Исходные данные для задачи 7.1

Параметры	Номер варианта
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Q 1	0,55	0,45	0,65	0,6	0,5	0,4	0,7	0,35	0,65	0,55
Q 2	1,35	1,25	1,45	1,4	1,3	1,2	1,5	1,15	1,55	1,1
Q 3	2,6	2,5	2,7	2,65	2,55	2,45	2,75	2,4	2,8	2,35
Q 4	3	2,9	3,1	3,05	2,95	2,85	3,15	2,8	3,2	2,75
Q 5	5	4,9	5,1	4,8	4,95	4,85	5,15	4,8	5,2	4,75
P0	41	43	42	45	40	44	46	39	38	47
P1	30	32	31	34	29	33	35	28	27	36
P2	22	24	23	26	21	25	27	20	19	28
P3	13	15	14	17	12	16	18	11	10	19
P4	10	12	11	14	9	13	15	8	7	16
P5	4	6	5	7	3	6	8	3	2	9
	0,5	0,7	0,8	0,75	0,9	0,65	0,8	0,85	0,6	0,8
Тпл	30	32	35	33	31	34	37	36	39	38

Задача 7.2

Определить режим работы газовой залежи, если абсолютное
начальное пластовое давление равно Р₀, МПа, относительная плотность газа по воздуху , пластовая температура Т_пл, ºС. При отборе из залежи Q₁, млрд.м³ газа средневзвешенное пластовое давление снизилось до P₁, МПа, при отборе Q₂, млрд.м³ газа давление снизилось до P₂, МПа, при отборе Q₃, млрд.м³ – до P₃, МПа, при отборе Q₄, млрд.м³ - до P₄, МПа, при отборе Q₅, млрд.м³ – до P₅, МПа.

Исходные данные для решения задачи представлены в таблице 4.2.

 

Таблица 7.2

Исходные данные для задачи 7.2

Параметры	Номер варианта
	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10
Q 1	0,4	0,35	0,45	0,47	0,42	0,38	0,44	0,39	0,43	0,46
Q 2	0,8	0,75	0,85	0,87	0,82	0,78	0,84	0,79	0,83	0,86
Q 3	1,3	1,25	1,35	1,37	1,32	1,28	1,34	1,29	1,33	1,36
Q 4	2	1,95	2,05	2,07	2,02	1,98	2,04	1,99	2,03	2,06
Q 5	2,2	2,15	2,25	2,27	2,22	2,18	2,24	2,19	2,23	2,26
P0	8	8,1	7,8	8,4	7,9	8,2	8,5	8,35	8,25	8,6
P1	6,8	6,9	6,6	7,2	6,7	7	7,3	7,15	7,05	7,4
P2	6,2	6,3	6	6,6	6,1	6,4	6,7	6,55	6,45	6,8
P3	5,2	5,3	5	5,6	5,1	5,4	5,7	5,55	5,45	5,8
P4	3	3,1	2,8	3,4	2,9	3,2	3,5	3,35	3,25	3,6
P5	2	2,1	1,98	2,4	1,9	2,2	2,5	2,35	2,25	2,6
	0,7	0,7	0,8	0,75	0,7	0,65	0,8	0,85	0,6	0,8
Тпл	55	54	56	53	57	52	49	50	51	55

 

 

 

 

 

 

 

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЗАПАСОВ ГАЗА В ЗАЛЕЖИ. РАСЧЕТ УСТОЙЧИВОГО ПЕРИОДА ДОБЫЧИ. КОЭФФИЦИЕНТ ИЗВЛЕЧЕНИЯ ГАЗА (КИГ)

В теории и практике разработки месторождений природных газов выделяют три периода - в нарастающей, постоянной и падающей добычи (рис. 8.1).

Рис. 8.1. Периоды разработки месторождений природных газов

1 – период нарастающей добычи (данный период характеризуется разбуриванием месторождения, обустройством промысла и выводом месторождения на постоянную добычу, продолжительность от 1 до 7 лет);

2 – период постоянной добычи (данный период продолжается до экономической нецелесообразности добуривания скважин и наращивания мощностей дожимных компрессорных станций, добываются основные запасы газа месторождения, порядка 60 % запасов и более);

3 – период падающей добычи (характеризуется постепенным снижением уровня годовой добычи, неизменным в случае газового режима числом эксплуатационных скважин или его сокращением вследствие обводнения при водонапорном режиме залежи) [5].

1. Расчет начальных запасов газа в залежи.

Для того, чтобы определить начальные запасы газа в залежи, нужно прежде всего рассчитать начальное давление и температуру на приведенной глубине залежи, которая представляет собой горизонтальное сечение пласта, делящее массу газа, содержащегося в этом пласте пополам. Именно давление соответствующее данной глубине, необходимо использовать в уравнениях материального баланса, поскольку это уровень, выше и ниже которого находятся равные количества газа.

Условные обозначения величин, входящих в расчетные формулы: h _гвк – глубина уровня газоводяного контакта (ГВК), м; Г_г – геотермический градиент, °С; t _ср.п – среднегодовая температура на поверхности, °С; h _пр – приведенная глубина залежи, м; V _г.ч.з – объем газонасыщенной части залежи, м³; m _от – коэффициент открытой пористости, д.е.; S _в – насыщенность остаточной водой, д.е.; Р_кон – минимальное пластовое давление необходимое для доставки требуемого количества газа к пункту сбора, МПа; q_{t 2} - суточный отбор по месторождению в период устойчивого уровня добычи (т.е. в период времени t₂), м³/сут; q _кон – уровень минимальной суточной добычи, при котором разработка данного месторождения становится нерентабельной и будет закончена, м³/сут; С – величина отклонения от нормального гидростатического давления на уровне ГВК, составляет 115000 Па; ρ_п.в. – плотность пластовой воды, кг/м³; Р_атм – атмосферное давление (101325 Па).

Рассчитаем давление на уровне ГВК по следующей формуле:

           .                     (8.1)

Температура на уровне ГВК, при геотермическом градиенте Г_г, среднегодовой температуре на поверхности t _ср.п, равна:

                            .                     (8.2)

Теперь необходимо рассчитать давление газа на приведенной глубине залежи, но для этого нужно знать плотность газа при давлении и температуре на глубине ГВК, а для этого прежде необходимо определить плотность газа при нормальных физических условиях, относительную плотность, критические и приведенные параметры и коэффициент сверхсжимаемости газа для компонентного состава газа, представленного в таблице 8.1.

Таблица 8.1

---

Дата добавления: 2019-03-09; просмотров: 965; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

---

---

Мы поможем в написании ваших работ!