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     Т_ср –  средняя по стволу скважины температура, К;

          Т_у, Т_пл – устьевая и пластовая температура соответственно, К;

 – плотность газа в стандартных условиях, кг/м³;

 – относительная плотность газа по воздуху;

z_ср – 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).

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