Экономика и менеджмент \ Организация управления газодобывающим предприятием

Организация управления газодобывающим предприятием (Книга для специалистов, занимающихся эксплуатацией и проектированием объектов добычи и подготовки газа и конденсата, а также для работников ИВЦ газодобывающих предприятий), страница 28

Учет фактора времени, когда капитальные вложения осу­ществляются в течение ряда лет и когда текущие издержки и результаты производства существенно меняются по годам раз­работки, осуществляется путем приведения к одному моменту времени единовременных и текущих затрат. Такое приведение выполняется с помощью коэффициента приведения. Затраты и результаты, получаемые до начала расчетного года, умножа­ются на коэффициент приведения (at), а после начала расчет­ного года делятся на этот коэффициент. Коэффициент приведе­ния определяется из выражения

:| ]                                                              (3)

)г-(, J

где t — время ввода газового месторождения в эксплуатацию. В выражении (2) суммарная   добыча   газа и конденсата в единицу времени равна

Qr (0 = S fir (0; QK (0 = 2 ct (t) qiv (0,                                                                                      (4)

где n — число скважин; qir — дебит газа £-й скважины; ск — кон-денсатосодержание.

Тогда с учетом выражений (3) и (4) для   критерия   опти-. мальности ГДП будем иметь [3, 46]

52


t+T


'Уд*


(5)



Фуг (0


»=1

+ Фук (оS *к (о <7*г (о


где T — срок оптимизации.

В выражении (5) при помощи коэффициентов <рг, <рк, Фуг и фук, полученных из экспериментальных зависимостей, можно учесть динамику изменения качества добываемого природного газа и тем самым стимулировать добычу с пониженными уров­нями потерь высококалорийных углеводородов.

Подробное описание отдельных слагаемых выражения (5) 3t и Kt приведены в [3].

Для формулирования задачи оптимизации выражение (5) необходимо дополнить уравнением фильтрации газоконденсат-ной смеси [50]:


+

Фк __


1=1


(6)


где


dq>2

\ ф '    дрк '   др '   др„ J '


-1, 2;   /- 1, 2;


+


 _      ^k (Pk)

r (Pk) Ck (P)

(Р)*(Р)

т(2) _ „(2)

ф1    —ф2

Ик (Р) ^к (Р)

при начальных и граничных условиях п Гг  г   t) = p(xlt л:2, О _

 ;

V;

J —


53


и уравнением фильтрации воды в естественной   водонапорной системе


, лс8) Л* (лс^, хг)   dp

I k*(xlt xt)h*(xlt х2) dp*I        а   Г fe*fa,

!    L        J**(*l.  *2)          дх1  J        ^2    L        »*


J



А


 (7)


при начальном и граничных условиях

Р* (*ь *„ У = />; te, «s);   р<(^"° = Pi (0;


Г


=г;

* 0               -^


* *2- О .


Здесь р — пластовое давление в газоконденсатной области; рк — насыщенность пор жидким конденсатом; ск — содержание конденсата в газовой фазе; у — отношение плотностей конден­сата в жидкой и газовой фазе в нормальных условиях; kv и kK— фазовые проницаемости для газа и конденсата; \ir, (хк> Ц* —вяз" кость газа, конденсата и воды соответственно; 5К — раствори­мость газа в конденсате; ак — объемный коэффициент конден­сата; р — коэффициент температурной поправки; z — коэффи­циент сжимаемости газа; т — пористость среды; р0, р3 и р* — давления начальное пластовое, на забое скважины и в водяной области соответственно; h* — мощность; k* — проводимость водяной области; р* — коэффициент упругоемкости пласта; ро — начальное давление в водяной области; yj, Т, Du D2, 5Ь is2 — контуры границ скважин, газоводяного контакта, областей литания, разгрузки, тектонических нарушений и границ выкли­нивания пласта соответственно (хи х2) — пространственные ко­ординаты.

Выражения (6) и (7)   должны   дополняться   следующими уравнениями:

1

-* пл ~

, Qr(t),QAt)};


 СКВ

 * СКВ Г/1

Рскв = Рскв w»


(8)



54


, Qv(t),


где ТПл — температура пласта; D9 — потери ДЭГа; /?Скв, Тскв — давление и температура в скважине соответственно; W — вла-госодержание; p(t), T (t) —давление и температура технологи­ческих процессов обустройства; Y3.o — координата положения запорного органа.

Скачать файл