Подсчет запасов методом материального баланса. Определение среднего давления по залежи, коэффициент сверхсжимаемости газа. Прогноз снижения пластового давления при отборе газа из залежи. Расчет технологических показателей работы "средней" скважины.
Аннотация к работе
От качества и полноты получаемой геологопромысловой информации зависят объективность оценки запасов газа в залежи, правильность составления документов по проектированию разработки, темпы отбора, полнота выработки залежи и величина конечного коэффициента газоотдачи. Существующие методы получения геологопромысловой информации о продуктивных пластах и залежах можно подразделить на девять основных групп: ? методы изучения продуктивных пластов непосредственно по образцам горных пород и пробам нефти, газа, воды, отбираемым из скважин; На основе детального анализа всех методов получения геологопромысловой информации о залежах продуктивных пластов дается комплексное геологическое представление о строении залежи, распределении общих, эффективных и газонасыщенных мощностей, границах залежи, уточняются коллекторские свойства, оцениваются неоднородность, фильтрационные параметры пласта, физико-химические свойства флюидов, устанавливаются дебиты газа, начальное пластовое давление, динамика его изменения во времени, продуктивность скважин, режим залежи. Данные о пластовом давлении по отдельным скважинам используют для построения карты изобар, по которой рассчитывают среднее взвешенное по площади и объему залежи пластовые давления в пределах внешних контуров газонасыщенности или в пределах зоны отбора. При добыче газа из скважины происходит снижение забойного давления и давления в пласте вокруг скважины.Карта изобар характеризует распределение пластового давления по площади залежи на текущий момент времени. Исходные данные были представлены в виде плана залежи с отмеченными на нем эксплуатационными (Э), наблюдательными (Н), пьезометрическими (П) скважинами с указанными величинами пластового давления.Для построения профиля давлений необходимо выбрать цепочку скважин таким образом, чтобы проведенный по этим скважинам разрез наиболее полно выражал характер распределения давления по залежи в целом. Профиль давлений строится в масштабе с соблюдением пропорций в расстояниях между скважинами. При этом по оси ординат отложены значения давления в скважинах, по оси абсцисс ? расстояния между соответствующими скважинами. Порядок восстановления (перераспределения) давления в залежи при закрытии всех скважин следующий: ? Первоначально происходит ликвидация локальных депрессионных воронок, забойные давления восстанавливаются до пластового в радиусе соответствующих скважин.Среднее пластовое давление определяется по карте изобар. На карту накладывается сетка с определенным шагом (в данном случае 0,5х0,5 см). Среднее пластовое давление определяется по формуле: где ? сумма давлений во всех узлах, n ? количество узлов. Среднее пластовое давление также можно определить по формуле рпл.ср. Коэффициент эксплуатации скважин 0,95Та или иная форма записи уравнения материального баланса используется при определении показателей разработки месторождений природного газа в условиях газового или водонапорного режима. Дифференциальные уравнения истощения газовой залежи применяются в расчетах показателей разработки газовых месторождений в период падающей добычи газа и т. д.Средняя глубина скважин и пластовая температура даны по условию.Z - коэффициент сверхсжимаемости газа, равный отношению плотности совершенного газа к плотности реального при заданных давлении и температуре. Коэффициент сверхсжимаемости учитывает отклонения состояния реального газа от предписываемого уравнением состояния для совершенного газа.К показателям разработки месторождений природных газов относится большое число параметров. Среди них следует отметить: 1) изменения во времени дебитов газовых скважин; Эти показатели можно определить в результате интегрирования дифференциального уравнения неустановившейся фильтрации газа при соответствующих краевых условиях. Поэтому для расчета показателей разработки месторождений природных газов были предложены различные приближенные методы, а также приближенные методы интегрирования уравнения Л. С. Лейбензона. Введение понятия об удельных объемах дренирования позволяет проводить расчеты на одну «среднюю» скважину и определять изменение во времени потребного числа «средних» скважин.Общее количество запасов залежи можно определить различными методами. Существуют объемный метод, метод подсчета запасов по падению давления, а также определение запасов по количеству отобранного газа и изменению среднего пластового давления. Для расчета давлений примем, что залежь является гидродинамически изолированной, чисто газовой и эксплуатируется исключительно в газовом режиме. В этом случае будет соблюдена прямопропорциональная зависимость между пластовым давлением и степенью выработки залежи. Следовательно, для залежи с расчетными запасами в 54,33 млрд. м3 отбор должен составлять 1,63-2,72 млрд. м3.Рассчитаем технологические показатели на каждый год разработки в течение следующих пяти лет. Расчет забойного давления проведем по следующей формуле: a = 0,119, b = 0,00006?коэффициенты фильтрационных сопротивлений.
План
Оглавление
Введение
1. Подсчет запасов методом материального баланса
1.1 Построение карты изобар
1.2 Построение профиля давлений по скважинам 1П-4-8-12-4П
1.3 Определение среднего давления по залежи
1.4 Уравнение материального баланса
1.5 Определение текущих и начальных параметров залежи
1.6 Определение коэффициента сверхсжимаемости газа
2. Прогноз снижения пластового давления при отборе газа из залежи
2.1 Определение запасов залежи
2.2 Расчет давлений на ближайшие пять лет разработки
3. Расчет технологических показателей работы «средней» скважины