Разработка и проектирование месторождений природных газов: Методическое пособие к практическим занятиям, страница 12

Задача 4. Разрабатывается газовая залежь при упруговодонапорном режиме с заданной динамикой темпа отбора газа на периоды нарастающей и постоянной добычи. Газовая залежь аппроксимируется укрупненной скважиной. Продуктивные отложения принимаются недеформируемыми, однородными по коллекторским и емкостным свойствам. Размещение скважин по площади залежи – равномерное. Технологический режим эксплуатации «средней» скважины - постоянная депрессия на пласт. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений не изменяются во времени. Исходные данные: балансовые запасы, газонасыщенный поровый объем, начальное пластовое давление, пластовая температура, состав и псевдокритические параметры пластового газа, параметры «средней» скважины, давление конца разработки известны по результатам решения задач 1 и 2. Темп отбора в период постоянной добычи, продолжительность периода нарастающей добычи, доля накопленной добычи газа за период нарастающей и постоянной добычи  приведены в приложении Б (таблица Б.5). Пористость m=0,17, начальная и остаточная газонасыщенность =0,82, =0,23, коэффициент пьезопроводности =1 м²/с, коэффициент проницаемости k = 0,22 мкм², относительная фазовая проницательность =0,2, вязкость воды в пластовых условиях  = 0,6 мПа∙с, толщина пласта h=12 м.

Рассчитать динамику пластового и забойного давлений, среднего дебита скважин, потребного количества скважин, накопленного отбора газа, темпа внедрения воды и количества внедрившейся воды на периоды нарастающей и постоянной добычи с использованием метода последовательной смены стационарных состояний и метода последовательных приближений. Расчеты произвести по временным шагам i – номер временного шага (i – й момент времени).

Порядок расчета показателей разработки газовой залежи при упруговодонапорном режиме с использованием приближенной теории укрупненной скважины

1  Рассчитываем величины ,  на нулевой момент времени (i=0) (эксплуатация залежи еще не началась), принимаем, что темп внедрения воды и суммарный объем внедрившейся воды на нулевой момент времени равны нулю, средневзвешенное пластовое давление равно начальному пластовому давлению.

2  Переходим к расчету на (i+1) момент времени. Присваиваем величине j значение ноль (j-число итераций на каждый момент времени).

3  Рассчитываем накопленную добычу газа на (i+1) момент времени.

4  Переходим к расчету показателей на (j+1) итерации. При расчете показателей на 2-й и последующих итерациях на (i+1) момент времени переходим к пункту 8.

5  При расчете на 2-ой и последующие моменты времени и 1-й итерации переходим к пункту 7.

6  При расчете на 1-й итерации 1-го момента времени производим последовательно расчет отношения Р/z по формуле (33) при =0,  по методике, приведенной в приложении А, или из графика Р от Р/z, R(t)=R_з,  по формуле (44),  по формуле (37),  по формуле (36), по формуле (45)

                                                         (44)

,                                              (45)

где      – продолжительность периода времени, с.

Присваиваем давлению сравнения Р_срав значение начального пластового давления. Переходим к пункту 4.

7  Присваиваем величине темпа внедрения воды в залежь  значение, равное темпу внедрения воды на прошлый момент времени . Рассчитываем суммарный объем внедрившейся воды по формуле (42)

                                        .                                 (46)

Рассчитываем отношение Р/z по формуле (33),  по методике, приведенной в приложении А, или из графика Р от Р/z. Присваиваем давлению сравнения Р_срав значение . Переходим к пункту 4.

8  На 2-й и последующих итерациях на (i+1) момент времени производят расчет  по формуле (38),  по формуле (37), R(t) по формуле (40),  по формуле (36),  по формуле (39), Р/z по формуле (33),  по методике, приведенной в приложении А, или из графика Р от Р/z

9  Проверяем условие (47). Если условие (47) выполняется, то переходят к пункту 10, иначе присваивают давлению сравнения величину  и переходят к пункту 4.