Разработка и проектирование месторождений природных газов: Методическое пособие к практическим занятиям, страница 5

Компонент	Мольная доля, ηi	Ркр	Ткр	ηi·Ркр	ηi·Ткр
СН4
С2Н6
С3Н8
nС4Н10
iС4Н10
n C5 H12
Сумма

2  Рассчитываем приведенное пластовое давление , используя рисунок 1 или формулы (12) - (14). Результаты расчета заносят в нижеприведенную таблицу. Строим графическую зависимость  от . Проводим аппроксимирующую прямую, определяем приведенное пластовое давление на начало разработки , балансовые и извлекаемые запасы.

Таблица 2 – Результаты расчета приведенного пластового давления

№ замера	P	Рпр	Тпр	z	P/z	Qстдоб
1
N

3  Рассчитываем коэффициенты a и b линейной зависимости (3) по формулам (4) – (9). Результаты расчета заносим в таблицу 3.

Таблица 3 – Результаты промежуточных расчетов произведений и сумм

№ замера
1
N
Сумма

4  Строим графические зависимости z от ,  от .

5  Определяем начальное пластовое давление , используя графическую зависимость  от  или по методике, изложенной в приложении А.

6  Рассчитываем газонасыщенный поровый объем  из формулы (5)

7  Рассчитываем пластовое давление к концу разработки по формуле (11).

8  Определяем коэффициент конечной газоотдачи  по формулам (10) .

2 Практическое занятие №2

по теме «Расчет параметров «средней» скважины»

Цель: изучить метод определения параметров «средней» скважины. Рассчитать параметры «средней» скважины.

В некоторых методах определения показателей разработки месторождений природных газов используется понятие средней скважины, т.е. расчеты выполняются на среднюю скважину. Принимается, что «средняя» скважина имеет среднюю глубину, среднюю длину шлейфа, среднюю конструкцию, средние допустимые дебит и депрессию, средние коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В.

Если на месторождении имеется значительное число скважин, то параметры «средней» скважины можно определить на основе методов статистики и теории вероятностей. Однако из-за недостаточного объема информации при составлении проектов разработки часто используют другой метод, рассмотренный ниже.

Пусть на месторождении имеется N газовых скважин. По результатам исследований этих скважин определены уравнения притока газа к каждой скважине и допустимые дебиты (депрессии). Тогда параметры «средней» скважины рассчитываются следующим образом [8].

                                                                                                                                         (21)

                                                      (22)

                                          (23)

                                                 (24)

,                                            (25)

,                                            (25^*)

где     А_ср и В_ср – коэффициенты фильтрационных сопротивлений «средней» скважины, [А_ср]=;  ;

а_i ,b_i – коэффициенты фильтрационных сопротивлений i-й скважины;

  – дебит i-й скважины, тыс. м³/сут;

δ_i –депрессия на пласт в i-й скважине, МПа;

N – количество скважин, шт;

Р_н – начальное пластовое давление, МПа;

 – дебит «средней» скважины, тыс. м³/сут;

 – депрессия «средней» скважины.