Геолого-промысловая характеристика Уренгойского месторождения, страница 8

Изменение во времени среднего пластового давления при упруго-водонапорном режиме определяется по уравнению материального баланса:

                         

                                     (1)

где Р_н – начальное пластовое давление в газовой залежи;

Z_н  и Z[p(t)] – коэффициенты сверхсжимаемости газа при начальном и среднем текущем давлениях соответственно;

αΩ_н – газонасыщенный объем порового пространства газовой залежи;

α – коэффициент газонасыщенности;

Ω_н – объем порового пространства газовой залежи;

Т_пл и Т_ст – пластовая и стандартная температуры соответственно;

Р_ат – атмосферное давление;

Q_доб(t) – суммарный отбор газа с месторождения за время t при стандартной температуре и атмосферном давлении;

Q_в – накопленная добыча воды.

Коэффициент сверхсжимаемости в момент времени t определяется по графикам Брауна-Катца, для этого определяем приведенные параметры давления и температуры газовой смеси (в данной  работе z определяем по уравнению

      Т_пр=Т/Т_пкр                                                                                                                                 

    Р_пр=Р/Р_пкр                                             

Псевдокритические параметры смеси Т_пкр и Р_пкр вычисляются по формулам:

                                                                                       (5)

                                                                       (6)

Где y_i – молярная доля компонента в смеси;

Р_крi и Т_крi – соответственно критические давление и температура i-го компонента смеси;

n – число компонентов смеси.

Критические давление, температура, объем приведены в табл.

Накопленную добычу воды находят по формуле:

                                                         (7)

Где q_в – объем внедрившейся в залежь воды за время Δt;

                                                                   (8)

Где k – коэффициент проницаемости;

h – мощность залежи;

μ_в – динамическая вязкость воды;

R_з – начальный радиус газовой залежи;

R(t) – радиус газовой залежи на момент времени t;

k_B^* - фазовая проницаемость воды;

P(f₀) – безразмерный параметр;

f₀  - фиктивное безразмерное время.

                                                                                                           (9)

где θ – коэффициент пьезопроводности.

 

                                                                                                           (10)

Радиус залежи при продвижении подошвенной воды остается постоянным во времени и определяем по формуле :                                                             (11)

где S-площадь газоносности.

.Скважины эксплуатируются при технологическом режиме допустимой депрессии на пласт δ. Примем, что депрессии по скважинам одинаковы, тогда

р_к(t) – р_с(t)=δ                                                                                           (12)

При использовании допущения р_к(t) ~ р(t) режим заданной депрессии на пласт переписывается в виде

р(t) – р_с(t)=δ                                                                                             (13)

Согласно исследованиям, уравнение притока реального газа к забою скважины записывается в виде:

p_к² – p_c²=Aq+Bq²=(2р_к – δ)δ                                                         (14)

или, при замене контурного давления средним пластовым:

                                                                                                                 (15)

где А и В – коэффициенты фильтрационных сопротивлений, определяемые по данным газодинамических исследований скважин

При известных зависимостях р=р(t) и δ=δ(t) уравнение () представляет собой квадратное уравнение относительно дебита средней скважины:

 

                                                                                                                 (16)

Потребное число скважин на разработку месторождения: