Расчет показателей разработки при газовом режиме

К показателям разработки месторождения природного газа относится множество параметров. Рассмотрим расчет наиболее значимых: дебитов скважин и их изменения во времени; потребного числа скважин и изменение его во времени; изменение пластового давления и забойных давлений в скважинах. Рассчитать перечисленные показатели можно методом последовательной смены стационарных состояний (при некоторых допущениях). При проектировании разработки конкретного месторождения должны быть известны запасы газа, начальные пластовые давление и температура, допустимый технологический режим эксплуатации скважин, уравнение притока газа к средней скважине.

Проектирование начинается с того, что нужно выбрать (задать) зависимость изменения во времени отбора газа из месторождения, т е. Q=Q(t).

Расчеты показателей разработки ведутся для отборов газа и дебитов скважин, приведенных к атмосферному давлению и стандартной температуре.

Расчет искомых параметров методом последовательной смены стационарных состояний сводится к решению системы уравнений:

ü материального баланса для газовой залежи;

ü технологического режима эксплуатации скважины;

ü притока газа к забою скважины;

ü связи потребного числа газовых скважин, отбора газа из месторождения Q и дебита газовой скважины q.

Изменение пластового давления P(t) в зависимости от заданного темпа отбора газа рассчитывают по уравнению материального баланса

. (13.1)

В этом уравнении две неизвестные величины P(t) и z(t). Для вычисления пластового давления по формуле (14.1) можно использовать метод последовательных приближений.

Для определения расчетных дебитов эксплуатационных скважин необходимо знать величины средних по залежи значений коэффициентов фильтрационных сопротивлений, допустимых дебитов и депрессий.

Показатели работы средней скважины рассчитываются по уравнению нелинейной фильтрации

. (13.2)

где А_ср, В_ср - средние для скважин показатели фильтрационных сопротивлений, которые определяют как средневзвешенные по величинам максимально допустимых дебитов всех скважин по формулам

, (13.3)

. (13.4)

В уравнениях (13.3), (13.4) значения a_i, b_i - коэффициенты фильтрационных сопротивлений первых разведочных скважин, n - число разведочных скважин, Q_доп.i - допустимые дебиты по скважинам.

Величину максимально допустимой депрессии ∆ Р_ср.доп. для средней скважины определяют как среднеарифметическую из допустимых депрессий по каждой разведочной скважине

. (13.5)

Тогда

(13.6)

Значение допустимого дебита средней скважины находят по известным значениям коэффициентов фильтрационных сопротивлений А_ср., В_ср и среднему значению максимально допустимой депрессии по формуле

. (13.7)

Потребное число скважин n(t) для обеспечения заданного темпа отбора газа определяется отношением

, (13.8)

где К_р - коэффициент резерва.

Аналогичные расчеты по определению показателей разработки могут быть проведены и для других технологических режимов эксплуатации скважин. Изменение во времени значений Руст(t), Tуст(t), давлений на входе в установку комплексной подготовки газа (УКПГ) рассчитываются по специальным формулам Адамова, Шухова.