанный для средних по стволу скважины давления и температуры;

L – глубина скважины, м.

Расчет пластового давления осуществляется с помощью последовательного приближения (итерационно).

Кроме того, по полученным коэффициентам определяют начальное пластовое давление и газонасыщенный поровый объем. При подсчете запасов газа по методу падению пластового давления необходимо учитывать, что значение пластового давления и точность его определения очень сильно сказывается на достоверности запасов. Следует помнить, что применяемые на практике манометры градуированы на технические (1ат=0,0980665 МПа) атмосферы и показывают избыточное давление. Необходимо также учитывать класс точности манометра и способ определения средневзвешенного по объему порового пространства пластового давления (измерение статического устьевого или забойного давления, расчет давления в газовой залежи по напору законтурных вод, вычисление пластового давления по данным испытания скважин по методу противодавления).


Рисунок 1 – Графики зависимости коэффициента сверхсжимаемости z от приведенных температуры и давления по данным Стендинга и Катца


Задача 1. Определить по данным эксплуатации газовой залежи начальные дренируемые запасы газа, начальное пластовое давление, балансовые и извлекаемые запасы, коэффициент газоотдачи и начальный газонасыщенный поровый объём. Исходные данные приведены в приложении Б таблицах Б.1 - Б.3.

Порядок расчета.

1  Рассчитываем псевдокритические параметры смеси по формулам (15) – (16). Результаты расчета заносим в таблицу 1.

Таблица 1 – Результаты расчета псевдокритических параметров смеси