Разработка и проектирование месторождений природных газов: Методическое пособие к практическим занятиям, страница 17

где      ,  – приращение величин за предыдущий год, определяемых по формулам:

,                                         (61)

,                                             (62)

где      – коэффициент сверхсжимаемости закачиваемого сухого газа в пластовых условиях.

Забойное давление в нагнетательных скважинах рассчитывают по формуле

.                                              (63)

Так как газоконденсатная залежь разрабатывается с поддержанием пластового давления, то для расчета  по формулам (63) и (66) соответственно используется начальное пластовое давление.

Дебиты нагнетательных скважин рассчитывают по формуле

.                                     (64)

Количество нагнетательных скважин рассчитывают по формуле

.                              (65)

Забойное давление в добывающих скважинах рассчитывают по формуле

.                                               (66)

Дебиты добывающих скважин рассчитывают по формуле

.                            (67)

Количество добывающих скважин рассчитывают по формуле

.                              (68)

Задача 5. Разрабатывается газоконденсатная залежь с поддержанием пластового давления путем обратной закачки отбензиненного газа в пласт. Разработка газоконденсатной залежи ведется при полном сайклинг-процессе. Модель залежи – слоисто-неоднородный пласт, состоящий из пропластков с различными коэффициентами проницаемости, а также толщиной пропластков. Технологический режим эксплуатации нагнетательных и добывающих скважин – постоянная депрессия на пласт. Депрессия на пласт нагнетательных скважин в 2 раза больше, чем для добывающих скважин. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений нагнетательных и добывающих скважин равны и не изменяются во времени. Исходные данные: балансовые запасы пластового газа, начальный газонасыщенный поровый объем, пластовая температура, состав и псевдокритические параметры пластового газа, параметры «средней» добывающей скважины известны из исходных данных и по результатам решения задач 1 и 2. Темп отбора в период постоянной добычи и продолжительность периода нарастающей добычи приведены в приложении Б, таблице Б.5. Характеристики пропластков приведены в приложении Б, таблице Б.6. Начальное содержание пентанов и выше кипящих в пластовом газе составляет 300 г/м³. Разработка считается рациональной до тех пор, пока доля жирного газа больше 50%.

Рассчитать динамику пластового и забойного давлений, среднего дебита добывающих и нагнетательных скважин, потребного количества добывающих и нагнетательных скважин, доли жирного газа, добытого за год конденсата, накопленного отбора газа и конденсата. Расчеты произвести по временным шагам, i – номер временного шага (i – й момент времени).

Порядок расчета

1  Рассчитываем запасы конденсата по формуле (50).

2  Рассчитываем прорывное значение коэффициента охвата вытеснением по формулам (52) – (55).

3  По известному годовому отбору газа определяем накопленную добычу газа на момент времени t.

4  По формуле (58) определяем объем закачиваемого газа на момент времени t, приведенного к стандартным условиям.

5  По формуле (57) определяем объем закачиваемого газа на момент времени t, приведенного к пластовым условиям.

6  Рассчитываем по формуле (56) безразмерный объем закачиваемого газа на момент времени t.

7  Рассчитывается коэффициент охвата вытеснением на момент времени t по формуле (51).

8  Рассчитывается накопленная с начала разработки добыча конденсата на момент времени t по формуле (49).

9  Рассчитываем забойное давление, дебит и потребное количество добывающих и нагнетательных скважин на момент времени t по формулам (63) – (68).

10  Определяем долю жирного газа в потоке добываемой продукции на момент времени t по формулам (59) – (62).

11  Если полученная доля жирного газа выше предельной заданной величины доли жирного газа, то переходят к расчету показателей разработки на следующий момент времени, т.е. производят расчеты по пунктам 3 – 10, иначе прекращают расчеты.