отчет. Отчет по практическому занятию 8 по дисциплине Разработка и проектирование газовых и нефтегазоконденсатных месторождений

Название	Отчет по практическому занятию 8 по дисциплине Разработка и проектирование газовых и нефтегазоконденсатных месторождений
Анкор	отчет
Дата	20.11.2022
Размер	290.93 Kb.
Формат файла
Имя файла	Otchet_po_PZ_8 (1).docx
Тип	Отчет #802158

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего образования

«УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ

ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Кафедра разработки и эксплуатации газовых и нефтегазоконденсатных месторождений
ОТЧЕТ

по практическому занятию №8

по дисциплине «Разработка и проектирование газовых и нефтегазоконденсатных месторождений»

на тему «Методика расчета показателей разработки слоисто-неоднородной газовой залежи при упруговодонапорном режиме»

Выполнил: студент гр. БГГ-19-01 Ахметзянов А.М.

Проверил: преподаватель Гайсин А.Р.

Уфа 2022

Цель: изучить методику расчета показателей разработки слоисто-неоднородной газовой залежи при упруговодонапорном режиме с использованием полосообразной модели пласта. Рассчитать динамику пластового и забойного давлений, среднего дебита скважин, потребного количества скважин и накопленного отбора газа, количества внедрившейся воды в пласт и по каждому пропластку в отдельности, количества обводнившихся скважин по каждому пропластку.

Задача 8. Разрабатывается слоисто-неоднородная газовая залежь при упруговодонапорном режиме с заданной динамикой темпа отбора газа на периоды нарастающей и постоянной добычи. При расчетах можно использовать полубесконечную полосообразную модель залежи, ограниченную с одной стороны непроницаемой перегородкой, а с другой водоносной областью. Продуктивные отложения в пределах каждого пропластка принимаются однородными по коллекторским и емкостным свойствам. Размещение скважин по площади залежи – равномерное в пределах зоны разбуривания. Технологический режим эксплуатации «средней» скважины – постоянная депрессия на пласт. Коэффициенты фильтрационных сопротивлений не изменяются во времени. Исходные данные приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Исходные данные

Балансовые запасы		36689,095	млн м³
Газонасыщенный поровый объем		131,773	млн м³
Начальное пластовое давление		27,619	МПа
Пластовая температура	T	325	К
Дебит «средней» скважины		702,874	тыс. м³/сут
Коэффициент фильтр. сопротивления A	А	0,01592329	МПа²/(тыс.м³/сут)
Коэффициент фильтр. сопротивления В	В	0,0000524	(МПа/(тыс.м³/сут))²
Пористость	m	0,2	доли единицы
Начальная газонасыщенность		0,75	доли единицы
Вязкость газа в пластовых условиях		0,74	мПаꞏс
Ширина пласта	B	4000	м
Расстояние от начального положения ГВК до зоны разбуривания		1500	м

Темп отбора в период постоянной добычи, продолжительность периода нарастающей добычи, доля накопленной добычи газа за период нарастающей и постоянной добычи К приведены в таблице 2. Характеристики пропластков приведены в таблице 3.

Таблица 2 – Темп отбора в период постоянной добычи и продолжительность периода нарастающей добычи

Вариант	Темп отбора в период постоянной добычи, % от	К_пд	Вариант	Продолжительность периода нарастающей добычи, год
В	6	0,65	1	7

Таблица 3 – Проницаемость и толщина пропластков

№ пропластка	Проницаемость , мкм²	Толщина , м
1	0,055	8,1
2	0,098	1,2
3	0,012	2,9
4	0,005	1,7
5	0,031	5,1

Ход работы:

Порядок расчета показателей разработки слоисто-неоднородной газовой залежи при упруговодонапорном режиме с использованием осесимметричной полосообразной модели пласта:

1) Рассчитываем длину газоносной зоны пласта

из формулы (1):

(1)

= 11558,992 (м);
2) Принимаем, что на нулевой момент времени (i=0) (эксплуатация залежи еще не началась) газоводяной контакт находится в начальном положении, суммарный объем внедрившейся воды равен нулю, средневзвешенное пластовое давление равно начальному пластовому давлению.
3) Переходим к расчету на (i+1) момент времени. Присваиваем величине j значение ноль (j-число итераций на каждый момент времени).
4) Рассчитываем накопленную добычу газа на (i+1) момент времени. В первом приближении присваиваем количеству внедрившейся воды значение равное на предыдущий момент времени

.
5) Переходим к расчету показателей на (j+1) итерации. Рассчитываем отношение

по формуле (2),

по методике, приведенной в приложении А. Присваиваем давлению сравнения

значение

. (2)
6) Переходим к расчету показателей на (j+1) итерации. Определяем положение границы раздела газ-вода для каждого пропластка по формуле:

. (3)
7) Рассчитываем суммарный объем внедрившейся воды в каждый пропласток

и во всю залежь

по формулам (4) и (5), отношение

по формуле (2),

по методике, приведенной в приложении А.

; (4)

. (5)
8) Проверяем условие (6). Если условие (6) выполняется, то переходят к пункту 9, иначе рассчитывают новое значение давления сравнения

по формуле (7) и переходят к пункту 6:

; (6)

. (7)
9) Рассчитываем на (i+1) момент времени забойное давление

по формуле (8), средний дебит скважины по формуле (9) и потребное количество скважин по формуле (10):

(8)

(9)

(10)
10) Проверяем условие (11). Если условие выполняется, то переходим к пункту 3 для расчета на следующий момент времени. Иначе расчет показателей разработки закончен:

(11)
Результаты расчета заносятся в таблицы 5 и 6.

Таблица 5 – Результаты расчета показателей разработки газовой залежи при упруговодонапорном режиме

Год	, %	, млн м³/год	, млн м³	, тыс. м³	, МПа	, МПа		, МПа	, тыс. м³/сут	, шт
1	0,857	314,478	314,478	573,816	31,255	27,455	0,878	26,775	700,387	2
2	1,714	628,956	943,434	1607,889	30,959	27,095	0,875	26,415	694,884	3
3	2,571	943,434	1886,868	3086,406	30,488	26,534	0,870	25,855	686,258	5
4	3,429	1257,912	3144,780	5011,791	29,832	25,777	0,864	25,097	674,458	6
5	4,286	1572,390	4717,169	7379,285	28,975	24,824	0,857	24,144	659,358	8
6	5,143	1886,868	6604,037	10190,737	27,895	23,676	0,849	22,996	640,792	9
7	6	2201	8805,383	13446,108	26,566	22,330	0,841	21,651	618,468	11
8	6	2201	11006,728	17072,346	25,242	21,055	0,834	20,376	596,694	12
9	6	2201	13208,074	21023,795	23,902	19,819	0,829	19,139	574,956	12
10	6	2201	15409,420	25273,444	22,525	18,597	0,826	17,917	552,810	13
11	6	2201	17610,766	29803,386	21,092	17,367	0,823	16,687	529,799	13
12	6	2201	19812,111	34603,395	19,580	16,107	0,823	15,428	505,402	14
13	6	2201	22013,457	39259,837	17,883	14,731	0,824	14,051	477,654	14
14	6	2201	24214,803	44605,336	16,133	13,341	0,827	12,661	448,342	15

Таблица 6 – Результаты расчета показателей разработки газовой залежи при упруговодонапорном режиме

Год	, м	, шт	, м	, шт	, м	, шт	, м	, шт	, м	, шт
1	62,110	0	82,907	0	29,012	0	18,727	0	46,630	0
2	174,038	0	232,315	0	81,293	0	52,475	0	130,661	0
3	334,074	0	445,937	0	156,046	0	100,727	0	250,808	0
4	542,478	0	724,125	0	253,391	0	163,563	0	407,269	0
5	798,736	0	1066,191	0	373,089	0	240,828	0	599,657	0
6	1103,049	0	1472,402	0	515,233	0	332,582	0	828,122	0
7	1455,411	0	1942,752	1	679,822	0	438,823	0	1092,660	0
8	1847,916	1	2466,686	2	863,160	0	557,168	0	1387,336	0
9	2275,622	1	3037,609	2	1062,942	0	686,126	0	1708,440	1
10	2735,606	2	3651,617	3	1277,800	0	824,816	0	2053,776	1
11	3225,928	3	4306,122	4	1506,829	1	972,654	0	2421,889	2
12	3745,482	4	4999,648	5	1749,512	1	1129,305	0	2811,948	2
13	4295,204	4	5733,442	6	1763,603	1	1295,053	0	3224,655	3
14	4873,802	6	6505,783	8	2033,866	1	1469,507	0	3659,042	4